地化录井技术在吉林油田开发井解释评价中的应用

在油田注水开发过程中，为保障选择水淹程度低和含油丰度高的层段进行射孔开发，开展了地化录井技术在吉林油田水平开发井的应用研究。针对水淹程度评价和含油丰度分析在开发井解释评价中重要作用，从岩石热解参数S0、S1、S2和热解气相色谱谱图形态以及正构烷烃含量入手，研究了地化录井参数在吉林油田注水开发过程中的变化规律，建立了开发井油气层含油丰度和水淹程度判别标准。应用实例表明，在水平井地质导向和投产射孔井段的选择中应用效果明显，得到了甲方的高度评价和重视。通过在开发井中的广泛应用，不但提高了水平井地质导向的成功率，还增强了优选投产射孔井段的能力。     

低含油饱和度底水油藏水平井开发技术——以高浅北区Ng6、Ng7、Ng9、Ng10小层为例

冀东油田高浅北区Ng6、Ng7、Ng9、Ng10小层是低含油饱和度底水油藏,构造幅度低,油柱高度小,储层疏松,常规定向井不能正常生产。应用水平井和侧钻水平井分三步走能有效开发此类油藏:首先在厚度5 m以上油层顶部"擦头皮"部署油井,避免底水快速脊进;然后在油井高含水时应用水平井化学堵水技术,封堵高水淹井段,迫使底水绕流扩大水驱波及体积;最后当底水全面脊进后时利用CO2吞吐技术,增强原油流动能力,进一步驱替井筒周围残余油。水平井设计是核心,堵水和CO2吞吐为高含水阶段控水增油的保障。     

高含水后期水平井数值模拟研究

为有效利用水平井挖潜处于高含水后期的厚油层剩余油,需要对水平井的位置、射孔层段以及初期产能进行优化。运用Petrel建模软件建立研究区精细地质模型,初步设计了水平井的轨迹;利用Eclipse数值模拟软件对水平井的位置、射孔层段、初期产能大小进一步优化。数值模拟结果显示,优化后的水平井能更有效地开发厚油层中剩余油。     

低渗透底水薄油层水平井改造技术研究

单井产量低、含水上升速度快是低渗透底水薄油藏开发的难点,华庆油田延10油藏属典型的低渗透底水油藏,渗透率低(3.0mD)、地层压力低(0.7MPa/100m),油层厚度薄(7.2m)。通过对储层特征分析,利用油藏数值模拟计算确定了水平井的最优完井方式。水平井井眼轨迹穿越油层中上部、改造段数2.0~2.6段/100m,段间距40~50m,最优的改造方式为定方位深穿透复合射孔,射孔穿透深度1m左右。4口井矿场实践表明,水平井单井产量达到直井的4.5倍,含水5.4%、动液面高,具有较好的稳产形势,而相邻24口直井平均含水35%,这种完井方式可以有效提高该类油藏单井产量。     

疏松砂岩油藏水平井不均匀射孔技术探讨

针对套管固井射孔完井水平井水平生产层段产液剖面动用不均衡、射孔完井费用高等难题,尤其是开采复杂层段无法实现裸眼完井开发的水平井,成功研究并应用了水平井不均匀射孔技术.通过改变水平井段上、下游射孔密度分布,调节总的流动阻力,改善因井筒流动摩阻所造成的水平井段中、底部采出程度偏低的情况,调整产液剖面,实现油层均匀供液,提高水平井开发效果.在优化射孔、减少射孔费用方面取得了很好的效果.     

河道砂体解剖技术在低渗透油藏的应用

C油田C55区块是典型的低渗透裂缝性油藏,目前处于一次井网加密后的中高含水开发阶段,主力油层水淹严重,层间矛盾较为突出,层间干扰型和高水淹韵律顶部型剩余油富集.目前尚缺乏有效动用低渗透储层高水淹韵律顶部型剩余油的水驱挖潜方法.通过检查井岩电对应、加密井测井水淹解释和注入剖面资料发现该区块5个主力油层存在发育上、下2个砂体的情况,为此应用河道砂体精细解剖技术进行储层细分,将层内矛盾转化为层间矛盾,使高水淹韵律顶部型剩余油转化为层间干扰型剩余油,通过注水井的精细分层调整,改善了层间动用状况,提高了油田开发效果.     

