大宛齐油田采收率主控因素及开发对策

大宛齐油田新近系库车组油藏含油砂体厚度薄,砂体规模小,该井区油井生产均采用衰竭式、多层合采方式,层间矛盾突出,影响了开发效果。结合该区油藏地质及生产特征,采用正交试验设计方法,通过数模技术研究单因素影响程度,认为大宛齐油田多层油藏合采时影响单层采收率的控制因素主要为水体能量,其次为砂体延伸长度和砂体厚度；而单层产量贡献的控制因素主要为砂体延伸长度,其次是砂体厚度和水体能量。据此提出砂体分类、精细注水、分级补充能量的开发对策。     

轮南油田2井区高温高盐油藏整体调驱先导试验油井受效差异

轮南油田2井区TI油组是典型的高温高盐油藏,经过注水实现高效开发,但长期注水导致层间、层内矛盾凸显,注水开发效率不断降低。为改善水驱开发效果,采用高温改性“微米微球+颗粒+凝胶/冻胶”调驱体系,在该油组东部开展了4井组的整体深部调驱矿场先导试验。试验实施后整体增油效果明显,但不同井组和油井增油差异很大。研究认为,油井控制储量、储层物性和注采对应关系是影响调驱油井增油效果的关键因素;注采井组控制剩余可采储量越大越有利于调驱、储层物性越好越利于调驱受效,注水一线受效油井调驱增油好于二线井。     

轮古油田缝洞型油藏注气吞吐数值模拟研究

轮古油田奥陶系油藏非均质性强, 储集体类型及油水关系复杂, 开发难度大。前期主要依靠弹性驱动和注 水补充能量提高油藏采收率, 但注水难以动用溢出口以上顶部阁楼油。针对井周高部位大量剩余油无法采出的难题, 论 述注气开发机理和适用性, 并在注N2 吞吐现场试验基础上, 运用数值模拟方法系统研究原油黏度、水体能量等因素对 单井注气吞吐开发效果的影响, 优化轮次注气量、注气速度、焖井时间等注气参数, 进一步优化轮古油田碳酸盐岩缝洞 型油藏的单井注气开发技术政策。     

生物酶稠油解堵剂室内实验研究

针对哈拉哈塘油田缝洞型油藏连通单元井组实施注水驱替开发效果差异较大这一问题, 开展了缝洞单元连通方式及注水开发对策研究。对于3种不同的缝洞单元连通方式: 暗河岩溶管道、大尺度缝、弥散缝伴有大尺度缝, 开展机理性和矿场试验研究, 提出了合理的注水开发对策。暗河体系连通井组低注高采、洞注暗河驱洞采的注采关系; 大尺度缝沟通缝洞单元, 建议以单独机采为主；弥散缝伴有大尺度缝沟通缝洞单元, 因不同单元之间的匹配具有差异性，应控制合理的注采比。后续动态调整, 提高了注水开发采收率, 极大改善了区块连通单元注水驱替效果。该研究对相同或类似的缝洞型碳酸盐岩油藏连通单元注水开发具有一定的借鉴及指导意义。     

哈得逊油田东河砂岩油藏水驱采收率预测

哈得逊东河砂岩油藏目前采出程度低,含水上升较快,需要明确水驱剩余可采储量,指导该区块后期合理开发。采用室内实验、水驱曲线法及油藏数值模拟法3种方法对哈得逊油田东河砂岩油藏水驱采收率进行了预测。室内水驱实验表明,在注入2倍孔隙体积水体时驱油效率为50.14%,利用谢尔卡乔夫公式计算目前井网水驱采收率为33.56%；水驱曲线法分析认为丁型水驱曲线与该区块实际生产数据符合程度最好,预测水驱开发采收率为31.47%；数值模拟法预测目前井网水驱采收率为33.76%。推荐丁型水驱曲线预测该区块采收率。目前哈得逊东河砂岩油藏的采出程度为27.15%,水驱剩余可采储量相对较小,建议对于剩余油富集区域完善注采井网,提高储量控制程度和动用程度,进一步提高水驱采收率。     

