塔河油田四区主力缝洞单元油水界面分析

塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏非均质性突出,基质不具有储渗能力,储集空间主要为裂缝和溶洞,油水重力分异速度快,油水分布关系复杂,油水界面具有一定的差异性。油水界面的研究和趋势分析,对研究碳酸盐岩剩余油的分布,油水分布关系等具有非常重要的意义。针对塔河油田四区主力缝洞单元S48缝洞单元,采用压力梯度等方法确定了四区主力缝洞单元原始油水界面,以产液剖面结合生产动态资料预测油水界面变化趋势的方法。     

复杂油藏原始含油饱和度计算方法

运用油藏工程方法及资料，针对传统的构造油藏，对利用压汞资料计算油藏原始含油饱和度的“油柱高度法”进行了方法改进。通过对油藏油水分布、油藏类型、成藏机理及区域地质规律综合研究，提出成藏时期存在“准油水界面”的观点。利用储层物性资料、相渗透率曲线、毛管压力曲线和试油成果证实油水同层的产水率，并求出油藏的准油水界面，然后，用压汞和油藏资料制定的油层原始含油饱和度与油柱高度关系图，求出油藏各油层的含油饱和度。该方法在葡西地区的葡萄花油层进行实际应用，与密闭取心蒸馏法分析的原始含油饱和度数据对比，精度为93．6％，证实该方法是有效的。     

裂缝性油藏水驱油机理与注水开发方法

本根据裂缝性油藏油水运动的基本规律以及两江地区裂缝性油藏的注水开发实践，对裂缝性油藏最佳注水方式的合理选择进行了论证，指出了五点或直线排状井网是开发这类油藏的最佳选择，并用油田实际开发资料进行了验证。     

浅析裂缝对潜山油藏油水分布的控制作用——以海拉尔盆地苏德尔特油田布达特群潜山油藏为例

以海拉尔盆地苏德尔特油田布达特群潜山油藏为例,通过裂缝平面分布特征、裂缝孔渗特征、开发井初期产能等方面分析,对苏德尔特潜山油藏裂缝发育特征与油水分布关系进行分析。结果表明,裂缝发育程度与潜山油藏储层含油性具有正相关性,裂缝的发育程度控制原油在圈闭内的运移与聚集,裂缝性储层纵向发育的非均质性决定了同一断块内不同井区油水界面的差异分布,裂缝在空间的不连通性造成断块内孤立分布的裂缝性储层发育区保存原有的地层水状态。分析裂缝对苏德尔特油田布达特群潜山油藏油水分布的作用,对于类似地质条件基岩潜山油藏评价及开发优化具有一定的借鉴作用。     

海拉尔盆地布达特潜山裂缝性油藏油水层识别方法

摘要：布达特潜山油藏属于基岩浅变质裂缝性油藏,具有双重孔隙介质的储集空间类型,含油饱和度由基质孔隙含油饱和度和裂缝孔隙含油饱和度两部分组成。通过油气成藏过程的毛细管压力平衡理论,建立油藏高度与基质孔隙度函数关系,求取基质孔隙含油饱和度;并利用裂缝含油饱和度测定的经验参数,计算出潜山油藏双重孔隙介质储层的总含油饱和度;通过对工区不同断块生产井试油、试采及初期产液性质与相应射孔层段的测井响应特征统计与对比分析,依据测井曲线计算储层基质孔隙度、裂缝孔隙度以及储层的总含油饱和度,并分别与电阻率曲线参数进行交会,建立不同断块油水层解释图版,并划定油层、水层、油水同层的解释标准;将工区各井油水层解释结果应用于油藏生产动态和油水界面系统分析,将布达特潜山油藏划分为四个油水系统,每个油水系统内部均表现出具有统一的油水界面,与油藏地质特点及储集层类型具有很好的一致性,应用效果好,对潜山油藏开发和方案调整具有指导作用。     

利用毛细管压力预测油水界面位置的一种回归分析方法

本文提出了一种将测井解释成果与毛管压力资料结合起来，预测油藏油水界面的回归分析方法。该方法无须预先提供油藏条件下的油水界面张力和接触角资料，交能根据所获得的回归参数对预测的油水界面的可能误差范围可信程度进行适当的评价分析。     

含烃流体包裹体丰度法追溯古油水界面的局限性

含烃流体包裹体丰度法恢复油藏古油水界面是一种统计学方法，其内在机理和不同地区的古油水界面界线值是否相同尚不十分清楚，因而，不能盲目应用。应用含烃流体包裹体丰度法分析了东营凹陷砂岩透镜体油藏的成藏过程，认为大多数现今油层的含烃流体包裹体丰度值小于5％，有的油藏仅能建立一期古油水界面，有的油藏无法恢复油藏古油水界面。而油源对比结果表明，油气来自2套烃源岩，因此，至少存在2期油气充注储层过程，即至少应存在2个古油水界面，这表明用含烃流体包裹体丰度法恢复油藏古油水界面存在一定局限性。     

