G6断块渗流优势通道模糊识别研究

识别和预测渗流优势通道对提高砂岩油藏水驱波及体积具有重要意义。通过采用模糊综合评判法,开展江苏油田G6断块储层渗流优势通道的识别研究,预测出G6断块主力小层渗流优势通道的平面分布状况。将预测结果与动态分析、流管法、示踪法以及单井纵向剩余油饱和度测井等方法得出的结果对比验证,证实了运用模糊综合评判法开展针对江苏油田中低孔、中低渗砂岩油藏的渗流优势通道研究,具有较好的可行性与准确性。     

断块油田高含水期提高开发效果研究

断块油田因断块发育,进入高含水采油阶段时间较早.断块油田在高含水期阶段纵向和平面非均质严重,层间矛盾更加突出,没有动用的剩余油更加分散、破碎,产量递减速度加快,水油比增长快.根据断块油田在高含水期的开采特点,分析了有代表性断块油田的成功开采经验,对断块油田在高含水期的开采特点进行仔细研究,提出了断块油田在高含水期改善注水开发效果的有效途径.     

复杂断块油藏优势通道识别与定量描述——以涠州12-1油田北块6井区为例

海上断块油藏平面与纵向上非均质性强,注采井距大,长期注水开发易形成优势通道,水驱开发效果差;并且由于合采合注井较多,纵向各层注入、产出不清,单一的优势通道评价方法准确性较差。以涠洲12-1油田北块6井区为例,综合应用井间动态连通性分析方法、无因次PI值方法、示踪剂试井及流线模拟技术,对该区块优势通道发育情况进行识别和定量描述,并结合数值模拟相互验证,为后续的剩余油分布研究和制定合理的调整方案奠定基础。     

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。     

桥口油田中高含水期提高采收率技术应用研究

桥口油田为典型的非均质复杂断块油藏,随着开发程度的不断深入,平面、层间矛盾十分突出,致使油田过早进入中高含水期后,开发水平变差。为尽快扭转被动局面,研究应用了适合桥口油田特点的双靶心大位移定向调整井和纵向产液结构层间转移技术,并取得了连续四年含水不升、产量稳定、采收率提高的开发效果,为非均质复杂断块油藏中高含水期提高采收率提供了可借鉴的成功经验。     

多油层强非均质复杂断块油藏均衡水驱方法研究应用——以辛11-9和辛11-21块为例

以辛11为代表的多油层强非均质复杂断块油藏,在经过层系重组调整后,在一定程度上减缓了层间干扰。重组后的层系内各小层间因储层本身的地质差异和开发的不均衡,仍然存在层系内的干扰及平面的不均衡现象。本次精细小层地质研究和开发状况评价,实施层系内各个小层物性、含油条带、采出程度、吸水差异整体评价,进行层内水井统一层段整体细分、油井依据含水等差异梯次补孔等,进一步减缓层系内层间干扰。改善层系内小层的平面纵向均衡开发效果,提高多油层强非均质复杂断块油藏的采收率。     

曙光油田曙二区剩余油分布特征研究

断块油田在高含水期开采中，对剩余油的分布研究是个重点课题。通过对曙二区高含水高采出时期的静动态分析，采用了水驱特征曲线法、物质平衡法、动态分析法和数值模拟等四种方法，互相验证，相辅相成，比较准确地确定了分区、分块、分层段的剩余油分布状态，并对剩余油在油藏平面、纵向和油层内部的分布特征进行了较为详细的探讨，为老油田综合调整、挖潜上产提供了科学依据。     

深部调驱技术在华北油田L断块的研究与应用

对于非均质性较强、长期注水开发的高温砂岩油藏,存在含水上升快、剩余油分布复杂、常规治理难度大等开发问题,一般采用深部调驱技术可以改善油藏开发效果。华北油田L断块储层温度高达115 ℃,处于高含水、高采出程度开发后期,应用数值模拟方法宏观研究剩余油分布,判定水流优势通道,自主研制新型耐高温复合交联剂,采用多井组联合同步调驱方式开展了现场试验。5个井组共注入4 4150 m3调驱剂,高峰期日增油25 t,综合含水下降9.5%,截至2019年12月累计增油12 780 t。现场试验结果表明,耐高温复合交联可动凝胶体系在L断块的深部调驱取得了显著的降水增油效果,剩余油分布研究及水流优势通道判定为调驱方案设计提供了可靠依据,为同类油藏开展深部调驱提供技术借鉴。     

江汉油田中高含水单元综合治理研究

江汉油区大部分开发单元已经进入中高含水开发阶段,由于平面上存在大孔道、局部高渗带或储层裂缝;纵向上层间或大厚层内非均质性突出,注水开发中,含水上升快,注入水容易形成低效循环,单元产量递减快,幅度大,稳产难度大。通过强化地质和注水开发特征的再认识,深入了解中高含水单元平面及纵向上剩余油分布规律,从而较为系统的开展综合治理研究。     

复杂断块稠油油藏高含水期稳产技术对策

海26块为复杂断块稠油油藏,已进入高含水开发阶段,因构造复杂、油水粘度比大,水驱效果变差,产量递减加快.通过分析制约注水开发效果的因素,明确问题与潜力,制订针对性稳产对策.对不同区域,平面上利用井组重组、点状注水等方式完善注采井网;对不同层位,纵向上通过部署水平井、蒸汽吞吐提高储量动用程度.实施后取得较好的增产效果,区块实现稳产,预计采收率由22.5%提高至27.5%.     