轮南油田注天然气三次采油潜力评价研究

轮南油田属于超深碎屑岩油藏,目前主要采用稀井网,以天然能量和水驱开发为主,尚未形成三次采油,其地质油藏特征(埋藏深、地层温度高、地层压力高、地层水矿化度高、原油黏度低)决定了注天然气是其三次采油的现实方向。通过细管实验、长岩心驱油实验和在现有组分模型基础上提取局部地质模型,数值模拟计算连续注天然气波及系数为48.75%,提高采收率10.72%,明确了轮南油田在目前水驱剩余潜力较小的情况下,注天然气开发具有较大潜力。     

塔中4油田组合油藏三维地质建模方法

组合油藏由于其油藏内各单砂体空间展布和空间接触关系各异,“一砂一藏”,综合开发评价难度大,进行地质建模十分必要。国内外针对单个油藏进行随机性或确定性地质建模技术已十分成熟,但针对复杂组合油藏进行地质建模尚无成熟方法。以塔中4油田422井区CI油组为例,常规建模通过N/G(净毛比)控制砂岩尖灭,无法直观体现单砂体向边部变薄、尖灭的地质现象,本次研究通过精细小层对比、岩心分析建立单砂体地层格架模型,真实展现了单砂体尖灭及构造形态;结合断点数据、地震解释数据、油气充注模式对工区内每条断层断开层位进行分析;为每个单砂体油藏建立虚拟相模型,使每个单砂体油藏独立出来,实现灵活操作;根据井控程度高低,分别采用随机建模、确定性建模方法建立单砂体油藏物性模型及流体分布模型,使建模更加合理。通过该方法建立的地质模型已成功应用于塔中4油田开发方案的编制。     

超深高温高盐油藏注天然气提高采收率评价与应用

塔里木油田碎屑岩油藏进入“双高一低”开发中后期阶段,受超深、高温、高盐条件影响,国内成熟应用的提高采收率技术难以适应。从地质特征、开发特征、开发矛盾、潜力评价出发,开展了提高采收率室内实验,认为注气不受高温高盐条件限制,超深油藏注气容易实现混相驱；结合天然气气源充足条件,明确注天然气驱是塔里木超深高温高盐碎屑岩油藏最现实的三次采油技术方向。编制完成东河塘油田注天然气辅助重力驱试验方案,现场实施见到明显效果。     

哈得油田超深超薄油藏高效开发特色技术

哈得油田石炭系中泥岩段薄砂层油藏开发面临埋藏超深、油层超薄、储量丰度及品位超低、开发难度大等 诸多世界性难题。构造、储层及流体分布规律难以预测, 直井单井控制储量低且产吸能力差, 提高水平井油层钻遇率及 双台阶水平井动态监测、稳油控水难度大。通过开展动、静结合研究, 针对这种埋深超过5000m、厚度小于2m 的超深 超薄油藏, 提出适应油藏地质特征的储层预测、水平井钻井及轨迹调整优化、复杂井动态监测及综合治理3 项集成创新 技术对策, 在国内首次整体采用双台阶、双分支、超长水平井复合高效井网全面注水开发, 取得了良好的经济效益, 该 油藏自2003 年起年产规模25×104 t 以上已稳产12a, 预计水驱采收率可达44. 72%, 形成多项配套特色技术, 实现了边 际油田的高效开发并成为中国石油高效开发油田的典范。     

轮南油田三叠系储层非均质性及剩余油分布研究

轮南油田经历20余年开发,受储层非均质性的影响,剩余油在油藏内的流动和分布特征日渐复杂,油田开发矛盾日益突出。通过精细分析轮南油田三叠系储层的层内、层间、平面、微观非均质性,探讨了储层非均质性对剩余油的控制作用。研究结果表明,轮南油田三叠系各小层主要表现为复合正韵律,层内非均质程度总体上为中等—强,夹层不稳定分布;层间物性差异大,隔层发育,非均质严重;平面上三叠系砂体为多期河道叠置而成,横向变化快,储层物性受沉积相带控制,平面非均质性较强;储层微观孔隙类型以粒间孔为主,中—粗孔喉,分布欠均一,峰态属于缓峰型。受储层非均质性影响,剩余油主要分布在物性较差的小层和正韵律的顶部以及平面上河道两侧及其末端的砂体内。该研究为下一步勘探开发提供了依据。     

