录井水淹层评价技术用于朝阳沟油田低渗透油层的射孔选层

朝阳沟油田属大庆外围低渗透油藏,经过几十年注水开发,含水逐渐升高,油水关系复杂,储集层剩余油挖潜难度日趋增大。在应用岩石热解、热解气相色谱、荧光显微图像解释评价水淹程度的基础上,通过归纳近两年来朝阳沟油田所钻的两口密闭取心井资料以及其他投产井资料,总结低渗透油层剩余油的录井资料特征,可以较准确地认定低渗透储集层剩余油富集部位,较好地判断储集层剩余油分布情况及潜力,进而建立朝阳沟油田剩余油射孔选层依据为:1剩余油饱和度应该大于37%的油层;2热解气相色谱主峰碳响应值大于1.2mV,且解释为中水淹以下的油层;3厚度一般大于1.5m的油层。实践证明,该方法在朝阳沟油田低渗透油藏开发应用中取得了较好的效果。     

喇嘛甸油田萨尔图油层剩余油分布特征

从喇嘛甸油田南块井网加密前后萨尔图油层的变化看出,低弯曲分流河道砂体的窄条带形状分布随着井网的加密变得更为明显,而且对差油层更需要分解成单砂体来认识。通过分层测试、水淹层解释等资料对喇嘛甸油田萨尔图油层剩余油分布状况作了分析,按其影响因素分为注采不完善、油层的变差部位或变差部位遮挡、油水升间油层连通异常、新钻遇的未水淹层四种类型。同时提出了对剩余油挖潜的设想。     

河道砂体解剖技术在低渗透油藏的应用

C油田C55区块是典型的低渗透裂缝性油藏,目前处于一次井网加密后的中高含水开发阶段,主力油层水淹严重,层间矛盾较为突出,层间干扰型和高水淹韵律顶部型剩余油富集.目前尚缺乏有效动用低渗透储层高水淹韵律顶部型剩余油的水驱挖潜方法.通过检查井岩电对应、加密井测井水淹解释和注入剖面资料发现该区块5个主力油层存在发育上、下2个砂体的情况,为此应用河道砂体精细解剖技术进行储层细分,将层内矛盾转化为层间矛盾,使高水淹韵律顶部型剩余油转化为层间干扰型剩余油,通过注水井的精细分层调整,改善了层间动用状况,提高了油田开发效果.     

萨北开发区井网加密后剩余油分布再认识

在北二西二类油层及三次加密新井完钻后,通过补绘和完善89个单元沉积相带图,结合动态分析、取心井资料和各类油层的水淹状况对储层砂体进行再认识,描述各类砂体的平面几何形态、组合关系及连通状况。对比分析加密前后的砂体分布变化,总结加密井网条件下各类砂体分布规律。综合分析剩余油分布特征,针对砂体微相形态,进行注采对应关系分析,提出相应的调整措施建议,对改善特高含水期油田开发效果具有重要的指导意义。     

复杂小断块油田剩余油分布规律——以杨家坝油田为例

复杂小断块油田具有面积小、断层发育、构造破碎、油水关系复杂以及开发后期剩余油分布复杂等特点.通过对杨家坝油田资料的分析,提出了水淹层测井解释、矿场测试资料分析、动态分析以及数值模拟等多种剩余油研究方法.平面上,剩余油主要富集在滩坝、河口砂坝微相中,其他砂体剩余油分布较少;纵向上,剩余油主要分布在含油面积较大的主力油层、漏射的非主力油层以及厚油层的顶部.     

喇南中西一区各类储层动用特点研究

本文针对喇南中西一区剩余油分布状况复杂的现状,利用水淹层解释资料、碳氧比、激发极化测井资料、取心井资料及多学科油藏研究成果等进行分析,结合区块动态分析,精细描述了各类油层动用特点,明确了现井网条件下储层动用程度及剩余油分布特征,为区块开发决策及精细的开发调整提供了准确的地质依据。     

厚油层堵水调剖综合挖潜技术

杏北开发区主力油层和非主力油层中的厚油层，在基础井网综合含水909，6以上的情况下，仍存在基本未动用或动用不好的剩余油富集区。根据沓1～3区一、二次加密调整井水淹层资料统计，主力油层内平均有27．6％的未水淹、低水淹厚度，自gh 而上水洗程度减弱。剩余油垂向上多集中在正韵律厚油层顶部，平面上多分布在断层遮挡及注采不完善井区。挖潜难度较大，必须通过综合挖潜措施来改善基础井网开发状况。     

