基于试井反馈信号判定小层连通性技术

涠洲A油田为陆相复杂断块油田，开发层位流二段为薄互层油藏，砂体连通性复杂。为落实井间连通性，开展干扰试井研究，对干扰试井压力响应速度和砂体宽厚比分析，建立了流二段干扰试井压力响应经验公式，提出薄互层油藏小层连通性定量表征方法，认为油藏纵向上不连通，小层占比与干扰信号接收时间和井间压力系数差异的乘积呈幂函数关系。对该油田中块2井区5口生产井间连通性分析，明确了平面井点和纵向小层连通关系，指导了下步4口调整井部署和注采关系优化措施，能够提高区块采收率9.2%，为该类复杂断块油田薄互层油藏连通性分析提供了解决思路。     

渤海A油田砂体连通性研究

在渤海A油田开发中,对河道砂体连通性的可靠描述关乎注采井网的合理部署及采收率的提高。为此,针对A油田储层主要为点砂坝、天然堤和决口扇,砂体数量多,厚度小的特点,采取了一系列有效技术和措施,包括测井资料信息统计、地层切片技术、多地震属性聚类分析技术等,对砂体的连通性进行了研究。研究结果表明,这些技术很好地解释了油田开发中存在的问题,即原先描述的独立砂体,在注采开发中却发现并不连通,其实是2个甚至是多个砂体叠置。根据重新描述的砂体连通性,调整了注水井,优化了注采井网。注采实例表明,上述方法可以较好地解决河流相沉积类型油田的砂体连通性描述问题,提高油田的采收率。     

利用生产动态及地震资料分析井间河流相砂体连通性

渤海PL油田是位于渤海湾盆地的大型河流相油田,在其注水开发过程中,亟需准确认识注水井与生产井之间的砂体连通性,以便优化和调整注采井网,提高采收率。针对油田砂体横向变化快,纵向上薄砂体发育的特点,利用丰富的压力、水淹等生产动态资料及相位转换后赋予地质意义的地震资料综合分析砂体的连通性,进一步完善和修正了早期以地质及测井资料确定的砂体连通性分析成果,并引入注采连通率概念,用来定量表示井组范围内注水井与生产井之间的砂体的连通性。该套方法在PL油田注水优化及井网调整研究中得到了充分的体现,对其它河流相注水开发油田井组范围内井间砂体连通性研究具有一定的借鉴作用。     

冀东油田复杂断块油藏水驱采收率计算方法

复杂断块油藏在我国油田开发中占重要位置,与整装砂岩油藏相比,其开发水平和开发程度都有较大的差距。对于冀东油田这类构造岩性层状复杂断块油藏来说,注采井网仍不能有效控制全部的地质储量,仍有很大一部分储量无法通过水驱开发。冀东油田复杂断块注水开发油藏注采井网以不规则点状注水井网形式为主,常规油藏工程计算采收率方法无法满足生产要求。将冀东油田复杂断块构造岩性油藏不规则点状注采井网分为4类13种油砂体井网配置模式,分别计算每种模式极限面积波及系数,进而计算区块水驱采收率和理论采收率。根据建立的复杂断块油藏水驱采收率计算方法,计算了冀东油田复杂断块油藏水驱采收率,与标定采收率相比,复杂断块油藏理论采收率计算方法的计算结果与动态法差别较小。     

海上油田井间连通性综合评价技术研究

海上油田开发成本高,探井、评价井及生产井数少,导致油田资料及油藏认识有限,而对于注水开发的油田,井间连通性的认识对于改善注水效果及提高采收率是非常重要的。因此,针对这一难题及需求,以海上某油田注采井组为例,提出了井间连通性综合评价技术。利用砂体展布、储层物性、沉积相等地质研究分析静态连通性,根据油井泵吸入口压力及产液量随注水量波动的响应情况分析动态连通性,再结合示踪剂的测试结果,以及自主研发的油水井间连通性评价软件定量计算油水井间的连通系数,综合评价了油田注采井间连通性,为海上油田剩余油分布认识、注水效果改善及采收率的提高提供了参考和依据。     

井间连通综合分析方法在复杂断块油藏的应用

涠洲A油田流沙港组三段为分流河道型复杂断块油藏,区块内河道砂体相互叠置,断层发育,连通性复杂。为确保油藏注采效果,结合油田开发静动态资料,例如精细地层对比、含油单砂体地震描述、干扰试井、压力变化及试井分析对储层进行井间连通综合分析。综合方法很好地解释了由沉积相控制的复杂断块油藏的连通性,并重新建立井间连通模式,通过数值模拟预测剩余油分布,提出调整措施,取得了良好的开发效果。     