依合2A井志留系柯下段致密含油砂岩储层特征

致密砂岩油藏是塔里木盆地石油增储上产的重要资源基础之一。台盆区志留系柯下段是近几年新发现的一套海相碎屑岩含油气储盖组合,储层为典型致密砂岩。依合2A井是新钻探的一口重要的区域探井,该井在志留系柯下段获良好油气显示,通过该井系统取心、取样分析,使深入研究这套致密储层特征成为可能。通过对岩心样品进行岩石薄片、物性、铸体薄片、扫描电镜、高压压汞和黏土矿物等系统测试分析,详细研究了柯下段致密含油砂岩储层特征及其主控因素。研究表明,柯下段致密砂岩储层主要为细粒、细—中粒岩屑砂岩,岩屑含量高,成分成熟度低,结构成熟度中等;为特低—超低孔、特低—超低渗储层;孔隙类型主要为晶间孔、粒内孔等微孔隙,次为粒间孔;孔喉结构为细孔 —微孔微细喉型,根据毛细管压力曲线的特点可分为4类。造成储层致密的主要控制因素是强烈的压实作用和胶结作用以及较弱的溶解作用,使得孔隙不发育,同时黏土矿物含量较高,孔隙空间和结构进一步变差,储层渗透性进一步降低,并具较强敏感性。     

塔中碳酸盐岩凝析气藏储集空间类型判别及开发对策

塔中地区奥陶系碳酸盐岩由于构造作用和岩溶作用等复杂的地质作用而缝洞发育,形成种类多样的储集空间,如何提高塔中地区奥陶系碳酸盐岩不同储集空间类型凝析气藏采收率是目前塔中凝析气藏高效开发面临的主要难题。综合钻井、录井、测井静态资料和完井酸压改造、试井、试采动态等资料制定了一套碳酸盐岩储层储集类型综合判别技术及标准。借助室内实验和现场试验相结合的方法,论证了不同储集空间类型的凝析气藏提高采收率对策。研究表明,对于洞穴型储层适宜注水替气开采,对于裂缝孔洞型或孔洞型凝析气藏采用早期注气保压的开发方式。提出的碳酸盐岩凝析气藏储集空间类型判别方法及其对应的开发对策,有效地指导了碳酸盐岩凝析气藏高效开发。     

M 油田深部调驱矿场先导性试验研究

M 油田TⅠ油组为典型的层状边水中低渗透砂岩油藏, 纵向发育的2 个含油小层TⅠ2、TⅠ3 因层间矛盾 突出导致注入水利用率低、无效循环严重。在搞清井间剩余油分布和注水优势通道的基础上, 优选耐温抗盐性能突出的 纳米微球、体膨型颗粒、改性聚合物冻胶及改性聚合物凝胶等4 种调驱剂, 根据油水井井况选择不同的体系组合, 在剩 余油富集、注水优势通道发育、连通性较好的4 个井组下部TⅠ3 高吸水层段开展深部调驱先导性矿场试验。调剖后单 井平均视吸水指数由20. 2m3 / (d·MPa) 降至8. 7m3 / (d·MPa), 单井平均注入压力由7MPa 上升至18MPa, 含水率 由89. 1%下降至85. 4%, 截至2015 年12 月试验区累计增油2. 31×104 t, 区块整体递减减缓。阐述此技术的配方、用量 及应用效果, 从而为中低渗透砂岩油藏提高采收率提供技术支撑。     

Linearly descending viscosity for alkaline–surfactant–polymer flooding mobility modification in multilayer heterogeneous reservoirs

