双河油田开发后期流动单元划分方法

针对双河油田储集层的严重非均质性，采用定性定量相结合的方法，提出了双河油田开发后期流动单元划分的４个步骤，并对北块Ⅱ４～５层进行了流动单元划分研究，共划分出４种类型。研究表明，不同类型的流动单元其渗流能力和储集能力差异较大，在生产中表现出不同的动态特征，因此，开发后期以流动单元为基础进行动态分析和潜力研究将更加可靠。     

流动单元划分与识别现状

本文从流动单元的原始概念出发,阐述了国内外学者对流动单元的认识和研究方法,澄清了一些概念上的混淆,同时,介绍了双河油田目前采用的划分方法及取得的认识。     

高含水油田流动单元定量研究方法--以双河油田为例

介绍了储层流动单元的研统方法，确定了流动单元分类与划分的参数。对双河油田V下油组储层流动单元进行了定量研究。对于取心井，利用岩心的物理分析资料，参照油田开发的实际情况，选择了聚类分析和流动分层指标方法，将其划分为4种流动单元类型，并分析了不同类型流动单元的流动分层指标的分布范围。对于非取心井，利用取心井聚类分析的结果，采用逐步判别分析方法，建立了流动单元类型的判别函数，从而达到了定量研究流动单元类型及其井间分布的目的。生产实践证实，运用这种研究思路划分流动单元的结果与生产实际吻合程度高，说明了这种研究方法是切实可行的。     

双河油田Ⅷ Ⅸ油组高含水开发后期剩余油综合挖潜技术

双河油田Ⅷ Ⅸ油组经历了30多年的开发。目前已进入特高含水开发后期．调整和挖潜的难度增大,单元开发效果持续变差。通过主力油层细分流动单元、分时剩余油研究、强水淹层细分评价等综合挖潜技术,对双河油田Ⅷ Ⅸ油组进行综合评价,搞清了单元的剩余油分布特征,并利用补孔、调层、解堵、复产、大修等手段对潜力层进行挖潜。通过一系列综合调整挖潜后,进一步完善了注采关系,提高了单元开发效果。     

双河油田水驱单元开发技术新探

针对双河油田水驱单元注水开发中存在的问题。在注采井网基本完善的情况下,重新探索采取多种注水调整措施,使双河油田水驱单元开发可采储量不断增长,含水、递减等主要开发指标控制较好。其做法可指导水驱开发油田在特高含水后期阶段的注水调整。     

分质分压注聚技术在双河油田的试验

双河油田目前注聚单元大多为二类储量油藏,由于非均质性严重,中低渗透层动用程度较低,影响了聚驱效果。油套分注工艺虽然能一定程度上减缓层间矛盾,但油套压差过大会降低高渗透层注聚质量、堵塞中低渗透层,因而聚驱效果有限。为此,借鉴大庆油田双泵双管分质分注技术,在双河油田Ⅲ油组优选了两口注聚井实施分质分压注聚试验,实施后注入剖面得到有效改善,并取得较好的增油降水效果。     

建立储层流动单元模型的新方法

流动单元模型是油藏数值模拟的基础,基于流动单元的层次性,建立流动单元模型可分5步来完成:(1)取芯井段流动单元划分;(2)未取芯井段流动单元划分;(3)建筑结构模型的建立;(4)建立参数模型;(5)形成流动单元模型。对双河油田的研究表明,该区可划分出极好型、好型、一般型和差型4种流动单元。极好型流动单元具有最好的储层物性,主要存在于分流河道和河口坝砂体中,而差型流动单元则有最差的物性,主要位于席状砂体中。地层系数是决定流动单元的最主要的因素,对于未取芯井,可以用这个参数来进行流动单元的划分。     

厚油层非均质特征描述的新方法─—水力(渗流)单元分析

双河油田Ⅱ₅层是一个非均质厚油层油藏,采用水力单元分析方法,可以划分出五个具有相似水力(流动)特征的可复现的单元.这些水力单元在粒度、结构、孔隙大小、孔分布以及粘土含量和类型等方面明显差异,可以作为油藏模拟的基本网格.     

双河油田Ⅴ_上单元复合驱配方室内研究

在逐一筛选出符合双河油田Ⅴ上单元油藏条件的单一驱剂的基础上,研究了单一驱剂浓度变化对复合体系性能的影响,筛选出了适合双河油田Ⅴ上单元油藏条件的二元、三元复合驱油体系配方,并评价了这两种体系的基本性能和驱油性能,两种驱油体系的界面张力均达到了超低的10-3 mN/m数量级。通过对比两种复合驱技术的优劣,推荐双河油田Ⅴ上单元进行三元复合驱较为合适。     

宝浪油田流动单元最优开采组合方式的确定

宝浪油田宝北区块储层属于典型的低孔低渗而且伴有强烈的非均质性,前期投入注水开发时没有充分发挥储层的产油能力,产量递减速度加快。流动单元是评价储层质量及开发效果的强有力手段。鉴于宝浪油田流动单元方面的研究已有一定的基础,油田开发调整一方面需要在新井布置上尽量符合流动单元的空间分布,另一方面需要努力探索不同流动单元最优组合开采的可能性。本文在本区流动单元研究的基础上,利用数值模拟方法对不同的流动单元组合开采方式进行简化模拟,通过分析注入孔隙体积倍数、含水率、单位孔隙体积采油速度、采出程度之间的关系,确定本区流动单元最优开采组合方式为流动单元B与流动单元C组合开采,流动单元D单独开采。这一结果将对油田经济高效开发具有重要的现实意义。     