提高非均质砂岩油田水驱采收率的新思路

在非均质、低渗透砂岩油田水驱开发的中后期,剩余油分布具有如下特点:①注采井网不合理在单砂体中造成有采无注,有注无采及注采失调,从而形成剩余油。②砂体单向受效,在翼侧形成剩余油。③砂体非均质严重,在高渗透地带造成水窜,在低渗透地区形成剩余油。基于剩余油分布的上述特点,分析目前开发剩余油所普遍采取的两种方法具有的不足,即井网加密受到储量丰度的局限及油田综合调整具有复杂、工作量大、难于管理、成本高,使上述剩余油在注水与采油分井进行的开发模式下很难得到充分开发,因此提出了开发剩余油、提高非均质低渗透砂岩油田水驱采收率的新思路——同井分层注、采开发模式,并以大庆葡萄花油田南部(葡南)为例进行了效果预测,结果表明:利用该模式可使葡南油田水驱采收率比标定值提高3.7%。     

渤海BZ油田水平注水井提高采收率研究

渤海BZ油田是隔夹层发育的砂岩油藏,油田主力砂体单油层分布面积扩大,多油层叠合区的面积比例相对减小,因此,采取以单砂体为开发单元、以水平注水井开发的策略进行开发。以渤海BZ油田实际地质模型为研究对象,开展了水平注水井开发模式、注采井距、水平段长度、水平方向位置、垂向位置五个方面的改善水驱优化研究,研究表明,优化后的水平注水井可以大幅改善水驱效果,提高油田采收率。     

渤海天然能量开发砂岩油藏采收率经验公式研究

采收率是评价一个油田开发效果的重要参数,目前,对注水开发砂岩油田、稠油热采及底水碳酸盐岩油藏的采收率预测方法做了较多的总结和较深入的研究,但是,对于天然能量开发的砂岩油藏采收率预测方法研究较少。分析了影响天然能量开发砂岩油藏采收率的主要因素,重点分析了油藏的流度、储层的变异系数及井网密度对采收率的影响,采用多元回归方法建立了采收率的预测公式,利用渤海砂岩油藏天然能量开发的实例对回归的经验公式进行了验证。结果表明:所建立的预测公式在计算海上天然能量开发砂岩油藏采收率方面具有较高的精度,将为今后海上天然能量开发砂岩油藏的开发评价、编制开发方案提供可靠依据。     

L油田储层压力差异机理研究与应用

L油田是渤海最大的陆相多层砂岩油藏,含油井段长,单井钻遇油厚度大,采用一套层系多层合采合注。历经十多年的注水开发,油田进入中高含水期,开发矛盾突出,特别是纵向上主力砂体存在严重超压、欠压问题,对油田各类增产增注措施和调整井的实施有很大影响。通过对油田评价井岩心粒度的分选性统计分析,认为储层分选性差和不合理生产压差制度是造成油田主力砂体超压、欠压的主要原因,为多层砂岩油藏改善开发效果提供依据。     

裂缝和砂体方向性明显油藏注采井网的优化

在油藏裂缝和砂体各有明显方向性、且渗透率沿二者方向显著增大的情况下,注采井网必须避免沿裂缝和砂体两个方向中任何一个方向可能发生的水窜水淹。松辽盆地1999年发现的海坨子油田属特低渗透岩性油藏,萨尔图油层的裂缝和砂体都具有明显方向性,在开展储集层沉积相、裂缝研究的基础上,通过数值模拟,对注水开发井网的井网密度、井排方向、井网形状、井距与排距、注采井数比及注水方式进行了优化,确定了适合该油藏特点的600m×150m菱形反九点面积注采井网。该注采井网实施后见到了较好的效果:采油速率达1.48％,预测采收率达20％;油田地层压力趋于稳定,日产液、日产油递减缓慢,综合含水上升平稳。菱形反九点井网有两个可调的井排方向,是适合于裂缝和砂体方向性明显油藏的最佳井网。图2表2参12     

多层砂岩油田热采油藏管理提高采收率

概述了美国科恩河油田多层砂岩稠油油藏的特征和开发历史,重点讨论了强化热采油藏管理提高采收率的实践。科恩河油田为水动力圈闭的单斜油藏,蒸汽驱开采后期,碳氧比能谱测井、四维时移热采动态及注采井动态监测结果,孤立单河道砂体识别、追踪,全油田三维地质建模及数值模拟研究为识别剩余油和提高采收率提供了依据。人工智能、蒸汽泡沫驱、双油管完井分层注蒸汽等措施扩大了蒸汽驱波及体积。加密井、水平井钻井及浅部油藏侧钻水平井可大幅度增加可采储量,水平井产量达到相邻直井的3倍以上。为开采油藏下倾部位油水界面附近未动用的“冷油藏”,在下倾部位水层钻产水井泄压,使蒸汽驱得以有效波及到该部位剩余油。     

疏松砂岩油藏二次开发方式研究与实践

曙三区是曙光油田主力区块之一,出砂严重,实际注采井网极不完善,油藏开发效果较差。针对这一问题,选择出砂最为严重的区块实施二次开发先导试验。通过重新规划注采井网,开展系列防砂工艺,2个先导试验井组的油层钻遇率及投产效果均达到预期目的,防砂、治砂取得初步成果。该研究为疏松砂岩油藏的二次开发提供了可借鉴的经验。     

