喇嘛甸油田三类油层三元试验区沉积特征分析

地质研究是油田精细开发的基础。主要对即将开展的喇嘛甸油田北东块三类油层三元复合驱油试验区块油层条件进行有针对性地分析。研究了试验区油层发育状况、隔层分布状况,并根据试验区油层水淹状况,分析剩余油类型及分布,并与三类油层聚合物驱试验区高Ⅱ1-18油层条件进行了有针对性地对比。结合聚驱试验参数设计及经验,可以为三类油层三元试验参数设计提供重要指导意义。     

喇嘛甸油田三类油层三元试验区油层条件分析

地质研究是油田精细开发的基础,本文主要对即将开展的喇嘛甸油田北东块三类油层三元复合驱油试验区块油层条件进行有针对性的分析,研究了试验区油层发育状况、隔层分布状况,并根据试验区油层水淹状况,分析剩余油类型及分布,并与三类油层聚合物驱试验区高Ⅱ1-18油层条件进行了有针对性的对比。结合聚驱试验参数设计及经验,可以为三类油层三元试验参数设计提供重要指导意义。     

缩小注采井距对改善薄差油层注水状况的认识

针对油田薄差油层动用较差的实际,开展了综合利用二、三次加密调整井网,进一步缩小注采井距,改善井区注水状况的方法研究,从理论上确定了薄差油层的合理注采井距,并在实际应用中取得了一些认识,从而可为油田高含水期薄差油层的开发提供一些理论指导。     

复杂断块油田高含水期稳产技术研究

本文以复杂断块油田的典型代表港东油田为例,针对其目前已进入高含水开发阶段,随着长期注水开发和各种调整措施的实施,注采矛盾极为突出,剩余油分布状况日益复杂,产量日趋下降等问题,通过地质再认识,开展井况、井网现状、开发层系和井网优化研究,重建井网结构;同时对油藏工程各项指标进行了研究,为油田的稳产奠定了基础,并改善了港东油田开发效果,对类似油田的开发可起到借鉴作用。     

喇嘛甸油田喇8-182井区高二组油层聚合物驱效果及认识

嘛甸油田高二组油层属于三类油层,油层发育具有层数多、厚度薄、渗透率低和均质性较强的特点。为了探索薄差油层聚驱开发的可行性,形成薄差油层高效开发的配套调整技术,2007年3月选择在喇8-182井区开展聚驱试验。本文详细论述了聚驱阶段注采能力、动用状况和含水变化特点。现场实践表明：三类油层聚驱后注采能力下降,剖面调整好、动用程度提高,能够见到较好增油降水效果。该项试验研究成果为喇嘛甸三类油层大面积聚驱开发提供指导性依据。     

孤东油田东营组低阻油层成因分析

孤东油田东营组发育低阻油层 ,因其低阻油层是电阻增大率偏低的一类油层 ,在油层解释工作中经常被遗漏。根据孤东油田东营组油层的低阻成因机制 ,结合不同类型低阻油层的具体特征 ,对造成该区低阻油层的原因进行了分析。结果表明 ,孤东油田油层水矿化度高 ,构造平缓 ,油藏动力小 ,油层含水饱和度偏高 ,多套油水系统以及原油性质存在的差异 ,这些是造成油层低阻的主要原因。同时还认为 ,对低阻油层的解释工作要从成因角度考虑 ,重视薄层和测井曲线特征异常的层段 ,从而开发出低阻油层的潜在储量 ,以保证油区增储上产。     

北东块二类油层三元复合驱油试验阶段效果及认识

喇嘛甸油田由于距物源近,油层厚度大,非均质性强,油层性质与已开展的三元复合驱油试验区差异较大。为研究非均质厚油层三元复合驱油技术应用的可行性,2008年在北东块开展二类油层三元复合驱油先导性矿场试验。试验阶段效果明显,油井见效早,含水下降幅度大,阶段提高采收率幅度大。从注、采井距,油、水井剖面调整情况及三元体系采油井乳化等方面对试验区阶段效果进行分析,得出认识,120m井距条件下高粘度三元体系注入顺利,油井产液量基本保持稳定,优化后的三元方案剖面调整幅度大,扩大波及体积作用强,三元体系与试验区原油形成超低界面张力比例高,原油乳化作用明显。     

井网调整后水驱控制程度及砂体接触方式研究

在油田开发过程中,随着开采的深入以及对油层认识的不断加深,部分区块有必要对原有的井网进行调整以满足当前生产的需要。为了进一步挖掘油田潜能,大庆油田某试验区通过细分重组层系,加密及注采系统调整等方式对老井网进行了重新调整,并根据沉积相带图及射孔等资料,研究了试验区井网调整前后的水驱控制程度及油水井所在砂体之间的接触方式。对比分析了控制程度和接触方式的变化情况,明确了不同调整方式对井网完善程度的贡献值。     