Alkaline–surfactant–polymer (ASP) flooding is considered to be one of the most promising tertiary oil recovery techniques. Nevertheless, its low sweep efficiency in a multilayer heterogeneous reservoir limits field applications. In this work, linearly descending viscosity, a novel injection pattern of ASP flooding, was used for mobility control. Three-dimensional multilayer heterogeneous core models were designed and fabricated. ASP flooding experiments were conducted in the laboratory, and the remaining oil distribution was measured during flooding. Fluid samples obtained from production wells were used for the viscosity measurement. Contrast experiments were made using another two injection patterns including constant viscosity fluid injection and linearly ascending viscosity fluid injection. The results indicated that ASP flooding with linearly descending viscosity improved oil recovery by over 25%, which was a better performance than that obtained using the other two injection patterns. As the different injection patterns presented a similar recovery in the high permeability layer, the sweep efficiency of ASP fluid in the middle and low permeability layers contributed to the difference in the ultimate oil recoveries. In addition, the initial viscosity of the ASP slug had the greatest effect on the mobility modification. Linearly descending viscosity had the highest initial viscosity, leading to the highest fluid distribution rate in the middle and low permeability layers. In addition, higher effluent viscosity was obtained and an earlier viscosity peak occurred in ASP flooding with linearly descending viscosity. Therefore, the sweep efficiency in middle and low permeability layers was remarkably enlarged by using linearly descending viscosity. Thus, increasing the viscosity of the displacement agent as early as possible was found to be significantly in a multilayer heterogeneous reservoir. This study provides an insight into ASP flooding in multilayer heterogeneous reservoirs.

Descending viscosity gradient presented a remarkable performance for improving sweep efficiency of the layers with middle and low permeability.     

轮南2油田JⅣ油组多方法流体性质综合划分原理及应用

塔中T油田石炭系均质砂岩段油藏为块状底水油藏, 历经15a开发, 进入特高含水阶段, 油藏水淹严重,为了搞清剩余油分布规律, 开展了夹层分布特征研究。均质砂岩段为前滨亚相, 夹层以物性夹层为主, 常规方法难以识别。基于岩心观察, 通过测井、岩心分析化验及动态资料对比分析, 明确密度曲线与岩心孔隙度、渗透率的线性关系,将该区夹层分为3类, 建立了定量识别东河砂岩均质段油藏夹层的标准, 实现均质段夹层的精细刻画。在此基础上, 应用数值模拟方法, 开展了夹层位置、夹层分布面积及夹层性质对剩余油分布影响的机理研究。研究结果表明, 均质段油藏构造边部及井间构造顶部剩余油富集, 据此完成塔中T 油田开发调整方案的编制, 夯实了该油田稳产基础。     

塔里木油田实用产量预测方法

乌什凹陷神木地区位于天山造山带南部山前复杂地区, 地震资料品质较差, 储层埋藏深, 岩相横向变化快, 叠后反演、地震属性等常规储层预测方法由于具有局限性和多解性而不适用。为准确地预测神木地区储层分布规律, 引进了叠前同时反演技术, 从叠前道集资料品质评价及优化处理、岩石物理建模、地震子波提取、低频模型建立及岩相解释分析等技术环节层层质控, 对研究区储层进行精细研究, 刻画出研究区储层展布规律, 取得了较好的应用效果。研究发现, 神木地区白垩系舒善河组油气藏为一受构造控制的岩性油气藏, 储层为呈北东向展布的河道砂体, 砂岩物性较好。SM2井位于河道砂体构造高部位, 砂体较连续; SM201井构造位置相对较低, 砂体位于油水界面之下；WC1井钻遇河道边缘的一透镜状砂体, 规模较小。SM2井区岩性油气藏河道砂体的构造高部位可作为下一步勘探的有利目标。     

塔里木盆地克拉托地区中新统帕卡布拉克组储层物性及影响因素

克拉托地区帕卡布拉克组水下分流河道、河口沙坝沉积微相中砂体较为发育,形成岩性圈闭可能性较大。根据克拉托地区3条野外露头剖面岩性特征及样品实验数据,结合钻井资料,对其帕卡布拉克组砂岩储集物性及影响因素进行全面分析,为该地区寻找岩性圈闭提供储层依据。研究表明,克拉托地区帕卡布拉克组砂岩孔渗组合以中孔中高渗为主。砂岩储层物性主要受沉积环境和成岩作用控制,辫状河三角洲前缘沉积环境中砂体物性较好。胶结作用和自生黏土矿物使砂岩的原生孔隙大大减少,使其储集性能大大降低,而溶蚀作用使砂岩的储集性能得到较大改善。