基于动静资料的底水油藏隔夹层刻画及剩余油挖潜研究——以CFD11-X油田NgⅢ下油组为例

渤海CFD11-X油田NgⅢ下油组底水油藏全部采用水平井开发,目前已进入特高含水阶段,迫切需要进一步提升隔夹层的刻画精度,明确不同类型隔夹层对剩余油分布的影响,指导后续剩余油高效挖潜。针对研究区地震资料分辨率低、钻井资料少且以水平井资料为主的现状,综合运用钻、测井及生产动态资料,动静结合开展隔夹层及剩余油研究。研究区NgⅢ下油组隔夹层主要为泛滥平原、河道顶部泥质沉积,不同基准面旋回控制下由于河道切叠程度不同使得隔夹层特征存在差异,根据遮挡特征隔夹层细分为全遮挡、半遮挡、无遮挡型,分别发育于孤立型单砂体、堆积垂叠型复合砂体、切割垂叠型复合砂体中,油井动态天然水体驱动响应类型对应为似边水驱、边水-底水混合驱、原生底水驱。NgⅢ下油组底水油藏在现有水平井开发井网下,纵向受隔夹层遮挡影响,顶部、中部、下部剩余油均不同程度富集,平面受隔夹层分布及井控程度影响,剩余油主要发育于低井控区、开发井井间、局部构造高部位、隔夹层遮挡区。研究成果成功指导了NgⅢ下油组底水油藏的水平井加密挖潜实践,也可供国内外类似底水油藏剩余油的挖潜借鉴。     

强天然水驱油藏高含水期剩余油分布规律及挖潜研究

以位于厄瓜多尔奥联特盆地东翼斜坡带上的DORINE—FANNY油田M1油藏为例,从边底水波及情况、井网完善程度以及局部隔夹层的遮挡3个方面对强天然水驱厚层砂岩油藏高含水期剩余油分布规律进行了研究,并从边底水未波及区、井网未完善区以及局部隔夹层遮挡区3类剩余油富集区的动用阐述了厚层砂岩油藏高含水期剩余油挖潜的措施和效果。     

安塞油田底水油藏地质开发规律研究及认识

在研究区(安塞油田底水油藏)历年开发实践的基础上,讨论了油藏底水发育情况、隔夹层分布特征,系统地分析了底水和隔夹层分布特征对开发效果的影响,并对油藏开发过程中的油水界面和剩余油分布进行研究。结果表明:研究区底水发育特征为"西强东弱",而隔夹层呈"东强西弱"分布特征;在底水发育区,隔层位于油水界面之下,对油水界面的抬升没有明显的抑制作用,而主力油层层内夹层对底水锥进有抑制作用,作用时效与其位置、半径和开采速度有关。长期开发使得油水界面上升,但受夹层抑制作用和开采强度影响单井上升速度不同,无统一的油水界面,纵向上剩余油分布不均。     

南海东部A油田带夹层底水油藏水淹模式及剩余油分析

底水油藏内部发育隔夹层，对油藏早期开发井起到延缓底水的作用，但开发后期，准确寻找剩余油富集区是一大难题，水平井呈现底水和边水双重驱动的特征，剩余油分散，实施调整井难度大。在结合动态资料和静态资料分析后，研究不同部位水平井的水淹模式、剩余油分布，打破原有思路，在底水油藏开发后期精准寻找剩余油，实施调整井。为油田后续高效开发提供了依据。     

夹层研究在水平井开发厚层底水油藏中的应用——以曹妃甸11-6油田Massive砂体为例

渤海海域曹妃甸油田群油藏类型主要为河流相底水油藏,全部采用水平井开发,储层内部不稳定分布的夹层是影响底水油藏开发效果最关键的因素,厘清夹层的分布模式及其对底水的控制规律对底水油藏开发非常重要。以曹妃甸11-6油田Massive砂体为例,通过钻穿含油储层的少量探井、水平井的领眼井等进行小层精细对比,确定了夹层空间分布的总体框架,利用水平井含水率上升规律、供液能力和地层压力等生产动态特征与夹层的响应规律,建立厚层辫状河储层的夹层分布模式,分析了夹层分布模式对底水运动规律的控制作用。研究结果表明,Massive砂体纵向上主要发育2期主力夹层,部分水平井同时受2期主力夹层的共同遮挡,并根据夹层对底水的遮挡能力,划分为强遮挡、中遮挡和无遮挡3类。指导了中、高含水期剩余油分布研究和调整策略,部署调整井23口,平均单井累积增油量为17×104t。     

