哈萨克斯坦阿里斯库姆油气藏油环边部潜力分析方法研究

阿里斯库姆油田已进入开发后期,主力层白垩系M-II层地震品质差,分辨率低,断裂带附近构造失准,油气界面不落实,以上问题制约着油田挖潜和滚动扩边。为实现油田开发效益最大化,积极开展针对性研究工作。全面研究总结了针对油田潜力分析的主要技术手段和方法,通过对叠后地震资料提频处理和采用速度分析、层位控制法重建速度场来提高构造解释精度,以及利用综合测井解释及数值模拟技术来确定油气界面变化规律,最终实现阿里斯库姆油田产能建设的良性循环。     

火山岩岩性测井识别方法研究——以准噶尔盆地火山岩为例

储层岩性识别是火山岩油气藏勘探的基础。 通过对准噶尔盆地石炭系火山岩储层典型井的岩心观察,结合对岩石薄片及测井资料的详细分析,总结了火山岩的测井响应特征,提出了火山岩岩性测井识别方法。 该方法利用常规测井资料识别岩性,再应用成像测井资料识别火山岩的结构及构造,其中自然伽马、密度和声波时差是对火山岩岩性识别较有利的 3 种测井资料。 利用 GR-R t /AC 交会图可有效区分火山岩与沉积岩,在此基础上根据 GR-DEN 交会图与 GR-AC 交会图可区分出火山岩类型,最后结合成像测井图（ FMI ）可进一步识别火山岩的结构及构造特征。     

准噶尔盆地北三台凸起芦草沟组低渗储层评价

碎屑岩低渗透储层评价机制包括沉积类型和低渗储层岩石特征评价。在地震资料分析的基础上,应用物源、沉积相和岩石储层特征等对准噶尔盆地北三台凸起二叠系芦草沟组低渗透储层开展了研究。研究表明：芦草沟组发育辫状河三角洲和滨浅湖２ 种亚相,其物源来自北部北三台凸起、南部博格达山;芦草沟组分为２ 段,其中芦草沟组一段分布范围有限,属填平补齐,芦草沟组二段分布范围较大,沉积厚度约占据整个芦草沟组的２／３。在沉积相研究的基础上,通过储层岩石学特征、物性特征、空间类型等研究,认为储层孔隙结构复杂,属于中-低孔、低渗储层。根据沉积相类型和低渗透储层岩石特征对芦草沟组作出了综合评价,有利储层的分布与沉积相展布密切相关,优质储层主要发育在辫状河三角洲前缘。     

KS油田OBJ1生产层产量递减原因分析及调整对策

KS油田OBJ1生产层已进入特高含水、高采出程度阶段,自2010年开始产量递减加快,日产油水平由2010年的766 t下降到2013年的318t。通过分析,确定造成产量递减加大的原因是降低注水量后产液量的下降和注采结构不合理。为改善开发效果,制定的调整对策是完善注采井网,调整注采结构,进行合理配注来降低产量递减。     

含水率超过98%油藏采收率标定方法

目前我国发布的石油天然气行业国家标准都是以含水率98%为基础,利用水驱特征曲线对已开发砂岩油藏进行采收率标定。对于含水率超过98%的特高含水油藏,石油天然气行业国家标准中的计算方法不再适用。通过计算油藏的极限含水率,利用甲型水驱特征曲线、广义童氏图版、生产数据求取的油水相对渗透率曲线、数值模拟方法标定了哈萨克斯坦共和国KS油田OBJ1层特高含水油藏采收率。结果表明,前3种方法标定的采收率结果相近,方法可以使用,利用数值模拟方法标定的采收率偏高,结果可供参考。     

孔隙型碳酸盐岩储层分类与质量评价——以哈萨克斯坦北特鲁瓦油田KT-I油层组为例

为了研究北特鲁瓦油田碳酸盐岩储层分类方法及其与产能的关系,笔者利用测井、岩石薄片、压汞、试油等资料,对北特鲁瓦油田碳酸盐岩储层分类与质量评价,并建立了不同类型储层与产能的关系。研究表明,利用储层物性、孔隙结构参数、以及测井资料对孔隙型储层质量进行评价与分类是可行的,研究区KT-I油层组А_~21、А_3~2层为优质储层,其余各层储层质量较差,本研究成果可为后期该油田开发方案调整和老区扩边勘探、滚动开发提供更为可靠的依据。     

中高含水期边底水砂岩油藏历史拟合方法——以阿利斯库木油气田白垩系M-Ⅱ层北区为例

历史拟合是油藏数值模拟中的关键环节,其质量高低直接决定后期开发预测精度和调整方案的可靠性。带气顶的边底水油藏由于注入水和天然水共同作用,油水分布更加复杂、拟合难度大。为了提高中高含水期边底水砂岩油藏地层压力、产油量、含水率等主要开发指标的历史拟合精度,以阿利斯库木油气田白垩系M-Ⅱ层北区为例,通过井震结合确定了油藏构造和油水、油气界面,并以单砂体为单元建立了油藏精细地质模型,逐井逐层修正油气水分布。建立了试井渗透率与测井解释渗透率关系修正渗流模型。通过以油井为中心、井组为单元的生产动态分析确定的见水方向和见水层位为依据,修改方向渗透率,研究了拟合注入水对开发指标的影响。应用物质平衡方法确定边底水能量及油藏驱动方式,利用水体卡和虚拟注水井等技术拟合边底水对开发指标的影响。矿场实施效果证明,数值模拟确定的剩余油分布符合率高,推荐的开发调整方案改善了油田开发效果。