海上普通稠油热-化学驱研究探索

稠油资源在世界石油资源中占有较大比例,中国海上稠油资源丰富,其高效开发具有重要意义.目前对于黏度小于350 mPa·s的普通海上稠油油藏,主要采取水驱开发.但是稠油因黏度较高,在地层中渗流阻力大,此外水油流度比大,导致水驱过程中易产生指进现象,含水快速上升,减小水驱波及从而影响最终采收率.对于海上水驱稠油油田开发过程中存在的这种问题,提出了采用热水化学驱进一步提高采收率的方法.利用油藏数值模拟方法,研究了水驱稠油油藏热水驱及采用热水/降黏剂、热水/泡沫几种不同方法提高采收率的增油机理,同时对主要影响因素进行了分析研究,发现热/化学驱技术能有效提高稠油油田采收率,明显改善了水驱稠油开发效果,对于这一类普通稠油油田的开发具有一定的指导意义.     

一种考虑层间干扰的多层合采油藏水驱采收率预测方法

考虑层间干扰研究多层合采油藏各层水驱采收率变化规律,对制定油田开发调整政策具有重要意义。联合BuckleyLeverett水驱理论和Welge水驱方程,推导了考虑层间渗流阻力干扰的多层合采油藏水驱采收率计算方法。该方法通过各层渗流阻力差异体现层间干扰程度即注入端各层吸水量系数值,针对各层的注入量采用水驱油理论和物质平衡原理建立水驱采收率计算式,循环迭代计算各小层的渗流阻力、吸水量和水驱指标（含水饱和度、含水率、水驱波及系数及采收率）,可以预测各小层水驱采收率与累积注入量关系。该方法应用于渤海QHD油田高含水期开发调整,首次在海上采取大规模水平井联合定向井分层系开发模式,通过实施开发调整,各主力层采油速度由0.5%～0.8%提高至1.9%～2.2%,采收率由10.4%～22.4%提高至26.5%～37.9%,极大改善了油田开发效果。应用实例表明,该方法计算简便且具有较高的准确性和实用性,可真实反映多层合采油藏水驱过程中高、中、低渗层（低、中、高黏层）之间的干扰程度及其对水驱采收率的影响。     

低幅强底水油藏规模水平井网微层系开发技术

针对低幅构造强底水富砂辫状河油藏储层结构复杂,高含水期剩余油预测困难的问题,根据井点静态资料、规模化水平井网生产动态资料,运用储层构型精细解剖方法、基于储层构型界面的剩余油层次综合分析方法,建立了储层构型分布模式,理清了剩余油分布规律。利用四级构型界面和规模化水平井网将不同辫流带砂体进行微分层系、整体加密调整,形成了辫流带1和辫流带2共44口井的调整井网。2015年实施的8口调整井前6个月平均产能为50～260m³/d,研究成果对高含水期强底水富砂辫状河油藏开发调整具有重要意义。     

夹层研究在水平井开发厚层底水油藏中的应用——以曹妃甸11-6油田Massive砂体为例

渤海海域曹妃甸油田群油藏类型主要为河流相底水油藏,全部采用水平井开发,储层内部不稳定分布的夹层是影响底水油藏开发效果最关键的因素,厘清夹层的分布模式及其对底水的控制规律对底水油藏开发非常重要。以曹妃甸11-6油田Massive砂体为例,通过钻穿含油储层的少量探井、水平井的领眼井等进行小层精细对比,确定了夹层空间分布的总体框架,利用水平井含水率上升规律、供液能力和地层压力等生产动态特征与夹层的响应规律,建立厚层辫状河储层的夹层分布模式,分析了夹层分布模式对底水运动规律的控制作用。研究结果表明,Massive砂体纵向上主要发育2期主力夹层,部分水平井同时受2期主力夹层的共同遮挡,并根据夹层对底水的遮挡能力,划分为强遮挡、中遮挡和无遮挡3类。指导了中、高含水期剩余油分布研究和调整策略,部署调整井23口,平均单井累积增油量为17×104t。     