萨尔图油田示范区不同储层结构水淹特征分析

萨尔图油田北三西区西部示范区已进入高含水阶段,加之储层性质复杂多样,剩余油分布研究变得愈来愈困难。在详细研究该区储层沉积类型、总结不同储层结构的特征之后,结合各种动静态资料,判断储层水淹程度,分析储层油水运动规律,最终对储层的水淹特征作出总结评价。结果表明,示范区共发育4种类型相结构储层且水淹状况各有特点:总体上Ⅰ类相结构储层以河道砂发育为主,大面积遭受水淹且水淹程度最高;Ⅱ类相结构储层以河道砂和两种席状砂发育为主,水淹程度较高;Ⅲ、Ⅳ类相结构储层两种席状砂较少,表外砂和泥岩尖灭较发育,水淹程度较低。此外,依据油田井网布置情况和实际生产措施,提出了相应的调整建议,为高含水油田后期调整挖潜提供了理论依据。     

卫81块沙四段储层沉积微相及剩余油分布研究

针对卫城油田卫81块沙四段油藏储层非均质性严重、油田处于中高含水开发期,水驱动用程度低的特点,对其储层沉积特征、流动单元沉积微相及剩余油分布的关系进行了研究。该区Es4段属于浅水湖泊三解洲沉积,骨架砂体为河道砂、河道间砂、前缘砂（席状砂）、远砂坝。动态资料及油藏精细描述、数值模拟等项研究表明,流动单元的沉积微相与油层的水淹程度和地下剩余油的分布密切相关：河道砂微相油层水淹严重,剩余油潜力较小,前缘砂和河道间微相油层水淹中等,剩余油潜力较大;远砂坝微相油层水淹程度低,剩余油有一定潜力。根据剩余油分布特点,确定了5种改善水驱效果的方法,实施后取得了较好的效果。     

朝阳沟油田水淹层评价方法研究

大庆外围朝阳沟油田属低渗透岩性、岩性-构造油藏,由于受岩性、沉积微相、微构造及断层等因素的控制,油水关系较为复杂,注水开发后层内水淹机理及水洗状况更加复杂,水淹层解释较为困难.根据朝阳沟油田密闭取心井分析资料及已投产井井壁取心分析资料,建立了该地区低渗透油层水淹层的解释评价方法,主要通过井壁取心热解、饱和烃气相色谱、荧光显微图像分析等录井新技术,建立了图版法、谱图法、图像法等评价方法,在朝阳沟油田应用47口井,综合解释符合率达83.1%,为射孔层位拟定和加密区综合调整方案的编制提供了可靠的地质依据.     

稠油油田高含水期剩余油分布规律及挖潜策略-以渤海SZ油田为例

渤海稠油油田高含水期剩余油分布十分复杂。为了进一步提高其采收率,以沉积学和渗流力学理论为指导,在精细地质研究的基拙上,结合新钻井水庵侧井解释成果、密闭取心、生产动态等资料,对渤海SZ稠油油田水庵特征和剩余油分布规律进行了深入研究,并在此基拙上提出了相应的调整井挖潜策略。研究认为,研究区不同韵律类型砂体水庵特征差异大。反韵律渗透率级差小于5时,主要受重力作用影响,砂体中下部水庵较严重;级差大于5时,主要受物性影响,呈现中上部水庵;对于正韵律以及均质韵律来说,砂体的纵向水庵特征主要受重力和物性的共同影响,中下部水庵。目前油田剩余油主要分布在油井间滞留区、封闭断层两侧及渗透率级差较小的厚油层顶部,通过定向井井间加密、水平井分层挖潜策略来提高油田采收率,取得了较好的应用效果。     