录井水淹层评价技术用于朝阳沟油田低渗透油层的射孔选层

朝阳沟油田属大庆外围低渗透油藏,经过几十年注水开发,含水逐渐升高,油水关系复杂,储集层剩余油挖潜难度日趋增大。在应用岩石热解、热解气相色谱、荧光显微图像解释评价水淹程度的基础上,通过归纳近两年来朝阳沟油田所钻的两口密闭取心井资料以及其他投产井资料,总结低渗透油层剩余油的录井资料特征,可以较准确地认定低渗透储集层剩余油富集部位,较好地判断储集层剩余油分布情况及潜力,进而建立朝阳沟油田剩余油射孔选层依据为:1剩余油饱和度应该大于37%的油层;2热解气相色谱主峰碳响应值大于1.2mV,且解释为中水淹以下的油层;3厚度一般大于1.5m的油层。实践证明,该方法在朝阳沟油田低渗透油藏开发应用中取得了较好的效果。     

胜坨油田不同含水期油水平面运动规律

以胜坨油田沙二段1-3砂层组河流相正韵律油层和沙二段7-8砂层组三角洲前缘相反韵律油层为研究对象,采用地质统计、数值模拟和动态监测等方法,分析了不同含水期油水的平面运动规律。研究表明,在中低含水期,正韵律油层平面油水运动明显受沉积亚相带的控制,局部水淹带形成早,反韵律油层平面油水运动主要受注采井网控制,水淹带形成较晚;在高含水期,正反韵律油层水淹程度加剧,沉积亚相带的控制作用减弱;在特高含水期,正反韵律油层水淹均十分严重,主要受注采井网的控制,沉积微相带对剩余油分布起到一定的控制作用。     

超长层段水平井射孔补偿式传爆及防卡技术

射孔枪传爆失败和射孔后管柱遇卡是长井段水平井射孔时易发生的现象。结合普光气田大湾区块地质特点,提出补偿式传爆技术和水平井射孔枪低磨擦阻力防卡技术。通过对普光气田大湾区块4口超长层段水平井的射孔施工结果分析,证实应用补偿式传爆技术及双向延时起爆技术可避免射孔枪传爆中断现象的发生;采用合理的射孔参数,102射孔枪装配低碎屑射孔弹、120°上相位、不同储层6~16孔/m变孔密射孔能满足酸压改造要求;使用低碎屑射孔弹等技术措施可有效防止射孔后管柱遇卡。     

多层合采调整井水淹层避射效果分析

针对大段合注合采油田中高含水期面临的调整井储层水淹问题,基于已实施井钻后储层水淹状况和生产效果分析,研究水淹层避射对油井产液量、初期含水率和含水上升规律的影响。结果表明,多主力层合采油井部分储层适当避射对产液能力影响不大,整体水淹弱仅主力层强水淹油井对强水淹层避射可降低油井初期含水率(较同条件井下降5%~30%);储层水淹较弱的油井含水上升以中低含水稳定和正常上升为主,储层水淹较强油井以快速上升和开井高含水为主,强水淹层避射对控制含水上升有一定作用,避射后调整井含水快速上升和开井高含水比例有所下降。研究成果对新井射孔方案研究和老油田调整井挖潜有一定指导意义。     

直井-水平井组合蒸汽氮气泡沫驱物模实验

稠油开采在蒸汽吞吐（CSS）阶段出现的高渗层蒸汽窜流影响了开采效果,利用稠油油藏水平井开采可以增加泄油面积,增强导流能力,提高最终采收率,但用水平井开采稠油更易受窜流通道的影响,造成水平井段动用不均、高含水等问题。笔者采用三维物理模拟手段研究了直井-水平井组合蒸汽氮气泡沫驱提高采收率机理,用不同驱替阶段平面和剖面三维温度场数据评价了蒸汽驱转蒸汽氮气泡沫驱温度场发育效果。在高含水下采用氮气泡沫辅助蒸汽驱后,含水率先降、后升,最终采收率为63.3%,相比蒸汽驱提高了6.2%。蒸汽氮气泡沫驱降低了蒸汽单井突进和蒸汽超覆现象,增加井间波及区域,扩大了整体的波及体积,改善了蒸汽驱效果。     

