砾岩油藏沉积微相定量识别

传统沉积微相的识别,主要是依据沉积特征、测井曲线相模式等资料进行逐井逐段地识别与划分.针对克拉玛依油田二区中西部八道湾组稠油油藏,应用沉积微相-岩石相综合分析方法,根据储层特征,识别并划分洪积扇扇中沉积相类型,在岩石相定量研究的基础上,进行了砾岩稠油油藏沉积微相的精细定量划分,表征了砾岩油藏沉积微相砂体之间在岩性、物性上的差异,并进一步总结了洪积扇扇中的沉积模式,研究了沉积微相-岩石相的平面展布规律,建立了不同类型沉积微相-岩石相储层地质知识库,认为扇中辫状河道粗砂岩相及辫状河道细砂岩相为主要的含油储集砂体.     

微注压降测试在涪陵页岩气井的应用

为正确认识页岩气储层的地质特征、储层参数,在压裂改造前需进行测试以对储层进行识别分析。相对于常规关井测压工艺存在恢复时间长等因素影响,微注压降测试工艺施工周期短、占用设备少,是一种经济、高效、安全的试井手段。通过对涪陵页岩气示范区A井的微注压降测试数据进行分析,基于G函数曲线的特征识别和裂缝闭合后分析,获得了超低渗透页岩储层参数,地层压力等资料,为压裂试气工艺优化、产能评价提供可靠的依据。     

中-低渗透砂岩稠油油藏开发实践与认识

八面河油田面14区沙四段属于中-低渗透砂岩稠油油藏,储层渗透率较低,孔喉半径小,原油粘度大,采油速度低,开发效果不理想。通过缩小注采井距、完善注采井网,强化注水,后期积极实施压裂、酸化、解堵等增产措施,解放中-低渗透层,能达到提高采油速度,改善此类油藏开发效果的目的。     

特高含水砂岩油田直平组合井距优化研究

哈萨克斯坦K油田储层岩性复杂,以反九点井网为主,部分反七点和四点井网组合注水开发已达37年,综合含水已达90.5%。为了充分挖潜、提高储量动用程度,探索通过直井注水、水平井采油的直平组合开发方式动用剩余油。应用地质、测井、油藏工程等多学科理论,结合数值模拟结果,论证不同平面位置组合、不同井距条件下储量动用效果。直平组合注采井距和油层厚度、注水井位置等关系较大,最小井距不小于200 m,最大井距为油田标定采收率设计的注采井距。通过进一步论证设计,在K油田部署实施水平井38口。平均单井初期日产油17.9 t,含水68.7%,充分证实应用水平井技术,通过直平组合进行高效开发高含水砂岩油田、动用剩余油的可行性。     

压裂井产能预测理论曲线分析

目前水力压裂已成为勘探开发低渗透油藏较为常用且相当有效的增产措施.针对具有启动压力影响的低渗透储层压裂井的不稳定产能预测理论曲线进行了分析研究.分析结果表明,表皮系数对压裂井的初期产量影响较大.表皮系数越大,裂缝井初期产量就越低.随生产时间增长,表皮效应的影响逐渐消失.启动压力梯度主要影响压裂井的中后期产能,启动压力越大,产量下降就越快.因此,在进行低渗透油藏垂直裂缝井产能分析时,必须考虑启动压力梯度的影响.     

义18井区泥页岩裂缝油藏储层改造方式优选

针对胜利油田渤南油田义18井区中孔特低渗泥页岩油藏的生产特点和水力裂缝的渗流特征,运用油水井储层改造优化设计系统软件,以采油量、注水量为目标对压裂和酸化两种储层改造方式的各项工艺参数进行模拟．根据模拟结果,对其进行评价和分析,优选出压裂是义18井区最适合的储层改造方式．     

特低渗透油藏压裂水平井和直井联合井网形式研究

针对特低渗透油藏特点,以某实际油藏为基础,进行了合理压裂水平井直井联合井网形式研究;运用典型地质模型和数值模拟方法,采用局部网格非均匀加密和等连通系数法对裂缝网格进行了处理;综合对比分析了压裂直井注水-压裂水平井采油、压裂水平井注水-压裂直井采油、水平井注水-压裂水平井采油、直井注水-水平井采油、直井注水-直井采油、压裂直井注水-压裂直井采油等6种井网在不同井距排距的开发效果,优选合理井网形式.研究结果表明,该特低渗透油藏开发合理井距排距为200m×160m,应用压裂直井注水-压裂水平井采油井网可以取得较好的开发效果.     

