塔河缝洞型碳酸盐岩油藏缝洞单元油水界面确定方法探讨

塔河油田奥陶系油藏为典型的碳酸盐岩缝洞型油藏,由于储层非均质性、油气成藏复杂等多因素影响,油藏没有统一的油水界面,但在局部缝洞单元体内油水界面有一定的规律可循。在研究碳酸盐岩油藏单井压力、生产动态研究的基础上,利用压力公式法、区域压力梯度回归、见水时间—见水深度交汇法确定单井油水界面进而给出区域上碳酸盐岩油藏的油水界面位置。利用上述方法推算出油水界面位置,在部署设计钻井时能有效避开钻揭水层,对提高油气采收率具有重要的指导意义。     

裂缝碳酸盐岩油藏开发后期精细描述与挖潜技术

任丘潜山油藏是我国最大的裂缝性碳酸盐岩块状底水低饱和油藏,经过30多年开采,已进入高含水后期低速缓慢递减阶段,搞清剩余油分布特点对后期挖潜与改善开发效果意义重大。本文在裂缝储层预测基础上,开展水锥间剩余油分布规律研究。运用新建地质模型,结合生产动态,开展单井和区块数值模拟研究,建立单井和多井双孔单渗模型,研究不同时期油水界面变化形态,研究水锥的演变过程和形成机理,确定现阶段油水界面和水锥形态,初步计算在裂缝系统油水界面以上剩余地质储量,进行水锥间剩余油富集区复杂水平井或其他有效动用途径的可行性研究,提出经济有效的挖潜方式。     

塔河油田3、4区奥陶系油藏油水界面探讨

油藏油水界面,从理论上讲一般是一个很稳定的水平面,在常规油藏中一般通过测试、测井便可确定.但塔河油田3、4区奥陶系油藏,由于其灰岩储层溶触孔、洞、缝储集体发育程度在纵、横向上非均质性十分明显,导致该油藏为块式油藏.加之该油藏现在正处于又一次新的成藏期,为此,其油水界极为复杂.该区经多年来的勘探、开发,其研究程度很高,具备探讨、研究复杂油水界面的条件,对其进行探讨、研究为当今塔河油田热点勘探开发区块--10、12、艾丁区块具有很实用的借鉴、参考作用.     

油藏建模及数值模拟技术在西部某油田开发调整中的应用

中国西部某油田在开发过程中遇到了预测油层钻遇率不高、油水分布预测与实钻结果差距较大、井网加密井的部署和实施难以实现等一系列问题,针对上述情况,在地震综合解释和储层预测的基础上,结合油田开发动态资料,开展了油藏地质建模和油藏数值模拟研究。油藏模拟系统分析揭示出QL油田具有一定的开发调整及二次开发潜力;通过动态预测结果表明,采用井网加密将有效提高油藏的采出程度和采收率。模拟结果对油田生产动态预测及开发调整措施的制定具有重要的参考意义,推动了地震资料在油田开发过程中应用的深度和广度。     

胜坨地区北带砂砾岩储层流体识别研究——以坨128块分析为例

胜坨地区北带下第三系地层中广泛发育有各种类型的砂砾岩体油藏,多年的勘探开发实践表明,该地区砂砾岩体纵向上多期叠加,横向上变化快,沉积格局复杂,储层测井符合率低,岩石骨架电阻率高,常规测井有效储层、油水层识别及评价难度较大。因此,主要从岩芯、录井、测井以及试油试采资料出发,通过储层四性关系研究,确定一套适合砂砾岩体油藏的地质参数计算方法,并建立本地区砂砾岩体储层的油水层判别模板,不仅为本地区砂砾岩体油藏勘探开发步伐提速,更是为砂砾岩体储层的测井评价精度提高提供技术支持,此研究方法对于其他地区同类油藏的勘探开发具有重要的参考及推广意义。     

基于生产潜力的致密油藏井网形式优化研究

致密油藏具有低孔低渗、裂缝发育以及强非均质性等地质特征,因此致密油藏注采井网形式的优化设计显得尤为重要。本文改进了传统油藏生产潜力方法,得到了适合致密油藏开发的油藏生产潜力方法,并对改进型油藏生产潜力、传统油藏生产潜力及油藏储量丰度三种计算方法进行了对比分析,在基于生产潜力计算方法得到优势布井区域后,采用正交设计法,通过油藏数值模拟方法对五点法、反七点法、反九点法和平行井网的生产效果进行模拟预测,对天然裂缝展布方向与井网方位的关系进行研究,完成致密油藏井网形式的优选。结果表明：改进的生产潜力方法是可靠的,比原有的油藏生产潜力方法和储量丰度更能反映致密油藏不同地区的开发潜力, 可以作为致密油藏优势布井区域优选的依据。在致密油藏天然裂缝发育的情况下,采用五点法井网,将压裂水平井平行于天然裂缝布置,采出程度最高,见水时间最晚,含水率上升最慢,开发效果最好。     

