曲流河点坝型厚油层内部构型及其对剩余油分布的影响

目前中国大部分厚油层类油田已进入高含水开发阶段,水淹严重,剩余油高度分散.为明确曲流河点坝型厚油层的剩余油分布规律及其影响因素,在曲流河点坝内部构型分析的基础上,利用面控制建模方法建立点坝精细构型地质模型;并运用数值模拟方法,采用正交试验与单因素实验相结合,对曲流河点坝型厚油层剩余油分布进行研究.结果表明,曲流河点坝型厚油层剩余油整体分散,局部富集;剩余油主要分布于点坝顶部、侧积层遮挡部位以及井间水驱未波及区域;侧积层倾角、注水方式、侧积面曲率、侧积间距、井网以及侧积层连通性等因素均会对剩余油分布产生重要影响.正交试验结果表明,侧积层倾角越小,连通性越差,侧积间距越大,曲流河点坝型厚油层的开发效果越好.根据曲流河点坝型厚油层剩余油分布特征,可采取在其上部钻水平井、中部转换注水方式和下部调堵油水井的方式进行挖潜.     

曲流河储层优势渗流通道特征及剩余油分布研究

南堡陆地浅层曲流河储层油藏采出程度低、优势渗流通道发育、剩余油普遍分布、局部富集。在分析优势渗流通道影响因素与响应特征基础上,综合运用注采见效分析、吸水剖面分析、示踪剂分析和多因素综合指数识别等方法,开展了南堡陆地浅层曲流河储层优势渗流单元的识别,总结了优势渗流通道分布模式和剩余油分布模式。研究成果为曲流河储层剩余油挖潜、改善开发效果提供了技术支撑,也可以为其他储层类型油藏优势渗流通道研究提供借鉴。     

南堡凹陷曲流河点坝储层内部构型解剖与剩余油挖潜

以南堡凹陷柳赞南区明化镇组(Nm)曲流河沉积为例,应用"垂向分期、侧向划界"的方法,通过标志识别确定单河道、点坝及其内部构型分布,重点对点坝内部各构型要素进行定量描述,建立点坝内部构型模型,分析剩余油分布模式。研究结果表明,柳赞南区L25-26井区NmⅢ11-2单层发育的点坝长度为587.7m,由13个侧积体叠加而成,侧积层水平间距约29m,侧积层倾角为8°,倾向指向废弃河道外法线的北东方向。由于泥岩侧积层的影响,剩余油主要分布在点坝侧积体的上部,可通过水井卡封无效注水循环层、在油水井之间点坝上部钻水平井的方式挖潜剩余油。研究结果有效地指导了柳赞南区特高含水开发阶段开展的层内剩余油精细挖潜。     

河流相储层沉积模式及对剩余油分布的控制

研究了济阳坳陷沾化凹陷东部的孤岛、孤东油田的馆陶组河流相储集层的沉积模式,探讨了河流相储集层的剩余油分布规律及其对剩余油形成、分布的控制.河流相储层发育了沉积和油藏规模两种非均质性,两种非均质结合是控制该区剩余油宏观、微观分布的主因.宏观上,剩余油分布在主力油层、储层正韵律中、上部及低孔渗流沉积单元内和注采不完善地区.微观上,在水淹较低部位仍有网络状、斑状剩余油,在储层物性好的局部死区有孤立的剩余油.沉积模式是控制剩余油形成及分布的最重要因素.     

濮城油田沙一段储层宏观非均质性及其对剩余油分布的影响

储层的非均质性是影响油气藏油、气、水渗流及油气采收率的主要因素之一。因此,进行储层非均质性研究,找出其影响规律,对于搞清油藏剩余油的分布、采取合理性措施、提高采收率显得十分必要。利用测井多井评价资料求取的储层参数,结合岩心分析资料,对濮城油田沙一段储层层内、层间、平面非均质性进行了多角度的研究。结果表明：研究区整体上属于强非均质性储层,其储层非均质性受沉积环境和成岩作用控制,是影响注水开发效果的主要因素。     