濮城油田南区沙二段油藏剩余油研究

东濮凹陷濮城油田南区沙二段油藏1981年投入开发，2001年综合含水达96％，采出程度仅26．94％，含油饱和度大于35％的水淹层较多。根据高及特高含水期含油薄片分析鉴定，剩余油多不连续分布于小孔喉居多的部位，形成剩余油的主要机制是水驱速率大于束缚水剥离油膜的速率而留下斑块状剩余油，以及指进的注入水绕流而使油相滞留于细小孔喉中，储集层平均孔喉半径小的部位剩余油饱和度较高。应以可采剩余储量绝对数量大的主力油层为剩余油挖潜主要对象。图9表3参9     

一种非均质油藏高含水期调堵效果的简易测算方法

具有优势水侵通道的注水开发油藏在油井高含水期仍存在大量剩余油,可通过对水淹大孔道的调堵,实现对该类油藏的挖潜。然而,目前仍难以定量描述和表征注采井之间的大孔道对注水开发的影响情况,因此对调堵效果的预测具有较大的不确定性。文中将注采井之间的油藏流动区域视为相对均质的油藏与大孔道的并联,分别采用渗流和管流模型计算油井的无因次采液指数与含水率,通过生产数据的拟合,建立快速测算图版,确定大孔道的等效孔径,进而计算大孔道封堵后油藏的流动能力及油井再次达到特高含水期的驱油效率。实例分析表明,该方法所需参数较少,能够实现非均质油藏大孔道调堵效果的快速测算。     

呼和诺仁油田孔隙结构及渗流特征研究

针对海拉尔盆地呼和诺仁油田南屯组油层含水上升快的实际情况,开展了储层孔隙结构和渗流特征研究。南屯组储层近物源、快速堆积的扇三角洲沉积导致孔隙分布不均、连通性差,喉道分布以双峰型为主,左峰对应较小喉道半径,为无效喉道;右峰对应较大喉道半径,为有效喉道,是主要渗流通道。孔隙结构相差极大,微观非均质性极强。可动油饱和度较低,水相相对渗透率形态呈凸形。储层水敏性强、贾敏效应渗流阻力大导致水驱油过程中注入水很难进入1μm以下喉道驱油,由核磁共振测试得到1μm以上喉道中采油量占全部采油量的77%,为注入水渗流的优势通道,是油井含水上升快的主要原因。     

基于微观孔隙结构的特低渗储层分类评价方法——以大庆油田古龙南地区为例

为了搞清研究区不同区块油井产能差异,针对研究区属于低孔￣特低渗储层的特点,将表征储层微观孔隙结构特征的平均孔喉半径作为参数引入储层分类评价中,建立了基于测井曲线的平均孔喉半径解释模型。选取孔隙度、渗透率、平均孔喉半径及有效厚度作为储层评价参数,在单因素储层分类评价的基础上,采用模糊综合评判方法对研究区储层进行综合分类。将研究区各单元储层分为Ⅰ,Ⅱ,Ⅲ类,利用单井产能情况对储层分类结果进行检验。1类井初期日产油量为3.06 t,2类井初期日产油量为1.71 t,3类井初期日产油量仅为0.36 t。初期日产油量是由不同类型单井Ⅰ,Ⅱ类储层所占比例决定的,Ⅰ,Ⅱ类储层所占比例越大,油井初期产油能力越强。该储层分类方法为研究区后期各区块开发调整提供了重要依据。     

港东油田一区一断块高含水后期开发的几点做法

大港油田港东一区一断块为港东油田的主力断块 ,目前已进入特高含水开发阶段。受发育后期曲流河沉积的影响 ,地层非均质严重 ,加上长期注水开发 ,使断块进入特高含水开发阶段后 ,油层水淹加剧 ,剩余油分散 ,挖潜难度加大。为此 ,1991年对注水最完善的明二单元率先进行油藏描述和剩余油分布规律研究。在此基础上 ,针对开发中存在的实际问题 ,进行了一系列挖潜工作。主要包括 :①实施层系互换 ,完善注采井网 ;②钻加密调整井 ,挖掘死油区 ,提高断层附近及构造高部位剩余油动用程度 ;③实施精细注水 ,充分挖掘低渗透率控制的剩余油。主要从 3个方面整体实施 ,一是增加注水井点 ,缩小注水半径 ,改变液流方向 ,提高注水扫油面积 ;二是加强高含水层的专项治理 ,重点突出注水井的调剖工作 ;三是脉冲注水 ,通过周期性地强弱交替注水 ,提高驱油效率     

