特高含水期井网综合利用方法研究

喇嘛甸油田已进入特高含水期开发阶段,水驱油层综合含水为93·6%,可采储量采出程度高达83·9%,同时精细地质研究结果表明,部分单砂体注采关系尚不完善,存在剩余油。通过对油田北西块喇7-210典型区块进行解剖分析,研究各套层系井网不同储层剩余油分布特点,提出利用现有井网来完善不同储层单砂体的注采关系、挖潜不同类型剩余油的井网综合利用模式,该模式对今后进一步改善水驱开发效果具有一定的指导作用。     

吴起长2油藏单砂体刻画及剩余油挖潜方向

吴起长2油藏内部由12期河道叠加的单砂体组成,在岩心观察与测井岩电分析基础上开展单砂体构型单元解剖,刻画了砂体几何形态及平面展布特征,进一步总结剩余油分布类型,明确了下步挖潜的措施对策,形成了吴起油田单砂体剩余油有效开发技术,对类似油藏开发中后期剩余油措施挖潜具有一定借鉴意义.     

特高含水期油田叠前反演储层预测及措施挖潜

针对特高含水期油田常规井间储层预测方法多解性强,无法满足剩余油挖潜需求的难题,以大庆长垣老区为例,开展叠前反演储层预测研究,进一步提高特高含水阶段油田井间储层描述精度,实现储层描述的定量化和精准化。首先通过储层岩石物理模拟分析,确定砂岩与泥岩门槛值和界限;其次,开展地震角道集部分叠加、子波提取等关键环节处理,建立井震结合桥梁;最后,在Zoeppritz理论方程分析的基础上,以纵-横波测井数据为出发点、井间基于不同角度叠加地震与子波为控制,采用蒙特卡洛算法实现纵、横波联合储层砂体预测。研究发现,与单一的纵波阻抗叠后反演预测结果相比,叠前反演薄层砂体预测结果与后验井符合精度更高,有效指导了潜力区的剩余油挖潜方案编制,单井压裂措施之后,增油3.5 t/d,含水下降10%。该方法适用于特高含水期油田储层精准预测和剩余油挖潜。     

基于构型单元“势控论”研究与剩余油开发效果分析

为了研究剩余油的开发效果,综合利用地震、地质、生产动态等资料,将"构型精细解剖"与"势控论"相结合,基于单砂体构型单元进行油水动态运移规律研究,从运移方向和时间角度,预测剩余油运移与聚集规律,构建"运聚再生油藏模式",提出低势闭合区是剩余油挖潜的重点区域。Y油田主力储层夹层少且薄,砂体连片展布,以堆叠接触为主,关停后1 a左右,零散分布的剩余油向低井控、低势能的构造高部位进行运移聚集;非主力储层夹层发育规模大且厚,砂体发育类型包括堆叠、侧叠和孤立型,零散剩余油在纵向上运移受到夹层遮挡,砂体内运移方向受韵律性影响,横向上砂体之间接触类型决定剩余油聚集规模,关停后3 a以上时间,剩余油逐渐向油藏低势闭合区富集成藏。Z9非主力油藏低势闭合区Y1-6 H井平均日产油超过200 m³,含水率低于5%,已稳产4 a;构造高部位Y1-3 H井平均日产油低于60 m³,含水率约75%,现已关停,远低于低势闭合区生产效果,其他非主力油藏低势闭合区剩余油也取得了较好的挖潜效果。Y油田挖潜资料证明了低势闭合区"动态运聚再生油藏模式"的合理性,可为海上中后期老油田剩余油挖潜提供技术支持。     

复杂断块油藏高含水期剩余油分布规律研究

对于复杂断块油藏注水开发后期,剩余油分布规律刻画难度大,如何寻找剩余油甜点区成为提高水驱采收率关键。以H区块为例,在分析不同韵律性储层水淹特征基础上,开展剩余油分布特征研究,剩余油主要分布在生产井间、断层附近剩余油富集以及正韵律和渗透率极差小的反韵律厚油层顶部,并对不同类型剩余油制定合理的挖潜对策,包括实施加密井、老井侧钻及厚层顶部部署水平井等,现场部署实施各类井23口,日注水量增加440方,日产油量最高增加170t,采油速度提高0.28%,阶段累增油5.7万t,预计可提高水驱采收率5%,实现水驱控制储量有效动用。     

孤岛油田水平井开采正韵律厚油层顶部剩余油挖潜先导试验

论述了孤岛油田正韵律厚油层开采现状及剩余油分布规律.根据该区油层层内夹层或物性夹层较发育,正韵律厚油层顶部动用和水淹程度低、剩余油潜力大的特点,部署了中9-平9水平井开展挖潜先导试验,投产初期日产油47t,平均日产油能力是直井的3倍,为老油田厚油层挖潜提供了一条新的思路.     