吴起侏罗系油田剩余油分布规律及挖潜方向研究

吴起侏罗系油藏为边底水油藏,采出程度低,剩余地质储量大,油水运动规律复杂,剩余油认识不清。本文通过数值模拟技术和油藏工程方法,认识X286区剩余油分布特征,确定剩余油富集区,降低油藏挖潜风险;X286油藏剩余油主控因素为隔夹层分布、边底水。指出X286油藏剩余油主要富集区为底水锥进区域、地层物性改变区域,为后期挖潜指明方向,同时为同类型油藏剩余油研究提供技术思路。     

利用特殊结构井提高小断块边底水油藏采收率

江苏油田安丰、宋家垛等复杂小断块边底水砂岩油藏的油藏规模小、含油带窄、含水上升快、停关井多、吨油操作成本高,使用常规井进行调整经济效益差。主控断层断面附近井网难以控制的构造高部位、井间地带及隔夹层遮挡下水驱难以波及到的地带,是小断块边底水砂岩油藏开发后期剩余油富集的主要区域。在精细油藏描述的基础上进行剩余油分布研究,根据剩余油分布部位与规模的不同,有针对性地采取侧钻井、水平井、多目标高精度定向井等特殊结构井,充分挖掘各类剩余油潜力,大大改善了油藏开发效果。利用特殊结构井进行调整挖潜,仅以19口常规井的投资达到了34口井的效果,实现了边际油藏的高效开发。图4表1参11     

小断块边底水油藏开发实践与认识

江苏油田陈堡、安丰、周宋等复杂小断块边底水砂岩油藏,油藏规模小、含油带窄、隔夹层复杂,在早期开发中都是采取一套井网控制,逐层上返的开发模式,油井投入开发后普遍呈现含水上升快,产量递减迅速等问题、在剩余油研究的基础上,根据油藏形态、隔夹层分布、边底水能量及油水粘度比等,有针对性地采取不同的调整策略,转变油藏开发模式,调整层系井网,充分挖掘各类剩余油潜力,大大改善了油藏开发效果。     

水平井技术在太平边底水稠油油藏的应用

为了改善开发效果,提高采收率,针对太平油田边底水稠油油藏直井开发含水上升快、采收率低的问题,在沾18块边底水稠油油藏开展了水平井整体调整技术的研究及应用,取得较好效果。初步形成了边底水油藏剩余油分布规律研究、隔夹层研究、水平井技术等水平井整体调整技术,对太平油田边底水稠油油藏及同类油藏的开发具有较好的指导和借鉴意义。     

南海东部不同类型油藏流场重构技术研究

流场重构是实现剩余油有效挖潜的重要技术措施,南海东部各油藏开发方式、油藏类型、驱动类型各异,需针对不同类型油藏制定相适应的流场重构模式。针对边底水天然能量开发油藏中主控因素井间干扰、隔夹层、井网井距和注水开发稠油油藏中主控因素地层压力、生产压差、井网井距,形成靶区油藏2类6种流场调整模式。     

底水油藏水平井开发物理模拟实验研究

为了了解底水油藏水平井开发过程中水脊发展规律,根据底水油藏水平井开采机理,建立了其开采过程的渗流数学模型,采用方程分析方法推导出了底水油藏水平井采油物理模拟的相似准则数群, 根据相似准则研制底水油藏水平井开发物理模拟装置,利用该实验装置分别研究了均质地层和具有隔夹层底水油藏的水脊上升形态与水平井开发动态。结果表明:在均质条件下,水平井见水位置在中部;当水平井附近具有隔夹层时,水平井含水率上升缓慢,并且随着隔夹层展布的增大,底水受到的抑制作用愈发明显,水平井见水时间延迟;对实际底水油藏水平井生产动态进行分析表明,隔夹层对开发效果的影响与物理实验结果相同。研究表明,可以充分利用隔夹层对底水的遮挡作用,尽量使夹层靠近水平井,并且应适当增大隔夹层的展布,提高水平井开采效果。      