乌里雅斯太凹陷压裂选井选层研究

乌里雅斯太凹陷砂砾岩油藏具有储层敏感性强、微裂缝发育、隔层应力低、射孔投产后产能低以及压裂后效果相差悬殊等特点.如何准确、定量优选出最具潜力的压裂井层已成为该油藏开发的瓶颈.根据对前期压裂井资料的统计分析,选取了地层系数、孔隙度、含油饱和度等地质参数以及排量、前置液百分数、加砂强度等工程参数作为影响压裂效果的主要因素,建立了压裂井的专家数据库.利用回归分析和BP神经网络对3口待压裂井进行了优选.实践表明,各影响因素与压裂效果之间存在非线性关系,线性回归不能满足优选压裂井的需要;二次回归和神经网络方法的拟合误差为0,预测误差不超过2%,可以满足现场压裂选井选层的需要.     

Petrel软件在八区下乌尔禾组256井断裂上盘精细地质与开发特征研究中的应用

克拉玛依油田八区下乌尔禾组为特低渗透、低孔隙度、微裂缝发育的巨厚砾岩油藏。256井断裂上盘油藏开发过程中暴露出：裂缝水窜与油井低压、低能同时存在,油井见效率低,采油速度低,开发效果平面差异大等问题。以Petrel软件为工具,利用地质统计学方法,综合岩心、地震、测井、钻井及生产动态等资料,相互约束建立256井断裂上盘三维有效厚度、256井断裂体系、孔隙度、渗透率、裂缝分布模型。结合注水开发生产实际,分析相变及储层砂体的连通性是影响注水效果最重要的地质因素。对注采不对应P2w32、P2w33小层对应补孔,以提高小层对应程度,进而提高油井见效程度。补孔4口油井平均井增产油量1409t。     

复杂断块油藏高含水期精细描述技术及剩余油分布规律

本文介绍了江汉油区钟市油田油藏精细描述的主要技术 ,它包括构造精细解释、储层沉积微相、储层预测、储层物性参数解释模型及储层三维地质模型等具体研究方法 ,并结合油藏数值模拟技术研究油藏剩余油分布规律。依据研究成果 ,部署12口调整井 ,取得了显著的开发效果     

特低渗透油藏注水开发实践及认识——以明9-6-1井区为例

明9-6-1井区属于特低渗透油藏,储层物性差,部分油井投产初期具有一定产能,但产量递减快,注水效果差。针对井区特征,在开发过程中,对油井实施增油措施改造,采用水平井开发,完善注采井网,加强油井结盐结蜡的管理。这些措施使井区渗透率明显提高,开发效果明显改善,从而确保了油井的正常生产,有益于特低渗透油藏注水开发实践。     

低渗透油藏压裂井堵水技术研究与应用:以石南21井区头屯河组油藏为例

石南21井区头屯河组油藏为低孔低渗油藏,46.2%的油井都进行过压裂改造,注水开发过程中注入水易沿人工压裂缝快速窜入油井,导致压裂井采出程度低。通过对压裂井见水特征分析,结合实际施工案例,总结出地质选井原则及最优施工参数,形成压裂井堵水技术。该技术在石南21井区头屯河组油藏应用效果好,成功率达66.7%,累计增油3.3×104t。     

桥塞分段-射孔联作压裂技术在新沟非常规油藏的应用

新沟油田新下Ⅱ油组储层较薄、油层砂泥交互,非均质性严重,胶结物含量高,属于特低孔超低渗储层,是江汉油田近年投入勘探开发的非常规油藏,初期通过压裂突破了非常规油藏的"出油关"。在地应力剖面研究和人工裂缝形态模拟及分析的基础上,采用水平井泵送桥塞-射孔联作分段压裂工艺进行了2口井分段压裂施工,增产效果明显好于直井压裂。试验结果表明,该工艺适用于新沟油田新下2油组非常规油藏的增产改造。     

低渗透油藏改善开发效果研究与实践

舍女寺油田孔二段油藏空气渗透率26.7×10-3 μm2,开发过程中存在储层物性差、注水困难、注采井网不完善、油藏低速低效开采等问题.为此,开展了孔二段低渗油藏改善开发效果的4项研究,即提高水驱控制程度、合理驱动压力梯度、小井距加密提高连通程度和非主流线井压裂.实施后舍女寺油田孔二段油藏采油速度从0.81%上升到0.92%,最终采收率从14.8%提高到26.1%,增加可采储量38×104 t,为同类型油藏提供了改善开发效果的技术对策.     