姬塬油田G83油藏单砂体刻画及动用技术研究

本文针对G83油藏超低渗透油藏多期河道叠加,平面压力分布不均,剖面水驱动用程度低的矛盾,从储层平面连通关系,剖面非均质性差异找原因,在岩心观察与测井岩电分析的基础上,识别储层侧向、垂向砂体叠置样式,总结评价连通关系,形成“静态资料识别+动态资料验证”单砂体刻画方法,利用“精细单砂体刻画+剩余油分布”重新认识储层挖潜方向;总结了以“提高剖面动用程度+改善平面连通关系”为主的动用技术,对类似油藏中期开发及单砂体动用挖潜具有一定借鉴意义。     

濮城油田南区Es下21～5油藏储层非均质性及剩余油研究

濮城油田南区Es下21～5油藏属于浅湖背景下的三角洲沉积体系,水下分流河道沉积构成了该区的骨架砂体,单个砂体垂向上主要表现为多期正韵律叠加型.储层以细粉砂岩为主,层内非均质性较弱,层间非均质性较强,平面非均质性介于两者之间,渗透率变异系数0.5～0.7.剩余油主要分布在断层附近、储层物性变差和注采井网不完善地区.进行剩余油挖潜取得明显效果,水驱控制程度提高6%,水驱动用程度提高8%,采收率提高1.64%.     

水平井挖掘曲流河点坝砂体顶部剩余油方法

曲流河点坝砂体中、上部侧积夹层发育,使点坝形成半连通体,油层顶部剩余油较富集.此类剩余油即使应用较密的三次采油井网挖潜难度也较大.大庆杏北油田通过曲流河点坝砂体识别、三维地质建模和层内数值模拟研究,搞清了水平井目的层砂体发育特征和剩余油分布特点,在此基础上,依据水平井数值模拟结果,通过优化布井方案、井轨迹设计以及钻井跟踪调整,成功地钻了5口点坝砂体顶部水平井,投产初期平均单井日产油19 t,综合含水49.1%,其产能是周围直井的6～7倍.其中杏6-1-平35井进行了点坝砂体顶部、中部、底部取心,取心总长339.42 m,顶部连续取心176.39 m,为杏树岗油田及储层性质相类似的其他油田挖掘点坝砂体剩余油探索了一条成功之路.     

辫状河储层构型与剩余油富集模式研究——以鄂尔多斯盆地环江油田为例

针对环江地区水驱控制程度高、剩余油分布复杂、挖潜难度大等问题,在充分考虑辫状河储层砂体沉积规律的基础上,开展了储层内部构型研究。以Miall储层构型划分方案为基础,提出辫状河储层构型5级划分方案,并结合岩心及测井资料,对辫状河道及心滩坝砂体进行了识别与划分,探讨了辫状河单成因砂体空间组合样式和叠置关系,最后提出了不同注采配置关系下对应于不同构型单元组合的8种剩余油富集模式,以期深化环江地区碎屑岩储层构型研究,为研究区的二次开发部署提供指导。     

濮城油田南区Es_2~下1～5油藏储层非均质性及剩余油研究

濮城油田南区 Es下2 1～ 5油藏属于浅湖背景下的三角洲沉积体系 ,水下分流河道沉积构成了该区的骨架砂体 ,单个砂体垂向上主要表现为多期正韵律叠加型。储层以细粉砂岩为主 ,层内非均质性较弱 ,层间非均质性较强 ,平面非均质性介于两者之间 ,渗透率变异系数 0 .5～ 0 .7。剩余油主要分布在断层附近、储层物性变差和注采井网不完善地区。进行剩余油挖潜取得明显效果 ,水驱控制程度提高 6% ,水驱动用程度提高 8% ,采收率提高 1 .64%     

随机建模方法在剩余油分布及挖潜中的应用

应用储层地质随机建模方法,对濮城油田某一地区储层参数进行建模计算,建立相应的储层参数预测模型。在此预测模型的基础上,研究分析了储层孔隙度、渗透率、含油饱和度在平面上的分布规律。并从实际出发,依据储层的水驱规律,分析出剩余油的分布情况,找出剩余油的富集区主要分布在未被水淹的前远砂体及远砂砂体。通过挖潜措施的实施,提高了老油田的产量。     

新立油田高含水开发期应用侧钻井挖潜试验研究

对新立油田扶杨油层高含水期剩余油分布规律和特点进行研究,将剩余油分为注采不完善型、储层型、构造型3大类12种形式。结合新立油田套管变形井的井况特点,确定了以开窗侧钻为主的工艺技术,应用于3种剩余油类型,部署了挖掘构造型剩余油、储层型剩余油和换井底恢复储量型的侧钻井,共试验了6口井,平均日产液为9.2 t/d,日产油为4.5 t/d,日产油是老井产量的3.5倍,取得了较好的效果,为挖潜套变井剩余油潜力提供了广阔空间。     