卫城油田卫58块剩余油分布规律研究

剩余油分布的描述和预测是老油田调整挖潜的主要课题。应用开发地质学方法对卫58块油藏宏观剩余油分布规律进行研究,在分析该区的沉积、构造和非均质性特征的基础上,利用开发过程中的动态资料,分析影响剩余油分布的各种因素,归纳剩余油分布类型,指出调整潜力和挖潜措施。     

油田开发早期储层非均质性对剩余油形成与分布的控制作用

渤海湾盆地L油田目前处于开发早期,剩余油的挖潜是该油田今后持续稳产的重点方向。利用测井、钻井及岩心资料,分析了储层宏观非均质性特征,其主要表现在平面非均质性、层间非均质性及层内非均质性3个方面,结合动态资料,研究发现储层非均质性对剩余油的控制作用明显,总结出L油田3种剩余油的富集模式：层间干扰型、平面差异型和层内富集型,层内富集型又分为单期河道内富集模式和多期河道富集模式。平面差异型主要是受注采方位和辫状河三角洲水下分流河道平面展布所控制,河道主流向水淹特征明显,剩余油在河道边部富集;层间干扰型主要是由于Ⅱ、Ⅲ油组储层纵向差异及大段合采所引起的,剩余油主要在Ⅱ油组富集;层内富集型是受单期河道内部构型界面或者多期河道叠置界面所控制,在单期河道内部易形成底部水淹而顶部剩余油富集,在两期河道切割叠置下,注入水会突破两期河道界面,在早期河道水淹,而晚期河道剩余油富集。针对不同的剩余油富集模式,采取相对应的挖潜治理策略,为提高油田采收率提供了研究方向。     

基于界面约束法的曲流河点坝内部构型建模

基于Petrel软件和界面约束法,提出了曲流河点坝内部构型建模方法,该方法以点坝内部构型模式和构型解剖研究成果为基础,生成以曲面分布的侧积层顶、底界面,再通过多级界面联合约束方法在点坝内部建立起储层结构模型,实现点坝内部构型的精细表征。为便于后期的数值模拟,建立了模型网格非均匀粗化的方法,解决了模型网格数与侧积层精度之间的矛盾。通过大港油区某曲流河点坝对建模方法的有效性进行了验证。结果表明,该方法建立的模型可以很好地体现河道、点坝及侧积层等不同级别构型单元的空间分布,同时模型网格数大幅降低,由粗化前1 776 500个网格数减少至672 896个,减少了62.1%。模型计算储量与实际储量误差为1.84%,计算累积产油量、累积产水量与实际值的误差分别为0.3%和0.03%,能反映油藏实际情况。     

曲流河点坝地下储层构型精细解剖方法

以胜利油区孤岛油田11J11密井网区为例,应用岩心、测井,动态等资料,对前人关于河流相野外露头和现代沉积的原型模型研究成果进行了分析,提出了一套点坝识别及精细解剖点坝内部构型的方法,确定了地下点坝的识别标志。根据嫩江月亮泡曲流河段的卫星照片资料,推算了点坝长度与河流满岸宽度的关系式,并将其用于识别研究区点坝。总结了点坝内部泥质侧积层的三类分布模式,应用经验公式、水平井及小井距资料确定了侧积体和侧积层的规模及产状,进而根据侧积层模式、规模及产状进行了研究区点坝内部构型解剖,用检查井动态资料进一步验证了解剖结果,最终建立了研究区真正意义上的三维储层构型模型及参数模型,并进行了油藏数值模拟。数值模拟结果显示,剩余油主要富集在点坝中上部。该方法在研究区取得了明显的效果,可用于类似油田储层精细研究及剩余油分布预测。     

河流相储层剩余油分布控制作用研究

以港东一区一断块东检5井区为研究对象,精细分析了剩余油形成和分布的控制因素,总结了剩余油分布模式。结果表明,导致剩余油复杂不均一的根本原因是油藏地质因素和开发工程因素的非耦合性,如河道沉积多为较高渗透性,而溢岸沉积则为较低渗透性;河道砂体采出程度高于溢岸砂体,级差增加,采收率下降。认为平面上剩余油分布在储层砂体相对薄而差的溢岸、决口水道、废弃河道等砂体部位;对开发因素形成的剩余油,包括井网控制不住形成的剩余油、渗流分隔性产生的剩余油和注采井网与井点的非耦合性形成的剩余油而言,在不改变已有井网的条件下,注水波及范围难以得到明显改善。     