杜84-平46井钻井工艺在SAGD技术中的应用

针对曙一区杜84块已出现生产周期短、出油效果差、高含水及油层压力低，大量剩余油得不到充分的开发和利用等一系列问题，通过在杜84-平46井采用蒸汽辅助重力泄油(以下简称sAGD)技术．开采杜84块的超稠油油藏，取得了较好的开发效果，并为水平井技术提供了发展方向。     

分层解释性反演技术在薄互层砂体预测中的应用

介绍了一种在薄互层条件下，用地震解释层位控制，以测井曲线为出发点进行外推内插，形成初始波阻抗模型，并通过对初始模型的不断更新，使模型的合成记录最佳逼近实际地震记录的方法。该方法把地震和测井有机地联合起来，突破了传统意义上地震资料分辨率的限制，大大提高了薄层的识别能力。反演结果能较好地反映主力油层葡I2和葡I3的横向变化。将该技术应用于肇州油田州603区块和州62-平61水平井的设计和轨迹调整中。州62-平61井共钻进水平段614m，葡I2层水平钻进了280m，向下调整钻遇葡13层，水平钻进334m。该水平井砂岩钻遇率达74.4％，初期平均产油30t/d以上。利用该技术在徐21井区作单井评价，也取得了较好的效果。     

萨中高台子油层浅调剖的实践与认识

由于高台子油层小层多,隔层不明显,所以通过细分调整减缓层间矛盾及控制含水上升速度的难度都很大。南一区西部高台子油层应用浅调剖技术,通过精细选井选层,针对层间差异较大,且与之连通采油井含水上升过快的注水井,降低了中、高渗透层的渗透率,提高了低渗透层的吸水能力,改善了水驱效果,达到了稳油控水的目的。浅调剖技术在南一区西部高台子油层的成功应用,为整个高台子油层高含水期的稳油控水工作提供了实践依据。     

底水油藏非均质性对水平井开采特性的影响

国内水平井物理模拟中,有关底水油藏储层非均质性对水平井的出水规律影响的研究较少。利用底水油藏水平井开采物理模型,研究了岩心水平方向非均质性对含水率动态分布及采收率的影响。研究结果表明,水平井跟端位于高渗部位时,水平方向渗透率级差越大,含水上升越快;水平井跟端位于低渗部位时,水平方向渗透率级差越大,含水率上升至100%的时间越缓,底水驱采收率越高;岩心底水驱至含水率100%后注入冻胶堵剂,堵水效果较好,含水率明显降低,可提高采收率。实验结果对研究水平井出水规律、预测水锥位置、堵水工艺选择和评价提供了较好的物理模拟参考。     

深部调驱技术在华北油田L断块的研究与应用

对于非均质性较强、长期注水开发的高温砂岩油藏,存在含水上升快、剩余油分布复杂、常规治理难度大等开发问题,一般采用深部调驱技术可以改善油藏开发效果。华北油田L断块储层温度高达115 ℃,处于高含水、高采出程度开发后期,应用数值模拟方法宏观研究剩余油分布,判定水流优势通道,自主研制新型耐高温复合交联剂,采用多井组联合同步调驱方式开展了现场试验。5个井组共注入4 4150 m3调驱剂,高峰期日增油25 t,综合含水下降9.5%,截至2019年12月累计增油12 780 t。现场试验结果表明,耐高温复合交联可动凝胶体系在L断块的深部调驱取得了显著的降水增油效果,剩余油分布研究及水流优势通道判定为调驱方案设计提供了可靠依据,为同类油藏开展深部调驱提供技术借鉴。     