曲流河砂体三维构型地质建模及数值模拟研究

应用岩心、测井和动态生产资料,采用"模式预测,分级控制"的砂体内部构型研究方法,对高含水后期密井网条件下曲流河砂体沉积单元、沉积微相、单一河道砂体、单一河道内部点坝砂体以及点坝内部构型进行了分级描述,精细研究了曲流河砂体内部构型,建立了点坝砂体侧积夹层的规模、产状定量分布模式,确定了描述侧积夹层产状的倾向、倾角、延伸和水平间距4个参数。在此基础上,采用序贯指示模拟与人机结合再处理的方法建立了小网格三维储层构型模型及参数模型,进行了实际区块的曲流河砂体内部构型三维地质模型油藏数值模拟。根据层内数值模拟的结果总结出高含水后期密井网条件下曲流河砂体内部4种剩余油分布模式,并提出相应的层内挖潜措施。研究结果表明,萨北油田主力油层曲流河砂体单一河道宽度为200～800m,点坝长度为120～500m,侧积夹层倾角为7°～10°,可延伸至河道砂体的2/3左右。采用完善单一河道内部注采关系及挖潜点坝之间剩余油的方式设计的北X-4-144井取得了较好挖潜效果,为油田开发后期层内剩余油精细挖潜提出了依据。     

单砂体精细刻画技术在油藏描述中的应用

针对丘陵油田构造及断裂系统复杂、储层非均质性严重、水淹程度高、现有井网对单砂体适应性较差、剩余油分布认识准确性不高等急需解决的问题,开展了单砂层精细对比和内部构型刻画研究,建立了单砂层精细成因地层格架,落实了砂层内部单砂体的连通关系和侧向变化,为后续地质建模及数值模拟工作提供了新的地质基础。研究成果既解决了一些开发生产的矛盾问题,又为二次开发试验井的部署和矿场实施提供了重要的技术支持,取得了良好的应用效果。     

大庆杏树岗油田杏六中区储层四维地质建模

以大庆杏树岗杏六中区储层为例,提出了建立油藏四维地质模型的方法。根据已有资料,完成构造模型和砂体模型建立。在砂体模型约束下,通过将不同时期侧井解释成果进行归类,以不同时期水庵侧井资料为条件,水庵动态分析结果为指导,采用序贯指示建模方法,完成不同时期水庵地质模型的建立。不同时期的水庵地质模型揭示了地下流体随开发过程的动态变化：总体上,研究区水庵状况由未水庵向中高水庵方向发展;不同区域水庵时期及程度均有差异,注入水水线推进方向和速度上的差异导致局部剩余油气分布差异。模型较好地反映了不同时期的油藏水庵特征,准确揭示了剩余油时空演化和分布特征,为油藏开发调整和剩余油挖潜奠定了基拙。     

从密井网区到探评井区沉积微相平面图的编制

文中在沉积微相研究一般的"点—线—面"(取心井单井相—连井剖面相—平面相展布)思路的基础上,结合密井网区岩心、测井、录井、分析测试、实验测试、生产测试等资料及沉积演化特征、物源分析,对河道砂体进行精细解剖,依据各种识别标志确定单河道的边界,并利用注采关系加以验证。对密井区单河道宽度和厚度进行统计,拟合出密井网区单河道宽-厚定量关系式。据此关系式推测出稀井(探井、评价井)区单河道的宽度,再结合探井、评价井的岩心、测井、录井等资料,完成从密井网区到探评井区沉积微相平面展布特征的研究,编制出研究区精细的沉积微相平面图,这为储层特征分析、储层综合评价、开发动态分析、流体分布、有利区块预测、剩余油挖潜等储层精细研究提供了更准确的地质依据。     

松辽盆地红岗北地区扶余油层储层单砂体分布模式

针对松辽盆地红岗北地区扶余油层岩性油藏储层单砂体分布特征认识不清和岩性圈闭预测困难等问题,利用8 口井的岩心资料、226 个岩心样品分析测试结果和386 口井的测井资料等,研究了储层单砂体成因类型、接触关系和分布模式。结果表明,扶余油层的储层单砂体类型主要为分流河道、水下分流河道和河口坝砂体。平面上,多支分流河道或水下分流河道砂体及其控制的河口坝砂体呈密集的窄带状分布特征;垂向上,储层单砂体分布受控于沉积物供给量与垂向沉积演化特征,呈现“南北分异”和“垂向分段”特征。平面多支、垂向多层的分流河道砂体的相互叠置,造成了研究区扶余油层储层砂体分布复杂多变的特征。扶余油层不同分流河道或水下分流河道砂体之间的接触关系可分为叠置式、切叠式、迁移式和孤立式等4 种类型。分流河道或水下分流河道砂体与溢岸薄层砂体或河口坝砂体之间多为突变接触关系;多期溢岸薄层砂体或河口坝砂体常呈“堆砌”叠置关系。以上认识可为红岗北地区扶余油层岩性圈闭预测和油水分布规律研究提供一定的依据。     