海上薄互层砂岩油藏层间干扰规律及调整对策

薄互层砂岩油藏储层复杂,层间干扰主控因素多样,层间干扰规律难以预测,严重影响了油田整体开发效果。针对该问题,基于薄互层砂岩油藏层间干扰作用机理,通过油藏工程方法,明确了薄互层砂岩油藏层间干扰主控因素;结合实际油田生产动态分析,量化评价了小层动静态流动能力,建立小层物性、流体性质、注采受效程度及水淹程度等多重因素共同作用下的层间干扰全寿命定量预测图版,并提出有针对性的层系调整对策。研究表明:薄互层砂岩油藏不同流动能力差异下层间干扰呈现不同的动态变化规律,需综合考虑动静态因素的影响;流动能力差异系数7.0以内的小层初期层间干扰相对较弱,可划分同一层系开发,中高含水期后强水淹小层将显著加剧层间干扰作用。该研究对指导薄互层砂岩油藏层系划分及调整具有借鉴意义。     

低渗透油藏压裂井网的水驱采收率与井网密度关系探讨

以长庆安塞油田和吉林两井油田的实际资料为依据，利用谢尔卡夫公式、前苏联经验公式以及国内经验公式，对低渗透油藏压裂井网的水驱采收率与井网密度关系进行了探讨。结果表明，对于常规方式注水开发井网，在利用经验公式计算不同井网密度下水驱采收率时，前苏联经验公式计算结果明显偏大，而谢氏公式偏小，国内经验公式相对比较可靠；对于压裂注采井网，特别是对实施大规模压裂的低渗透油藏注采井网，利用已有经验公式计算水驱采收率或进行经济评价时有一定偏差。因此，有必要建立低渗透油藏压裂注采井网的水驱采收率与井网密度的经验公式。     

彩南油田彩9井区西山窑组油藏井间动态连通性研究

彩南油田彩9井区西山窑组属于低渗-特低渗油藏,非均质性强,注采井网适应性差,储量动用程度低,水驱开发效果极差。准确的判断注采井间动态连通性,是改善油田开发效果的关键。针对彩南油田彩9井区西山窑组油藏,建立井间动态连通性模型。利用油田注采动态数据反演得到井间动态连通系数,绘制全区注采井间连通图。对比分析示踪剂和微地震解释结果,验证方法的准确性,并且分析表明该油田西部连通性存在明显的方向性,呈西北-东南方向。     

BZ油田井间动态连通性研究

BZ油田油藏是渤海典型的中高孔渗稠油油藏,目前处于高含水阶段,开展油藏井间动态连通性的研究对后期剩余油挖潜有重要指导意义。稠油油藏原油粘度较高,存在启动压力梯度,传统的井间动态连通性研究方法不适用于稠油油藏。为此,基于系统分析思想,将注水井、生产井及其井间介质看作一个系统,根据物质平衡原理和稠油油藏的产量描述模型,考虑启动压力梯度影响,利用油田的注采生产资料,建立稠油油藏注采井间动态连通性评价的新模型,并利用最小二乘原理反演得到注采关联系数,进而分析BZ油田的井间动态连通状况。研究结果为渤海BZ油田及其他相似油藏的井间动态连通性分析提供了科学依据。     

外围油田综合油藏描述与评价优选技术

大庆外围油田经过27年优选开发,未开发储量和潜力主要为特低渗透、特低丰度和薄互层零散砂岩的岩性油藏.在分析外围油田地质特征的基础上,系统总结了地质-测井-地震多学科综合油藏描述与评价优选技术,包括低阻含钙薄互层油水同层测井解释技术、薄互层零散砂体地震分频分析预测技术、薄层零散砂体地震精细反演预测技术、低渗透储层裂缝描述与预测技术、复杂岩性油藏滚动评价优选技术,提出了综合油藏描述与评价优选技术下一步发展方向.该技术对同类型油田评价开发具有重要的指导意义.     

用相对渗透率曲线建立水平井采液、吸水指数经验公式（为庆祝塔里木油田石油会战20周年而作）

塔里木盆地HD油田薄砂岩油藏为2层产油层,属于超深、超薄的中低渗层状边水油藏,采用双台阶水平井注水开发.利用相渗曲线,建立该特殊油藏水平井采液(油)指数、吸水指数随含水变化的经验公式,经现场生产及测试资料验证,符合程度较高,对预测该油藏水平井注采能力、合理调整注采关系、提高水驱采收率具有重要指导作用.     

油砂山薄互层复杂断块油藏开发层系细分研究

油砂山油田属于长井段薄互层复杂断块油藏,具有油层数量多、纵向跨度大、砂泥岩薄互层、非均质性强等特点。针对油砂山油田目前开发中存在的含水上升快、储量动用程度低、注采系统不完善、注水效果差等问题,以油田探明地质储量为物质基础,依据细分层系可行性研究,确定了油藏分断块、分层系的细分开发方案,实施后取得了明显的开发调整效果。