隔夹层参数对底水油藏注水效果影响数值模拟研究——以渤海A油藏为例

基于渤海A油藏的实际开发参数,通过建立含隔夹层的底水油藏数值模型,利用油藏采出程度曲线、注水后含水上升率曲线等资料,开展了隔夹层参数对注水开发效果的影响研究。结果表明,隔夹层长度、隔夹层宽度以及隔夹层高度为影响注水效果的主要因素,隔夹层厚度和隔夹层渗透率为影响注水效果的次要因素;隔夹层长度比越大,注水井注水效果越好;隔夹层高度比越小,注水井注水效果越好。利用数值模型,开展了矿场试验,预测A30H2井注水后,A油藏增油量达4.5×10~4 m~3,井组增加采收率1.2%,达到了提高油藏采收率的目的。     

水平井参与下的油藏隔夹层描述技术及应用

油田开发中后期井间隔夹层分布预测成为油藏精细描述中不可或缺的研究内容,由于隔夹层导致的渗透差异成为影响剩余油分布的重要因素。针对复杂的、非均质性很强的油藏类型,仅依靠露头地质资料、有限的直井信息、地质经验难以精准、合理地表征复杂油藏中的薄隔夹层。本文充分利用水平井开发区丰富的水平井信息,提出一种新的直井与水平井联合的隔夹层描述新思路与新流程,引入了隔夹层敏感测井曲线的变化幅度参数值交会分析新技术,利用直井（段）的隔夹层识别、划分标准和地震构造面约束下的地层产状水平井曲线预测技术,构建出直井（段）与水平井的隔夹层等时对比格架、直井与水平井隔夹层测井响应关系,确定了水平井单井隔夹层类型和定量解释标准;探讨了水平井沿轨迹方向的隔夹层分布;综合多种信息和地质模型指导完成了水平井参与下的油藏隔夹层剖面对比分析、隔夹层平面展布规律的研究,验证和修正了前人基于直井（段）隔夹层解释结果、明显地提高了隔夹层预测精度,最后结合动态开发资料综合分析了在隔夹层控制下的油水运动过程以及剩余油分布富集特征,为后续油田开发方案的调整以及新井部署提供了有力的依据。     

夹层对不同韵律底水油藏开发效果的影响机理——以苏丹H油田为例

以苏丹块状底水油藏H油田为原型,运用数值模拟方法建立了正韵律、反韵律、复合正韵律和复合反韵律底水油藏的数值模型,研究了不同夹层半径、厚度及分布条件下各种韵律油藏的开发效果,并提出了相应的开发技术对策。结果表明,对不同韵律底水油藏,含夹层油藏的开发效果均得到不同程度的改善,控水效果随着夹层半径的增大而变好;夹层厚度对开发效果影响不大,低含水期正韵律底水油藏和中高含水期反韵律底水油藏控水效果相对较好;夹层分布在距离油水界面较近或存在多夹层情况下开发效果好;剩余油主要分布在夹层之间和夹层下部。不同韵律底水油藏的开发策略主要为充分利用隔夹层优化射孔,结合垂向与水平渗透率之比控制采油速度和适时实施人工夹层等减缓底水锥进速度。H油田开发实践表明,充分利用隔夹层优化射孔并部署加密水平井能取得较好的开发效果。     