多注多采条件下水驱油藏区域影响估计方法

为评估多注多采条件下注水井对水驱油藏区域产量的影响,提出区域影响定义并建立多注多采情况下的井网模型,为避免滤波过程中出现被估参数为负值的情况,采用改进的扩展Kalman滤波方法,应用注水量和采液量的实时数据给出区域影响的最优估值;通过河道沉积非均质油藏反九点法开发井网的ECLIPSE模拟仿真,验证方法的有效性.该方法可为注采井网调整及注水井调剖、采油井堵水及酸化压裂等油层改造提供指导,与传统的地质研究与开采动态分析相结合的估计方法相比,具有简单高效的特点.     

长8储层直井井网体积压裂影响产能因素研究

鄂尔多斯盆地三叠系长8储层,岩性致密、物性差,采用常规重复改造增产措施难度大,现采用滑溜水与冻胶交替注入的混合水压裂技术进行增产改造.基于长8储层的地质特征,应用eclipse数值模拟方法建立单元井网缝网模型,对储层改造体积大小、缝网长宽比、裂缝间距和裂缝导流能力等体积压裂主要产能影响因素进行分析,并通过设计正交试验方案,研究了现有井网对于混合水体积压裂的适配性.同时,在优选的各影响因素条件下,探讨了注水井压裂对于油井产能的影响.     

新沟嘴组低渗透油藏改善水驱开发效果研究

新沟嘴组低渗透油藏早期大多采取多层小规模笼统合压,储层平面及纵向改造极不充分,整体动用程度较低。优选老新油田,通过统计分析井温测试等动静态资料,精细描述剩余油分布规律,在注采井网优化的基础上,借助先进的压裂工艺,对动用不充分的储层实施针对性改造,取得了一定成果,同时提出了低渗透油藏高含水开发阶段"细分层全支撑压裂工艺"提液增油的新思路。     

射孔优化技术在红河油田的应用

低压、低渗、低丰度油藏勘探开发难度较大,产油井一般需射孔后压裂投产,笔者结合红河油田延长组储层物性等地质参数,进行射孔参数敏感性分析,对射孔枪弹、射孔方式和射孔参数等进行优化设计,在红河油田几十口井的应用中初见效果,同时在油田增储上产、储层改造中达到了射孔增产的目的,扩展了射孔优化技术在致密砂岩型油田中提高产能的应用.     

致密油藏分段多簇压裂水平井开发效果评价

针对国内目前致密油藏分段多簇压裂水平井近井渗流特征和开发效果评价研究较少,利用数值模拟方法研究了致密油藏分段多簇压裂水平井近井渗流特征,并从新的角度对分段多簇压裂水平井的产能影响因素进行了分析。结果证明,分段多簇压裂可以大幅度降低近井地带渗流阻力;分段多簇压裂水平井初期日产油量高,采油速度快,采出程度高;近井地带体积压裂改造区越大,破碎程度越高,分段多簇压裂水平井初期产能越高。     

单砂体建模和数值模拟技术的应用——以大庆朝阳沟源121—3试验区为例

密井网条件下,基于两步法地质建模策略,综合应用地质、测井、录井、试井多尺度信息,从点一面一体的角度,对单砂体进行预测描述,考虑储层内泥岩隔层和砂体连通性、尖灭的分布,采用高斯序贯随机建模方法建立了单砂体骨架模型和单砂体物性空间分布模型,达到了密井网下多尺度信息解剖单砂体空间分布特征的目的。结合油藏数值模拟技术,在历史拟合的基础上,优化了肇源油田源121—3特低渗透油藏加密试验5套布井方案、4口水平井水平段长度及压裂半径,进而分析确定了合理的射孔方位和孔密,结果表明,试验区共布加密井51口,其中油井49口,水井2口,老井注采系统调整转注20口,水井转抽2口,形成线性井网,水平井水平段为400m、压裂规模半径为70m、在600射孔相位角附近、孔密为40—50孔／m之间时能获得最大产能。