双河油田注采井组剩余油分布规律研究

根据双河油田Ⅴ下层系油藏特征建立非均质模型,得到不同模型剩余油分布模式;分析不同地质、开发条件对剩余油分布的影响。通过回归分析,得到注采井组生产井综合含水率达到95%时,采出程度、剩余油非均质程度与不同因素(提液速度、井距、平面渗透率级差、地层倾角、油层厚度)的关系式。分别应用回归公式和数值模拟对双河油田五点井网的采出程度、剩余油非均质程度进行计算,二者结果误差均小于10%。综合运用回归公式定量描述剩余油及井组剩余油分布模式对今后实际油田注采井组单元后期开发调整具有一定指导意义。     

屏蔽暂堵技术在双河油田调整井中的应用

由于长期开发,双、江河油田目的层形成了多套压力体系,调整井施工时,经常发生井涌、溢流、卡钻等情况,为此,采用屏蔽暂堵技术改造钻井液、完井液和正压差钻进的技术措施、现场应用表明,该技术施工工艺简单,施工成功率高,钻井成本低,并具有保护油气层的作用。     

油气成藏动力学中的流体动力场

温度场、压力场、能量场和应力场是流体动力场研究的主要内容。现今温度场一般根据钻井实测地温及大地热流测试确定,古地温场主要依据包裹体均一温度确定。压力场的研究方法颇多,主要有声波测井、实测地层压力和地震层速度方法,前两种方法主要应用于已钻探区,后者则重点应用于非钻探区。在进行能量场分析时,应注重在三维烃源岩体和流体输导体系发育的格架下,恢复古流体势。通常情况下,应力值较大的地域,其流体压力值也较高,对某一具体地区而言,首先应划分单井纵向压实-压力带,然后划分压力系统,最后进行正演模拟,探讨压力形成机制。地下流体动力场之间存在着互相联系、彼此耦合的关系,因此,须用整体的观点系统研究。     

利用地震层速度和声波时差预测盖层封闭能力

盖层封闭的最常见形式是毛管封闭和压力封闭。这两种形式的封闭能力与岩层的孔隙度、渗透率、砂泥岩含量比以及流体压力有密切关系。有鉴于此,可利用地震层速度和声波时差资料进行盖层封闭能力的预测。首先,运用拟合的经验公式计算岩层的孔隙度、剩余流体压力等物性参数;最后求取地层压力;然后进行盖层封闭能力的纵横向预测和评价。经与实测结果比较,盖层孔隙度的预测值绝对误差为-1.32%～1.39%,相对误差为3.07%～15.4%;突破压力的预测值绝对误差为-0.23～0.63MPa,相对误差为1.81%～12.27%,均属允许范围。盖层封闭能力的纵横向预测结果都表明,由欠压实带形成的地层压力异常系统对油气的分布及运、聚、保起到了明显的控制作用。     

碎屑岩储层物性非均质性的层次结构

储层物性非均质性与沉积体系内部的构成单位关系密切,可以分尺度进行研究:(1)在沉积体系级的大尺度范围内,不同的沉积体系具有不同的储集性能；在同一沉积体系中,不同的成因相孔渗值差别极大,主要取决于沉积作用过程中古水流能量和环境的变化。(2)在成因相级的中尺度范围内,各流体流动单元内部及不同的流体流动单元之间孔渗值存在明显的整体差别,这与构成流体流动单元的储层岩性相关系密切,如果叠加有不均匀的成岩作用的影响,那么流体流动单元的物性将会大大地降低。(3)在岩芯级的微尺度范围内,多孔介质具有各向异性特征。     

聚驱后地层残留聚合物再利用剂YG340-1的选择应用

根据河南油田聚合物驱后区块的生产特点,对YG340-1残留聚合物再利用剂的悬浮性、与HPAM的絮凝效果、对地层的封堵能力进行了实验研究。用双河油田污水配制的3%YG340-1悬浮液,静置60min悬浮体积保留率在90%以上;与300mg/L的HPAM絮凝120min,絮凝体的平均粒径由20μm增加到500μm以上,测得填砂管的残余阻力系数在22.22～30.25之间,并在双北Ⅱ4、5区块进行了S215、4072、S206三个井组的现场试验,取得了明显的效果。     

断裂开启与地层中温压瞬态变化的数学模拟

针对莺歌海盆地明显的今古地温异常特征,设计和推导了一个平板断裂开启二维数学模型。通过分析断裂开启后在断裂面及由其连通的渗透性地层中流体流动和流体压力的瞬态变化过程,得出了一个反映各个地层和水动力学因素对该过程影响效应的时间特征常数。断裂面的流体传输系数和含水层的水动力传导率分别控制了流经断裂面的峰值流量和保持峰值流量的时间长度。开启断裂造成的地下热流体的垂向流动是造成地下热异常的重要原因。但要形成在莺歌海盆地泥拱构造带上观察到的蒙脱石伊利石转化、镜煤反射率等地热指标的异常,则需要沿该构造上部断裂面发生长时间、大流量的热流体流动。     

双河油田水锁减产机理研究

针对双河油田因水锁造成的减产问题,开展了水锁减产的机理研究。应用热力学和动力学理论分析了引起水锁效应的原因;从渗透率、油藏压力、岩石矿物性质、驱替压力以及外来流体粘度等方面分析了影响水锁效应的内在和外在因素。岩心水锁伤害实验结果表明:渗透率越低,油藏压力和驱替压力越小,产生的水锁伤害越严重。提出了预防和解除水锁伤害的方法,现场试验8井次,有效率100%,取得了显著效果。