基于流动单元的碳酸盐岩油藏剩余油分布规律

让纳若尔裂缝孔隙性碳酸盐岩油田Г北油藏储集层类型复杂多样,根据孔隙类型及其组合方式和不同孔隙组合的孔渗关系,将储集层划分为孔洞缝复合型、裂缝孔隙型、孔隙型和裂缝型4种类型,并实现了储集层类型的测井识别。孔洞缝复合型和裂缝型同类型储集层之间动用程度差异小,裂缝孔隙型和孔隙型同类型储集层之间动用程度差异较大,为了更准确地评价储集层动用的难易程度,优选了影响储集层动用程度的关键参数,裂缝孔隙型储集层为:储集层品质指数、饱和度中值喉道半径、总渗透率、裂缝渗透率与基质渗透率之比;孔隙型储集层为:储集层品质指数、饱和度中值喉道半径和基质渗透率。综合考虑基质和裂缝建立双重介质储集层流动单元划分方法,以关键参数作为聚类变量,利用神经网络聚类分析技术,将4种储集层类型划分为6类流动单元。建立流动单元三维地质模型和数值模拟模型,表征剩余油分布规律。根据剩余油研究结果,Г北油藏2013年投产8口井,初期日产油为周围老井的2.3倍。图12表5参10     

高尚堡油田砂质辫状河储集层构型与剩余油分布

以洪泛期沉积的泥岩作为标志层,应用精细成因地层对比方法建立南堡凹陷高尚堡油田新近系馆陶组下段辫状河单砂层成因地层格架。将辫状河地质露头及室内沉积模拟实验成果作为模式指导,通过辫状河单河道识别、地质统计学规律和生产监测资料分析,确定该区辫状河单河道宽140～560 m。根据岩相组合类型及其顶底界面特征,识别出河道充填、顺流增生、砂质底形、砂席和溢岸细粒等5类辫状河储集层构型单元。河道充填构型单元发育Se-St-Sh-Sm正韵律岩相组合,纵向渗透率级差大,油水黏度比高,在高采液强度下形成优势渗流通道。高采液强度和优势渗流通道导致河道充填构型单元形成底水水锥型水淹,剩余油分布在油井间且丰度高。顺流增生单元纵向渗透率级差小,水淹均匀,剩余油呈薄层状低丰度分布在油井间。图8表3参20     

储层构型分析及聚合物驱后测井评价联合识别剩余油——以孤东油田七区西馆上段为例

在岩心观察和动态分析的基础上,对孤东油田七区西馆上段砂体进行了储层构型的识别和划分,认为心滩坝中心部位及长轴方向迎水面的渗透率较高,两翼渗透率较低,造成构型界面两侧剩余油富集。同时利用实验手段表征聚合物对测井响应的变化,认为聚合物本身对测井响应并没有较大影响,但清水所配制聚合物驱替的不均匀性对测井响应有影响,表现在形成大量的聚合物小团块,而这种聚合物小团块主要出现在构型的边部,且在测井响应上呈现高阻特征,因此联合构型要素及测井响应特征对剩余油进行识别。结果表明,在构型边部既有可能出现高电阻却富含聚合物的水层也可能出现富含剩余油的油层,对于构型边部的生产井建议加测套管进行C/O测井或采用其他能有效识别聚合物和油层的测井识别手段。     

坨七断块91储层非均质性与剩余油分布研究

以胜坨油田坨七断块沙二段9~1层为例,通过对储层层内韵律性、层间差异性、层内层间隔夹层进行定量评价,揭示了9~1砂体储层层内、层间和平面非均质性特征,指出储层非均质性主要受到沉积相带、砂体展布和隔夹层分布的控制。研究了在储层非均质影响下剩余油的分布特征:在层内、层间非均质性影响下,剩余油主要分布在物性较差注采不完善的储层中;在平面非均质性控制下剩余油分布在平面上非主流线部位和渗透率较差的侧缘相带。     