喇嘛甸油田高含水后期储集层孔隙结构特征

针对大庆喇嘛甸油田高含水后期低效、无效循环注水开发状况,利用恒速压汞和恒压压汞法研究了喇嘛甸油田储集层岩样水驱前后的孔隙结构特征.恒速压汞分析表明,岩样经过长期水驱后流体主要渗流通道喉道半径增大,对渗流的贡献率增加,水驱前后孔隙半径分布没有明显的变化,说明喇嘛甸油田储集层控制渗流特征的主要是喉道特征,而不是孔隙特征.恒压压汞分析表明,经过长期水驱后,喇嘛甸油田储集层砂岩孔喉尺寸明显变化,孔喉半径中值增大,最大孔喉半径增大,渗透能力增强;水驱后大孔喉数量增加,对应的分布频率、孔喉渗透率贡献率增加.两种方法均表明,岩样在长期水驱后孔喉增大,大孔喉是流体渗流的主要通道.图6表3参13     

沙埝油田沙20 东断块窄条状边水油藏有效注水模式

沙埝油田沙20东断块油藏是典型的窄条状边水油藏,整体含水率较高,局部井区水淹严重,导致油藏持续稳产较为困难,且剩余油分布复杂。应用多因素模糊综合评判方法以及电容模型原理,对区块水驱优势渗流通道进行识别,并对发生窜流的砂体及水窜方向进行了研究。结果表明,造成水驱优势渗流通道的原因包括注水井的持续注入和边水的长期水侵,在后续注水结构调整中,应以水驱优势渗流通道识别结果为基础,进行有效注水策略研究。结合储层平面及纵向剩余油分布特征,对储层进行封层、补孔、油井加密及油井转注等处理,并在此基础上,对发生不同程度窜流的区域进行注采系统优化调整。油藏采用最优方案开采15 a,采出程度提高了2.71%,且初期含水率下降了25%,提高和改善了窄条状油藏的水驱开发效果。     

水平井七点法井网水淹窜流通道识别技术

长庆油田超低渗透油藏是典型的“三低油藏”,储层致密、物性差、孔喉细微,常规直井开发单井产量低,采用水平井开发是提高单井产量的有效途径。目前华庆油田试验区部署七点法水平井井网,采用超前注水技术和水力喷射分簇多段压裂改造工艺,正常井产量是常规直井的3～4倍,但部分水平井投产后高含水,甚至水淹,分析认为注采井之间的裂缝型窜流通道是主要原因。研究建立了超低渗透油藏窜流通道判别指标体系,运用模糊聚类分析方法对井组注水井进行分类,筛选优势注水井,为下步治理奠定了基础。运用该方法分析计算了水淹井平A井、平B井,得到了各自对应的优势注水井,经现场动态验证,与计算结果一致,表明该方法能够应用于超低渗透油藏水淹水平井窜流通道的识别,具有一定的实用性。     

应用恒速压汞技术研究致密油储层微观孔喉特征——以鄂尔多斯盆地上三叠统延长组为例

针对常规压汞获得的孔喉数值偏低,影响对储层的正确认识及后期开发技术政策的制定等问题,应用消除毛管压力影响的恒速压汞数据对鄂尔多斯盆地延长组致密油储层微观孔喉特征进行了直观、定量的分析。结果表明:致密油储层平均孔隙半径为153μm,与渗透率无相关性;平均喉道半径为0.34μm,是影响渗透率的主要因素,与渗透率具有很强的正相关性;孔喉半径比大,平均为556,与渗透率有较强的负相关性;汞进入阻力较小的大喉道所控制的孔隙时,总毛管压力曲线与孔隙毛管压力曲线几乎重合,喉道的影响不明显,随着进汞量的不断增加,毛管压力逐渐升高,喉道逐渐主导着进汞总量。因此,致密油的规模开发需应用先进的储层改造工艺,充分扩大、增加喉道,降低孔喉半径比,提高储层渗流能力,才能取得更好的开发效果。     

西峰油田庄36井区长81储层特征及评价

针对西峰油田庄36井区面临单井产量下降和含水上升较快的问题,应用测井资料、岩石薄片、扫描电镜、X衍射、粒度分析、压汞测定等资料,对长81储层的岩石学特征、物性特征和孔喉特征等进行了深入分析。结果表明:庄36井区长81储层属低孔—特低孔、特低渗—超低渗储层,岩性主要为细粒岩屑长石砂岩,发育粒间孔和溶蚀孔,孔喉结构类型属小孔隙、微细喉道型,其储层物性主要受沉积作用和成岩作用的共同影响,造成水下分流河道和河口砂坝物性明显好于河道侧翼。根据储层物性和孔隙结构参数,将研究区储层分为4类,即Ⅰ类储层为好储层、Ⅱ类储层为较好储层、Ⅲ类储层为较差储层、Ⅳ类储层为差储层。研究区含水上升井主要分布在Ⅲ类和Ⅳ类储层中,Ⅰ类储层的单井产量高且稳产,分类结果符合实际。