利用毛管压力资料和测井资料预测油水界面位置

本提出了一种利用毛管压力资料和测井解释成果来预测油藏油水界面位置的回归分析方法。这种方法无需预先提供油藏条件下的油水界面张力和接触角资料，并能根据所获得的回归参数对预测的油水界面位置的可能误差范围及可信程度进行适当的评价分析。     

碳酸盐岩缝洞型油藏油水界面计算方法——以塔里木油田轮古15区块为例

油水界面的确定对储量计算和后期开发有着至关重要的作用,但在碳酸盐岩油藏中,由于其岩溶孔、洞、缝储集体的严重非均质性特殊地质条件决定了油水关系的复杂性,油藏没有统一的油水界面,用常规的方法很难断定其位置。通过对塔里木油田轮古15区块单井资料的分析,利用各井动静态资料,分析油藏单元的连通性,在同一个油藏单元内,运用原始地层压力和油层中部深度压力参数,推导出地层流体界面位置的计算公式,进而运用到整个研究区,对整个油藏油水界面进行计算,为指导该区开发提供重要依据。     

雁翎油田雾迷山组潜山油藏剩余油分布与预测

提高高含水期裂缝性碳酸盐潜山油藏开发效果的关键是预测剩余油的分布。在分析雁翎油田雾迷山组潜山油藏剩余油形成机理及其分布规律的基础上，对该油藏的剩余油分布潜力区作了预测。剩余油的形成与储层层的储集空间结构密切相关，剩余油的分布形式可分成微观和宏观两种，预测该油藏的剩余油主要分布在岩块油水界面以上，远离主断层井区，井间油水界面低凹区，流动屏蔽层完整分布部位以下以及水淹带Ⅲ类储集层区。     

油田注水吞吐采油的可行性分析

Graham.J．W．的自吸理论公式揭示了裂缝性油藏自吸水驱油量与基质的物性、润湿性、油水界面张力、原油粘度以及油水接触面积的关系。根据这一理论公式，阐明了注水吞吐采油井应选择地层能量不足、原油粘度低、剩余可采储量高、油层亲水并具有1～2个物性好的主力油层，最好是反韵律所组成的裂缝发育的油组。亲油岩心、高粘度原油的全模拟实验证明，在注入水中加入表面活性剂和粘土防膨胀剂，可有效地保护储层、降低油水界面张力、改变岩石润湿性．可大幅度提高原油采出程度。     

Black Oil and Compositional Reservoir Simulation for Increasing the Recovery Performance of an Iranian Fractured Carbonate Reservoir

Abstract

Naturally fractured reservoirs contain a significant amount of world oil reserves. Accurate and efficient reservoir simulation of naturally fractured reservoirs is one of the most important, challenging, and computationally intensive problems in reservoir engineering. Black oil and compositional reservoir simulators have been used to determine the reservoir management and production strategies to increase the oil recovery from a low-porosity, low-permeability fractured carbonate reservoir, with an average matrix permeability of 0.8 md, average fracture permeability of 500 md, and an average matrix porosity of 10%. This reservoir is a candidate for an enhanced oil recovery (EOR) process, because the reservoir production rate has been declined due to increasing the water cut as a result of rising the water oil contact. The injection techniques that have been considered in this study for black oil model include (a) gas injection, (b) water injection, and (c) simultaneous water alternating gas injection and for the compositional model include (a) dry gas injection, (b) CO₂ injection, and (c) N₂ injection. Simulation results show that CO₂ injection has the maximum oil recovery between the EOR scenarios.     

Beneficial effects of wettability altering surfactants in oil-wet fractured reservoirs

In fractured reservoirs, an effective matrix-fracture mass transfer is required for oil recovery. Surfactants have long been considered for oil recovery enhancement, mainly in terms of their ability to reduce oil–water interfacial tension. These surfactants are effective when the fractured formations are water-wet, where capillary imbibition of surfactants from the fracture into the matrix contributes to oil recovery. However, another beneficial aspect of surfactants, namely their ability to alter wettability, remains to be explored and exploited. Surfactants capable of altering wettability can be especially beneficial in oil-wet fractured formations, where the surfactant in the fracture diffuses into the matrix and alters the wettability, enabling imbibition of even more surfactant into the matrix. This sequential process of initial diffusion followed by imbibition continues well into the matrix yielding significant enhancements in oil recovery.In order to test this hypothesis of sequential diffusion–imbibition phenomenon, Dual-Drop Dual-Crystal (DDDC) contact angle experiments have been conducted using fractured Yates dolomite reservoir fluids, two types of surfactants (nonionic and anionic) and dolomite rock substrates. A new experimental procedure was developed in which crude oil equilibrated with reservoir brine has been exposed to surfactant to simulate the matrix-fracture interactions in fractured reservoirs. This procedure enables the measurements of dynamic contact angles and oil–water interfacial tensions, in addition to providing the visual observations of the dynamic behavior of crude oil trapped in the rock matrix as it encounters the diffusing surfactant from the fractures. Both the measurements and visual observations indicate wettability alterations of the matrix surface from oil-wet to less oil-wet or intermediate wet by the surfactants. Thus this study is of practical importance to oil-wet fractured formations where surfactant-induced wettability alterations can result in significant oil recovery enhancements. In addition, this study has also identified the need to include contact angle term in the dimensionless Bond number formulations for better quantitative interpretation of rock–fluids interactions.     