秦皇岛32-6 油田南区明下段Ⅰ油组3 小层河道砂体叠置类型及其动态响应特征

秦皇岛32-6油田南区明下段Ⅰ油组3小层（Nm 下Ⅰ3小层）为多期叠置而成的河道砂体,精细解剖砂体的叠置特征是进一步挖潜的重点。基于高分辨率层序地层学原理,对该小层多期河道沉积期次进行了划分与对比,在此基础上,对同一期次砂体沉积微相特征、不同期次砂体之间的夹层特征进行了研究。结果表明,该小层河道砂体可划分为切叠河道型、叠置河道型、单一河道型3种主要叠置类型。由实验井组示踪剂追踪结果可知,不同期次砂体之间的水驱前缘推进速度低于同一期次砂体的推进速度,而同期次砂体之间的水驱前缘推进速度也存在差异。示踪剂跟踪实验证实,对于多期河道叠置砂体而言,叠置类型、单一砂体微相特征及夹层分布共同影响了开发效果。当注采层位分布于不同期次砂体时,其连通关系首先取决于砂体的叠置类型及夹层分布;而当注采层位分布于相同期次砂体时,其连通关系主要取决于沉积微相的变化。     

小气顶低幅构造强底水油藏剩余油分布主控因素

曹妃甸油田群河流相底水油藏是渤海海域已开发的一类重要油藏类型,采用不规则水平井井网开发,目前大多数油藏已进入中、高含水阶段,但采收率偏低,亟需理清剩余油分布规律和主控因素,指导油田下步综合调整。曹妃甸油田群新近系馆Ⅲ油组下段储量大、开发井多,是一个已进入高含水开发期的小气顶低幅构造强底水油藏。通过静态地质资料和动态生产资料相结合,认为微构造形态和小断距断层等构造因素、河漫滩成因夹层、油水界面差异、油田早期开发理念、目前开发井网等5大因素控制了研究区剩余油分布。在以第2期夹层为界的上、下开发层系中,剩余油分布具有一定规律性。上开发层系剩余油主要分布在油环井网不完善区域,下开发层系剩余油主要分布在油藏西部的油水界面较低及井网不完善区域、中部的水平生产井和气油界面之间、第4期主力夹层下部构造高部位以及距开发井较远的断层附近。     

海上中低粘度油田早期聚合物驱开采特征评价

为了在海上设备有限寿命期内最大限度将地下原油开采出来,提出了海上油田早期化学驱三次采油方案,并在锦州9-3、绥中36-1、旅大10-1开展了聚合物驱矿场试验。以渤海锦州9-3油田为例,在注聚动态跟踪分析基础上,对中高含水阶段早期聚合物驱开采特征进行了研究,为今后锦州9-3油田化学复合驱等各项提高采收率技术的实施及优化调整策略的制定提供了理论依据,同时为海上同类油田三次采油工作的开展提供了实践经验。     

三角洲前缘储层非均质性及剩余油挖潜研究

锦州9-3油田主要含油层系为三角洲前缘相储层,多期砂体叠置,平面非均质性强,目前已进入中高含水阶段,生产矛盾突出,剩余油富集且复杂。通过研究油田小层平面分布特征、夹层分布规律、层内渗透率非均质性、层间沉积旋回的差异性和粒度韵律等参数,对油田主力油层三角洲前缘相储层非均质性进行综合表征。研究认为油田主力油层整体上属于强非均质性储层,造成储层强非均质性的主要因素为原始沉积环境下沉积旋回差异性和粒度韵律的差异性。结合各小层的水淹程度分析认为剩余油较富集的区域主要在Ⅰ2、Ⅰ4、Ⅱ11、Ⅱ12、Ⅱ2、Ⅲ1、Ⅲ2七个主力小层和油田的西侧、东部裙边带井控程度较低的区域。综合考虑造成剩余油分布差异的储层非均质性因素,制定了合理的总体调整方案和注采井网调整策略。     

基于多尺度融合的巨厚复杂裂缝性储层精细表征

潜山裂缝型储层研究及精细表征一直是业界难题,特别像渤海BZ这样的大型巨厚潜山气藏,断裂系统复杂,储集类型多样,裂缝储层精细表征难度更大.充分研究气田地震、岩心资料及观测相似露头,应用类比和地质统计学方法,分尺度进行了裂缝描述并研究了裂缝分布规律;在此基础上,制作了BZ气田不同尺度裂缝长度与累积频率归一化图版,发现各尺度...     

三角洲前缘河口坝单砂体划分及剩余油分布

针对油田开发中后期剩余油分布复杂、挖潜难度增大的问题,以渤海湾盆地S油田东营组二段下亚段为例,综合应用岩心、测井、水淹解释和生产动态等资料,对三角洲河口坝复合体内部单砂体进行定量表征,并分析其对剩余油分布的控制作用。研究结果表明:研究区河口坝单砂体平面接触样式分别为河坝接触、坝主体接触、坝缘接触和坝间泥接触。河坝接触和坝主体接触的砂体连通性较好,剩余油不富集;坝缘接触和坝间泥接触的砂体连通性差或不连通,在其侧翼易形成剩余油。该研究可有效地指导油田后期综合调整工作。