底水油藏精细开发立体井网挖潜

动静结合,联合数值试井,完善隔夹层分布,分析其对剩余油的影响,在此基础上提出微分层系立体井网挖潜方式,实践表明其在底水油藏开发中取得了良好的效果。     

强底水稠油油藏水平井三维水驱物理模拟实验

珠江口盆地海相砂岩稠油油藏底水活跃,夹层分布复杂,开发难度较大,现有的常规实验规范无法准确地描述此类油藏的波及规律。基于南海东部X稠油油藏特征,设计了水平井三维水驱物理模拟实验,抽提出原油黏度和夹层分布范围作为影响水驱开发效果的主控因素,分析了强底水稠油油藏水驱开发中的水脊形态与波及规律。结果表明：稠油油藏水脊变化过程为局部锥进—局部见水—局部上托—围绕见水点拓展;稠油油藏水驱存在明显的油水过渡带,在开发后期波及范围增大有限,可采用大排量提液措施,重点挖潜在波及区油水过渡带中的剩余油;稠油油藏水驱应关注水平井沿程非均质性;对于含夹层稠油油藏,小范围夹层底部剩余油较少,大范围夹层易发生底水绕流形成次生边水,沿井筒方向波及范围增大幅度较大,在夹层下部残存大量剩余油,表现为“屋檐油”。该成果可为强底水稠油油藏治水防水及剩余油挖潜提供方案。     

TQ油田隔夹层与油田开发的关系

隔夹层的存在对油田开发具有显著的影响。本文以TQ油田为例,分析了隔夹层对油藏性质、底水推进、剩余油分布、含水上升速率等方面的影响,对油田的后续开发起到宏观指导作用。     

渤海海域辫状河储层构型界面定量表征

为了理清渤海海域低幅构造厚层辫状河底水油藏夹层分布模式,指导高含水开发阶段剩余油分析和调整挖潜,通过含水阶段、地层压力、试井资料、生产压差、供液能力等生产动态资料多参数统计分析,定量评价四级构型界面遮挡底水脊进能力,设计油藏机理模型对构型界面各项异性与生产井底水脊进规律进行正演分析,形成了海域稀井网、水平井开发模式储层四级构型界面定量描述技术。研究结果表明:四级界面主要由泥岩、泥质粉砂岩和高能洪水期沉积的致密含砾粗砂岩复合沉积构成,根据遮挡底水脊进能力,分为强遮挡、中遮挡和无遮挡3类。模型正演表明宽度大于200 m,低渗透夹层厚度大于1.5 m,可显著抑制底水脊进速度,生产井水平段部署于构型界面上6~8 m,开发效果最好。该研究对海域类似油藏的调整挖潜具有较高的推广价值。     

小气顶低幅构造强底水油藏剩余油分布主控因素

曹妃甸油田群河流相底水油藏是渤海海域已开发的一类重要油藏类型,采用不规则水平井井网开发,目前大多数油藏已进入中、高含水阶段,但采收率偏低,亟需理清剩余油分布规律和主控因素,指导油田下步综合调整。曹妃甸油田群新近系馆Ⅲ油组下段储量大、开发井多,是一个已进入高含水开发期的小气顶低幅构造强底水油藏。通过静态地质资料和动态生产资料相结合,认为微构造形态和小断距断层等构造因素、河漫滩成因夹层、油水界面差异、油田早期开发理念、目前开发井网等5大因素控制了研究区剩余油分布。在以第2期夹层为界的上、下开发层系中,剩余油分布具有一定规律性。上开发层系剩余油主要分布在油环井网不完善区域,下开发层系剩余油主要分布在油藏西部的油水界面较低及井网不完善区域、中部的水平生产井和气油界面之间、第4期主力夹层下部构造高部位以及距开发井较远的断层附近。     

复杂断块油藏夹层描述及对剩余油控制研究

复杂断块油藏进入高含水开发阶段后,夹层控制剩余油是重要的挖潜对象。复杂断块油藏夹层分布规律性差,剩余油分布更加复杂。以江苏油田G6断块某厚层砂体为例,综合运用岩心观察、扫描电镜等资料,研究了储层夹层的成因、识别方法、分布特征以及对剩余油分布的控制作用,并提出了相适应的挖潜技术方向。研究表明:G6断块夹层以泥质夹层为主;基于不同夹层测井响应差异,建立了夹层识别图版,绘制了夹层分布图,确定了G6断块夹层分布特征,揭示了夹层对剩余油分布影响规律:纵向上夹层加剧了剩余油分布的差异性,平面上剩余油多富集于夹层发育位置,其中分布频率在0.15层/m以上井区为重点挖潜对象;针对夹层控制剩余油,提出了补孔、调剖及间歇性注水三种挖潜措施。本研究对同类油田高含水开发阶段剩余油挖潜有一定参考价值。