井网调整后水驱控制程度及油水井接触方式研究

摘要：在油田开发过程中,随着开采的深入以及对油层认识的不断加深,部分区块有必要对原有的井网进行调整以满足当前生产的需要。为了进一步挖掘油田潜能,大庆油田某试验区通过细分重组层系,加密及注采系统调整等方式对老井网进行了重新调整,并根据沉积相带图及射孔等资料,研究了试验区井网调整前后的水驱控制程度及油水井所在砂体之间的接触方式,对比分析了控制程度和接触方式的变化情况,明确了不同调整方式对井网完善程度的贡献值。     

边底水油藏剩余油挖潜研究与实践

港东油田二区六断块构造比较完整,属复杂断块中构造较简单的区块。油层主要集中在上第三系明化镇组下段和馆陶组顶部,馆陶油组为典型的边底水油藏。1969年投入开发,经历40多年的开采,目前已经进入高含水后期开发阶段,断块的综合含水高达95.8%,含水在90%以上井,基本上集中在主力砂体。由于直井开发水锥现象严重.开发状况不断恶化,导致采收率低,大量剩余油滞留地下无法采出。针对该油藏地质特点和开发状况,对馆陶组底水油藏进行综合研究选定剩余油富集的有利目标区,进行层系划分、井型井网论证。对水平井开发挖掘厚油层顶部剩余油开展参数论证,并优化应用。对比分析区块调整前后指标变化特点,总结边底水油藏剩余油挖潜规律,为同类型油藏的高效开发提供经验和借鉴。     

低渗透油藏加密井评价与加密技术界限计算方法——以鄂尔多斯盆地盘古梁长6油藏为例

目前中国低渗透油藏加密井及更新井产量在油藏总产量中占有重大比例,但同一井区内加密井生产效果差别巨大,亟需开展加密井单井评价及加密技术界限研究,指导低渗透油藏井网加密调整.分析盘古梁长6油藏历年投产加密井的实际生产动态数据,给出加密井生产动态模式划分标准以评价加密井单井开发效果.利用数值模拟方法定量研究了加密井网和加密时机对低渗透油藏加密效果的影响.结果 表明:加密井网井排距对加密效果影响最大,其次是加密井类型,最后是加密时机.利用油藏工程方法给出了低渗透油藏加密极限井距和加密时机的计算方法,对低渗透油藏井网加密调整具有指导意义.     

致密砂岩气藏剩余气开发潜力定量评价

致密砂岩气藏剩余气分布规律复杂、开发潜力难以定量评价，制约了开发中后期的加密调整。针对剩余气定量表征存在的问题，以川西地区新场气田沙二气藏为例，综合数值模拟、已实施加密水平井开发效果及经济效益，确定了影响剩余气潜力的因素由大到小依次为地层压力、储量丰度和渗透率。为综合考虑上述各因素对剩余气区加密井经济可采储量的贡献，定义了剩余气潜力指数，并结合经济评价建立了剩余气潜力指数与加密水平井经济可采储量的数学表达式，实现了对剩余气开发潜力的定量化表征。实例分析表明，新场气田沙二气藏中剩余气开发潜力指数大于0.7的井区具有利用水平井加密的潜力。据此，在主力开发层系J$s_2^4$气层东北部筛选出剩余气潜力区1个，通过实施部署水平井实现了对边部高含水剩余气区储量的有效动用。部署的加密水平井效果良好，验证了所建立剩余气开发潜力定量评价方法的有效性。     

一种变系数动态剩余油饱和度方程的构建

油田开发中后期,地下剩余油的评估一直是油田开发的重要工作.当前比较精确的评估工作是在开发区块钻更多的加密井,并利用测量的井曲线进行剩余油评价,但这种方式会增加更多的开发成本.为此,依据油田采油井开采过程中的实际含水率推演地下岩层剩余油饱和度状况有助于油层开采方案的制定.针对岩心样品实验测定的油水相对渗透率反映了产水率与含水饱和度之间的理论关系.依据油水两相渗流理论,应用大庆长垣6口密闭取心井17块岩样的相对渗透率实验数据,研究给出由孔渗参数计算的因次法渗饱公式系数,进而构建由含水率计算含水饱和度的公式.依据该公式可以得出不同孔渗性质的储层,即使产水率一致,储层层内的剩余油饱和度并不相同的规律认识.将研究成果应用于研究区1口新钻加密井剩余油饱和度的预测中,给出了与油藏开发相符合的开采建议,取得好的应用效果.     