复杂断块油藏高含水期剩余油精细挖潜方法

复杂断块油藏进入高含水期,剩余油分布复杂,挖潜难度大,为提高水驱采收率,提出了将研究单元细化到油砂体的剩余油精细挖潜方法。在精细地质研究的基础上,结合生产动态数据和测试资料,根据油砂体上井网控制情况、水驱特征和边水能量特征,将油砂体划分为弹性驱、注入水驱、注入水+边水驱、边水驱和未动用等类型,详细解剖不同类型油砂体的动用情况,分析不同类型油砂体的剩余油分布模式和潜力,提出了不同类型油砂体的剩余油挖潜方法。利用该方法对跃进2号油田的剩余油进行了挖潜,水驱效果大大提高。研究表明,以油砂体为对象的剩余油挖潜方法可以有效提高复杂断块油藏高含水期的开发效果,为剩余油的挖潜提供了新的思路。      

扶余油田基于单因素解析多因素耦合的剩余油预测

扶余油田泉四段主力油层为典型的湖盆三角洲沉积,经过30多年的开采,已进入高含水采油阶段,受单砂体切叠、储层非均质性、储层构型等因素的控制,剩余油呈现总体分散、局部集中的特征。依据地质、测井、生产动态等资料,采用“单因素解析多因素耦合”的研究思路,深入解剖了微构造、断层、沉积微相、单砂体切叠、储层构型、储层非均质性、井网部署、注采关系等因素对湖盆三角洲储层内部剩余油形成与分布的控制机理,优选关键控制因素,建立由关键因素耦合控制的剩余油预测模式,形成了一套系统的三角洲储层剩余油预测的分析方法,总结了5种受多因素耦合控制的剩余油预测模式,为老油田高含水期剩余油挖潜工作提供了新的研究思路。     

渤海A油田明化镇组下段河-坝砂体储层构型及剩余油分布

渤海A油田新近系明化镇组下段为鸟足状浅水三角洲沉积,平面上不同期次河-坝砂体频繁切叠,形成复杂的空间结构样式,极大地制约了油田的开发效果。以沉积学理论为指导,综合利用岩心、测井、生产动态等资料,运用储层构型要素分析方法,进行了精细储层构型解剖,明确了储层构型单元空间结构样式,探讨了不同单砂体构型对剩余油分布的控制,并建立了4种剩余油分布模式。结果表明：渤海A油田明化镇组下段河-坝砂体主要发育分离型、叠合型、切叠型等3种垂向接触样式和分离型、拼接型、侧切型等3种侧向拼接样式;剩余油分布研究表明,单砂体内部韵律性、河-坝砂体接触方式及平面非均质性均是剩余油分布的主要控制因素,研究区主要发育“顶部型”、“垂向渗流遮挡型”、“段塞式”和“欠注型”剩余油分布模式,可以分别采用侧钻水平井、厚注薄采、井间加密、井网优化等措施进行剩余油挖潜。该研究成果对海上老油田中高含水阶段的剩余油挖潜具有指导意义。     

大港油田港东开发区剩余油形成与分布的控制因素

以进入开发中、后期的大港油田港东开发区为例,研究了储层层内、平面、层间渗流差异,油层正向微构造、砂体上倾尖灭、断层屏蔽等地质因素以及油层未射孔、井况恶化等钻采工程因素对剩余油形成与分布的控制作用.研究结果表明,储层的渗流差异是影响剩余油形成与分布的关键地质因素,垂向上层内渗流差异导致剩余油主要分布在正韵律型砂体的中上部;平面上的砂体拼接带及主砂体边缘相对低渗透区域是剩余油富集的重要场所.砂体规模与形态、层间渗流差异等地质因素与井网部署等工程因素的非耦合性导致注采井网不完善、井网控制不住、注采关系失效等多种作用机制,结果形成平面剩余油滞留区、未动用的油砂体、憋高压的剩余油层等多种形式的剩余油分布.