任11裂缝性底水油藏注气提高采收率研究

对任11裂缝性底水油藏注气提高采收率的可行性进行了研究,评价了注气地质特征和水驱开采特征。同时,借鉴雁翎油田注氮气驱油试验成果,进行了注气驱油机理和流体界面运动规律的研究,提出了注气采油方案,并分析了地下储气库与提高采收率的协调关系。结果表明,任11裂缝性底水油藏的盖层具有良好的密封性,可以形成次生气顶和富集油带,具备注气提高采收率和建立地下储气库的地质条件。同时表明裂缝性潜山油藏注气与建设地下储气库相结合可以提高原油采收率。     

塔中西部奥陶系缝洞型油藏见水特征分析

塔中西部奥陶系缝洞型油藏以溶洞、裂缝为主要的储运空间,储层缝洞体发育,主要储层类型有洞穴型、孔洞型、裂缝型、裂缝-孔洞型,储层非均质性强,流体分布关系复杂。采用油井见水特征曲线法,以塔中西部一些典型采油井为例,结合生产数据,分析了油井见水特征,将其见水特征分为4种类型:水锥型、层状型、裂缝型、条带型。通过对研究区典型井生产动态曲线分析认为,水锥型、层状型、裂缝型见水对于日产油量下降影响达到66%左右,而条带型见水对日产油量下降影响则相对较小,不足50%。经过对研究区出水井平均含水率变化统计,平均含水率值小于60%井居多,综合认为本区尚处于低-中含水阶段。结合见水类型、生产特征及各自储层类型,提出有针对性的措施,从而达到降水增油的开发效果。     

依南地区裂缝型储盖组合与油气聚集关系测井评价

塔里木盆地库车凹陷为一前陆盆地，其目的层段侏罗系阳霞组、阿合组为裂缝型砂泥岩储盖组合。油气在这种储盖组合中得以保存即需要有裂缝发育的储集层又要具备裂缝不发育的优质盖层与之匹配。因此，不同类型的储盖组合将会形成不同的油气水关系而导致其油气水性质的复杂性。为了能够对该区油气聚集规律及此类油气藏有深入认识，利用常规测井方法经过岩心薄片鉴定结果检验精度后计算了储层裂缝孔隙度，对裂缝型储层进行评价；同时利用测井资料进行盖层评价，对该区开展了储盖组合及含油气性综合性研究；最终确定出该区4种不同的储盖组合类型。对储盖组合与油气聚集关系分析后，指出了最有利油气聚集的储盖组合类型及纵横向分布范围。初步总结出一套裂缝型储盖组合中油气性质测井解释思路。     

Experiences after 10 years of waterflooding the Ekofisk Field, Norway

This paper describes the experiences and results after more than 10 years of waterflooding the fractured Ekofisk chalk formations from a reservoir engineering and reservoir management perspective. Water injection was initiated at Ekofisk in 1987 following two successful pilot projects. The waterflood was implemented in a series of stages, and currently 800,000 BWPD is being injected into the entire vertical column of the reservoir using 38 injectors in a staggered line drive pattern. A total of 2 billion barrels of water has been injected in the first 10 years of waterflood operations. Field average water production is currently below 80,000 BWPD. Oil rate responses, GOR declines and low water production rates indicate a very efficient oil displacement process is occurring. Examples of waterflood performance in terms of areal and vertical sweep efficiency, production responses and displacement efficiency will be reviewed together with overall reservoir management aspects including seabed subsidence and reservoir compaction.     

牛心坨油田开发措施

牛心坨油田是一个深层、致密、裂缝、高凝稠油油藏，开采难度大。依据油藏特性，对油藏完井投产措施、井网部署、注水方式、动态调整等采取了有效的办法，解决了低渗裂缝高凝稠油油藏注水开发中的一些难点，为特殊油气藏的开发提供了可借鉴的经验。     

裂缝性碳酸盐岩油藏可视化模型水驱油实验

为了更好地认识裂缝性碳酸盐岩油藏的渗流机理,结合油藏实际地质特征,利用真实岩心设计制作了可视化网络裂缝模型,考察了注入速度、模型倾斜角度等因素对注水效果的影响,以及水驱油过程中的油水运动分布特征。观测到由于受裂缝性油藏非均质性的影响,水驱后残余油存在形式主要有孤滴状、角隅状及膜状等,每种残余油的形成机理也不同。实验结果表明:水驱油时,驱替速度与采出程度不成正比,而是存在一个最佳驱替速度,即临界驱替速度;剩余油的形成和分布主要受岩石表面润湿性、裂缝连通性和重力分异的影响;水驱油效率与裂缝地层倾斜角度有关,地层倾斜角度越小,采出程度越高。裂缝性油层较厚时,水驱后油层顶部可能会有大量剩余油,仍具有较大开发潜力。