海上X油田水平井智能分采管柱卡堵水潜力井筛选及应用效果分析

水平井高含水治理是水驱油田开发中后期面临的主要难题。海上X油田水平井高含水治理措施难度大、费用高,而智能分采管柱卡堵水技术由于其成本低、作业简单、风险小等特点,适合于海上油田进行水平井卡堵水试验。通过分析X油田油井完井方式、目前含水状况、累产油量、储层非均质性和见水时间等因素,确定出X油田“水淹”井剩余油潜力大小及工程条件可实施性,最终筛选出5口具备水平井智能分采管柱卡堵水潜力的试验备选井,并依据1口井的卡堵水实例进行实施效果分析,结果表明利用智能分采管柱进行大段“找水、堵水”现场应用效果较好,值得进一步推广应用,为后期油田“控水、增油”提供技术借鉴。     

欢喜岭油田欢616块巨厚底水油藏开采技术研究

欢616块是辽河油区欢喜岭油田一个典型的巨厚底水油藏。该块动油层单层厚度15～30 m,且与底水直接接触.该块1997年采用蒸汽吞吐开发,单井周期2000多吨,日产能24 t,由于底水锥进,油井迅速水淹(平均2～3个周期进入水淹期)。针对底水油藏快速水淹特点进行了三个方面的研究:其一,利用水平井增强油田渗流能力,降低生产压差,减缓水锥速度;其二.利用大位移侧钻井充分挖掘锥间剩余油;其三,在充分进行油藏描述与数字模拟的基础上,在油水界面之上建立人工隔层阻挡底水锥进。1999年以来,针对欢喜岭油田欢616块莲花底水油藏快速水淹特点采用了水平井、侧钻井、人工隔层堵水等针对性措施21井次,累计增油59 941 t.不仅有效地提高了底水油藏的采收率,而且在稠油开发领域取得了突破。     

河道砂侧积体对剩余油分布的影响--以孤岛油田馆上段3～4砂组高弯度曲流河为例

应用现代沉积学的理论,对孤岛油田馆上段3-4砂组高弯度曲流河河道砂侧积体分布特征进行分析;根据 河流相厚油层多侧积体沉积的地质特点,设计了由三个侧积体组成,其间分布两个斜交泥质夹层(侧积层)的三种 夹层位置类型、四种射孔方式、两种注水方式的24个注采模拟方案,研究了不同注采模式下的剩余油分布规律。 研究表明侧积体夹层对剩余油形成和分布具有明显控制作用,其与注采井网的不同配置关系,造成剩余油存在较 大差异。剩余油主要分布在两个夹层的上部,且逆着夹层注水模型的波及系数和采收率略大于顺夹层注水的波及 系数和采收率。应用侧积体理论指导特高含水期曲流河厚油层水平井挖潜取得了良好效果,在孤岛油田中一区馆 陶组第4砂组优化设计水平井7口,初期平均单井产油能力达到了28.5t／d,为同期投产直井产量的3～5倍,综合 含水率仅为56.6％,为油田注聚合物后在特高含水期进一步提高采收率提供了新的思路和方法。     

应用测井资料研究聚合物驱后剩余油分布

大庆油田在聚合物驱后区块仍然有40%以上的剩余储量,准确预测聚驱后剩余油分布是挖潜这部分储量的关键。根据大量代表水驱后期和聚驱后期开发状况的测井资料,计算对比了单井垂向采出程度;通过绘制不同微相剩余油饱和度概率分布曲线和将井点所属饱和度区间标注在沉积微相图上,研究了聚合物驱后平面剩余油分布。结果表明:聚驱后,垂向上驱替趋于均匀,但油层上部剩余油比例较高,在垂向上,厚度小、渗透率低的油层部位,聚驱后剩余油基本没有变化,厚度大的油层部位,聚驱后剩余油剖面趋于均匀,但上部剩余油仍较多;在平面上,河道砂微相聚驱效果明显好于非河道砂微相,剩余油主要分布在相带尖灭、两相分界处以及渗透率变差部位和注采关系不完善的区域。该研究为进一步挖潜这部分剩余油提供了依据。