缝洞型油藏剩余油形成机制及分布规律

采用钻孔和熔蜡的方法分别制备了缝洞油藏定量模型和随机模型,并用两种模型进行全直径岩心驱油实验,研究缝洞型油藏中剩余油形成机制及分布规律。研究结果表明:驱替相与被驱替相的密度差异和缝洞连接点位置决定溶洞中流体分布规律;一次水驱结束后剩余油包括油水密度差异形成的"阁楼油"、油水置换非瞬时性造成的"封存油"、溶洞不规则性造成的"角隅油"、缝洞复杂连接关系或者低连通度造成的"盲洞油"以及岩石润湿性造成的"油膜"。连接点位置越高,"阁楼油"含量越少;注入速度越低、原油黏度越小,"封存油"含量越少;溶洞形状越规则,角隅数量越少,"角隅油"含量越少;缝洞连接关系越简单、连通程度越高,"盲洞油"含量越少;水湿岩石表面"油膜"含量较少。     

乐山—龙女寺古隆起构造演化及对震旦系成藏的控制

基于大川中地区近期地震资料构造解释成果,结合钻井与盆地周边露头资料,探讨乐山—龙女寺古隆起不同时期不整合发育特征,研究古隆起构造演化过程及其对震旦系天然气成藏的影响。乐山—龙女寺古隆起发育震旦系不整合、古生界不整合、中生界不整合等重要区域不整合,根据不整合发育特征和剥蚀量,将其构造演化划分为雏形期、发育期、稳定埋藏期和调整定型期4个阶段,在此基础上,分析古隆起构造演化对震旦系天然气成藏的影响。结果表明:不整合控制了与古风化壳有关的古岩溶储集层的发育;古隆起构造演化控制了有机质热演化及油气运聚过程;古隆起形态变迁控制了构造圈闭的形成与消亡。     

储层流动单元模式及剩余油分布规律

依据胜利油区河流和三角洲储层的岩性、物性、微观特征、渗流参数和动态信息,分别将该油区两种储层流动单元分为4类,建立了河流和三角洲流动单元模式.其中,流动单元E的储层物性最好,流动单元G、M为最佳储层和产层,流动单元P的物性最差.在特高含水期,流动单元G、M内剩余油相对富集,宏观剩余油多富集在流动单元接合部位、隔夹层处;对于河流相储层剩余油多在韵律层上部富集;对于三角洲相储层多在韵律层下部富集.微观剩余油形式多样,有孤滴、薄膜、网状、斑状和连片状等5种类型.     

塔里木盆地石炭系海相碎屑岩油藏微观剩余油形成机理与分布特征

为揭示塔里木盆地石炭系A油藏水驱开发末期剩余油潜力,综合利用水驱过程的CT扫描检测、高温高压条件下水驱后含油薄片观察和高温高压微观刻蚀模型水驱油实验3种实验手段,揭示了西部某A油藏石炭系底部的海相储层剩余油形成机理,明确了水驱开发末期的剩余油类型及潜力分布,并提出了三次采油建议。研究结果表明:受注入水剥离作用、突进分隔作用、绕流作用和捕获作用影响,剩余油分布呈现整体分散、局部斑块状富集的特点;剩余油类型可划分为孔喉充填型、孔内半充填型、孔壁油膜型、分散油滴型、喉道滞留型和角隅型6种。其中,水驱中水洗区域的孔内半充填型和分散油滴型剩余油,呈分散状,占65.4%,潜力最大;水驱未波及区域内的孔喉充填型剩余油,呈斑块状富集,占21.0%,潜力次之。建议用表面活性剂驱或天然气驱进行挖潜。     

流动单元的井间预测及剩余油分布规律研究

以东营凹陷梁家楼油田北区沙三中油藏为例,应用流动单元方法研究高含水油田剩余油的分布规律.在流动单元划分中选取了孔隙度、渗透率、粒度均值、泥质含量及流动层指数5个参数,应用聚类分析方法,将储层划分为A、B、C3类流动单元,优选出截断高斯模拟方法对流动单元进行了井间预测.研究表明,剩余油主要富集在正韵律储层中、上部的B、C类流动单元区;平面上,剩余油主要分布在物性相对差的B、C类流动单元区及以A、B类流动单元为主的断层附近的无井控制区域.用此方法预测的剩余油富集区与数值模拟结果吻合较好,应用效果分析表明,用流动单元方法研究剩余油分布是可行且有效的.