低渗油藏CO2驱井网优化调整及开发效果影响因素

CO2驱、水平井开发技术对于低渗油藏有着较好提高采收率的作用,但是对于非均质性较强的低渗油藏,水驱开发后存在动用程度低的问题,因此有必要研究低渗油藏后期注采方式及注采井网的调整优化和开发效果的影响因素。首先依据目标油藏建立非均质概念地质模型,建立了一个上下分别为低渗和高渗储层油藏模型,采用油藏数值模拟方法对油藏进行了模拟计算。在油藏模型进行一段时间水驱后,加密调整井网采用水平井注CO2进行二次水气同驱的开发模式。对比不同加密井网模式的采出程度和地层压力,得到最优的加密井网模式进行二次优化开发。然后基于以上得到的最优井网优化调整模型,研究了井排距、储层渗透率和注CO2压力对该调整井网模式开发效果的影响。油藏数值模拟计算表明：加密水平井采油优于加密直井采油;加密水平井注气可以适当缩短排距,使CO2的驱替更充分,当井距/排距为0.4时,采出程度最大;在不同储层渗透率条件下,在其他生产条件一致的情况下,加密水平井井网时,可以将水平井沿水平渗透率较小方向安置;适当增大注气井注入压力可以有效地提高采收率恢复地层能量。本文研究成果对该类非均质低渗油藏的开发具有较好的借鉴意义。     

阿尔善组油藏剩余油精细描述及稳油控水效果

哈南油田阿尔善组油藏是一断层发育、构造复杂破碎的多层油藏 ,其油藏流体类型属于黑油 .该油藏 1 989年 6月正式投入早期注水开发 ,经历了 3次大的调整 (层系细分 )和不断加密、完善井网 ,至 1 997年 1 2月 ,基本形成了 4套较完善的独立井网注采 4套层系的局面 ,综合含水率已达6 4 % ,而采出程度仅为 1 6 % ,稳产难度越来越大 .针对这种局面 ,利用三维三相黑油模型对哈南油田阿尔善组油藏的开发历史 ,分断块分层系进行了精细历史拟合 ,纵向上深入到了小层 ,得到了 40个小层的剩余油分布规律 ;分析了其影响因素 ,并在此基础上分层系提出了进一步挖潜的稳油控水调整措施 ,据此加密了 3口油井 ,效果良好 .     

宽频带重构反演在喇嘛甸油田北东一区萨尔图油层的应用

为了解决开发地震密井网区薄砂岩预测的难题,本文从喇嘛甸油田北东一区萨尔图油层研究出发,利用初始模型对波阻抗反演进行低频恢复,同时借助拟波阻抗重构反演进行高频补偿,从而实现了宽频带重构反演。重构后反演结果不仅能够识别出大于5m的厚砂岩,同时能够识别约2m的薄砂岩储层,通过准确定位垂向上砂体间接触关系、砂体的空间展布,最终完成井震联合沉积相修正,以此为薄砂岩剩余油研究提供了可靠的分析依据。     

准噶尔盆地春风油田薄浅层超稠油水平井蒸汽驱试验

 针对准噶尔盆地春风油田多轮次蒸汽吞吐后开发效果变差、亟需开发接替技术的难题,立足于春风油田埋藏浅、高孔高渗、地层平缓、温度低、储集层薄、地下原油黏度高、热采水平井整体开发的油藏条件,开展了水平井蒸汽驱先导试验.试验区动用地质储量102×10⁴ t,部署注汽井5 口,对应21 口油井,注汽井、生产井均为水平井,井距100 m,排距140 m,水平段长度200m,注汽速度5 t/h,采注比1.2.钻打了3 口观察井,实时监控油层温度、压力.试验已历时19 个月,从单井日产油量、含水、阶段采出程度、地质储量采出程度等开发指标对比分析看,蒸汽驱见效明显.在考虑稠油递减规律的前提下,蒸汽驱比蒸汽吞吐产量增幅为48%.证实,薄浅层超稠油水平井蒸汽驱技术切实可行.试验过程中形成了"立足高温微汽窜采油"的开发理念和动态监控体系、水平井高温汽窜治理、水平井蒸汽吞吐引效、大斜度注采一体化泵等配套技术.     

塔河油田强底水砂岩油藏CO2/N2驱提高采收率机理

塔河油田强底水砂岩油藏开发后期，受强非均质性和底水锥进影响，大部分水平井出现了点状水淹，导致低产低效井增多，油藏含水率不断上升，井间剩余油动用难，且该油藏具有高温、高盐特点，常规提高采收率技术难以取得较好开发效果。因此，本文主要通过高温高压三维物理模型进行油藏的模拟，采用注CO2/N2（体积比为7:3）混合气提高强底水砂岩油藏采收率。一方面，CO2与原油易混相，能够大幅度地提高驱油效率；另一方面，N2具有较好的压锥效果，在一定程度上抑制了强底水快速锥进，提高油藏的波及系数。这样使“驱油”与“压锥”进行有机结合，大大提高了油藏采收率。同时，对比不同注气方式、不同注气速度和不同注采部位等驱油条件，优选注气参数。实验结果表明：注入CO2/N2后地层原油体积膨胀了21%，粘度降低了24.9%；CO2/N2混合气与原油的最小混相压力为39.62 MPa；优选出了最佳的注入参数：注气速度为1 mL/min（提高采收率幅度为14.25%）、注气方式为水气交替注入（提高采收率幅度为15.8%）、注采部位为高注低采（提高采收率幅度为14.5%）。研究结果为塔河油田强底水砂岩油藏CO2/N2混合气驱先导试验提供可靠实验依据。