海上稠油油田剩余油分布规律及水平井挖潜研究——以渤海XX油田为例

油田注水开发中后期,由于储层自身非均质性而导致水淹状况复杂,油层的水淹特征直接控制剩余油的分布,尤其是在海上稠油油田合注合采的情况下,油层水淹程度的不同而导致开发效果变差的现象越来越明显。因此,认识水驱条件下剩余油分布模式以及进行有效的调整挖潜策略研究是提高油田开发效果的必要手段。从储层非均质性研究入手,结合取心井、加密调整井、生产测试等资料总结了多层合采下不同类型砂岩的水淹规律,在此基础上描述了合采条件下层间、层内及平面剩余油的分布特征。针对剩余油的分布模式,提出了利用水平井进行调整挖潜的策略以解决开发矛盾。结果表明,利用水平井优选潜力层位进行开发,可有效控制生产含水,提高油田采收率,改善开发效果,并为海上类似油田的调整挖潜提供指导作用。     

特高含水期水驱高效压裂工艺技术

大庆喇嘛甸油田进入特高含水期开发阶段,水驱油井压裂效果逐年变差,常规压裂工艺无法满足厚油层开发需要.结合精细地质有关剩余油研究成果,开展了水驱高效压裂工艺研究.通过大缝长比压裂现场试验,改善了注采井连通关系;通过长胶筒层内定位压裂试验,实现了厚油层内剩余油的精确挖潜;通过多裂缝加砂方式的改进,增强了低渗透层位的挖潜效果;同时加强了压裂工艺的组合应用,有效保证了油井压裂效果,形成了水驱高效压裂新思路.2006年以来,累计施工158口井,平均单井增油量6.2 t/d,累计增油量25×104 t.     

点坝砂体内部剩余油分布及挖潜方法研究

利用砂体内部构型油藏数值模拟技术和室内物理模拟实验技术,充分应用密闭取心井资料,探索性地开展了点坝砂体内部剩余油分布规律及挖潜技术研究。研究表明,由于受侧积层遮挡,点坝砂体内部仍有近20％ 的石油地质储量未很好动用,主要位于点坝砂体顸部及侧积层上部。针对剩余油分布特点,对部署水平井、部署直井、脉冲注水、调剖、堵水等一系列挖潜方法的增油效果和经济效益进行了论证。结果表明,点坝层内剩余油挖潜首推的技术对策为调剖堵水,注水井调剖时采油井需对应实施。     

精细地质综合评价方法及其应用

介绍一种在窄薄砂体油田综合地震、地质、测井及开发动态资料，从精细储层描述入手，结合测井约束地震反演、三维储层随机建模、精细沉积相研究，对储层进行综合预测评价的方法。该方法充分利用地震、地质、测井信息，综合运用精细构造解释、测井约束地震反演及井间随机建模技术，能够解决窄薄砂体油田砂体窄小井网控制不住的难题，深入认识储层发育状况及油水分布情况，适时提出各种挖潜措施。此方法用于太南油田一断块的综合挖潜取得了较好的效果。     

油房庄D5油藏精细描述及剩余油挖潜技术研究

油房庄油田D5油藏经过十几年的注水开发,原始的油水关系已经发生改变,油藏局部水驱不均,平面、剖面矛盾突出,油井含水上升,油田稳产和剩余油挖潜成为现阶段的主题。本文从D5油藏的水驱规律入手,探讨剩余油空间分布特征,利用数值模拟技术开展剩余油挖潜研究,为油田高效开发提供技术支撑。     

渤海BZ河流相油田水平井开发模式总结与水驱效果评价

BZ油田是渤海中型常规油河流相油田,具有单砂体形态不规则、储量规模差异较大、储层横向变化快、纵向上多期河道砂体相互交错叠置的特征,针对此特点,探索出一种适合该油田的高效开发模式和策略:即早期单砂体水平井分层系布井,开发中期通过水平井对未动用储量进行挖潜,高含水期基于储层构型认识对井网内部剩余油进行挖潜。BZ油田水平井开发模式实现了多年稳产,水驱开发指标整体保持较好。根据渤海油田水驱指标评价标准,对含水上升率和递减率两类关键水驱指标评价过程进行了优化,并将得到的结果应用于BZ油田,其评价标准均为一类水平。     

基于砂体结构的剩余油挖潜调整措施研究

大庆油田杏六区现已进入高含水开发后期,储层内部剩余油分布复杂,以小层作为研究对象分析剩余油的分布已不能满足后期剩余油研究的需要。因此,为了细化研究尺度,精细解剖杏六区储层砂体内部结构,总结出了5种典型的砂体结构特征,并重点讨论了砂体结构与剩余油形成及分布特征的对应性,最后有针对性地提出了具体的挖潜调整措施思路和方法,即补孔和堵水调整方案。方案共部署补射油水井57口,堵水井6口,方案实施后预计平均单井日增油量2.9 t,综合含水率下降6%。此方案对于处于高含水开发后期的老油田剩余油挖潜具有一定的指导作用。