冀东油田油层水淹程度录井评价方法研究

冀东油田断裂系统及油水关系复杂、储层非均质性强,经过几十年的注水开发,油田面临一系列问题,油藏合注合采、层间矛盾突出,注采井网不完善,水驱储量控制程度低,各类储层动用状况存在很大差异,存在多套油水组合,使水淹层解释更加困难。根据冀东油田水驱油试验与井壁取芯对比分析资料,建立了该地区水淹层解释评价方法,在冀东油田应用7口井91层,在油田开发实际应用见到了明显效果和获得了较好效益。     

LD27-2油田稠油油藏蒸汽吞吐中后期注采参数优化研究

蒸汽吞吐是稠油油藏开发的最有效措施之一，但是对于海上油田的特殊条件，在进行蒸汽吞吐3~4轮后，即意味着进入蒸汽吞吐中后期。此时，如何调整注采参数，是海上稠油油藏高效开发的关键。针对LD27-2油田稠油油藏的开发特点，在地质建模和高度历史拟合的情况下，对LD27-2油田稠油油藏开发状况进行多轮次预测；基于生产历史拟合的油藏数值模型，开展了不同蒸汽干度、注汽强度、注汽强度递增等条件下A22H井和A23H井蒸汽吞吐至开采至10年的油藏数值模拟，明确不同注采参数的影响规律，优化了LD27-2油田稠油油藏蒸汽吞吐中后期注采参数。     

低渗透油藏非线性渗流模式应用

采用分段函数模型描述低渗透油藏非线性渗流特征，推导了低渗透油藏稳定渗流的非线性渗流压力分布关系式及产量与生产压差的关系式。并进行了实例计算。结果表明，采用分段模型计算出的压力分布与拟线性的不同，并且在相同的产量下，采用分段模型计算出的生产压差要比拟线性渗流大。因此，对低渗透油藏，可适当加密井网，缩小井距，以减小非线性渗流区域，改善开发效果。     

卫星地区疑难油水层录井解释方法及应用

由于卫星油田葡萄花油层油水分布受构造和岩性双重控制,众多断层切割,形成地堑、地垒及小幅度构造,促使油藏中油水再次分配,因而全区无统一的油水界面,流体性质识别疑问较多,难度较大。在分析研究多口井资料的基础上,总结了该地区岩芯、井壁取芯实物的含油颜色、饱满程度、油气味、物性以及岩石热解、气相色谱、荧光显微图像分析等特点。利用岩石热解参数与测井参数有机结合绘制了LLD-Pg、LLD-Ps解释图板,建立了解释标准,经试油验证解释符合率为91.3%,解决了卫星地区油水层解释的疑难问题,为今后该区的井位部署、有效开发提供了重要依据。     

低渗透油藏两层合采油井层间干扰分析

多层系油藏高效开发的前提是开展层间干扰分析,确定层间干扰程度,在此基础上选择合理的开采方式。对于高渗透油藏多层合采油井层间干扰分析有人提出了正交因素分析方法,而对低渗透油藏多层合采层间干扰分析研究较少,鲜有文献报道。在多层合采油井层间干扰原因分析的基础上,提出了低渗透油藏两层合采层间干扰分析方法:基于低渗透油藏两层合采油井产能预测方程的建立,通过理论计算两层合采产量、单采产量的变化进行层间干扰分析,探索建立了低渗透油藏两层合采油井层间干扰分析方法,对于低渗透油藏多层开采具有一定的指导意义。     

注水水质对低渗油藏注采井开发指标的影响

基于水质对低渗透油藏储层渗流物性影响实验的研究,结合渗流力学理论,建立了注水水质与相对渗透率的关系.在此基础上,采用油藏工程的理论和方法,分析了水质对低渗油藏注采井开发指标的影响,包括水质对采油井采液、采油指数和注水井吸水指数等指标的影响.     

旋转式井壁取芯在肇州油田解释评价中的应用

肇州油田不断地滚动开发和扩边,其油水关系复杂化、油水界面认识不清的问题越发突出。只凭单一的测井资料划分油水层,已不适应开发的需要。有些井经射孔开发后,产能较低,有的井只产水不产油。针对这种开发现状,为了探索低孔低渗、裂缝不发育的扶余油层有效开发途径,在州602区块设计了7口开发首钻井,引入录井技术进行旋转式井壁取芯工作,以便对该区油水层进行综合解释评价。7口井共分析样品220块,通过对实物的现场观察及饱和烃气相色谱分析、岩石热解分析、镜下荧光显微图像等分析,对本区油水层进行量化比较、解释评价,绘制了Pg-AC、Pg-Rt解释图板,建立了肇州油田油水层解释标准。经4口井10个层试油验证,解释符合率达91.2%,证实该区解释标准、解释图板有效可行,从而为肇州油田的开发提供了可靠依据,减少了盲目的开发,提高了采油效率,节省了钻井成本。     

透镜体砂岩油藏相控建模研究

透镜体砂岩油藏是指由同时沉积的泥岩所包围的、完全充满着油气或部分充满油气的断续条带状砂体或透镜状砂体构成的。砂岩透镜体的成藏及其孔隙度、渗透率等的变化都与岩石的形成过程相关。针对砂岩透镜体油藏的非均质性严重、相变快等特点,采用相控建模软件,结合确定建模与随机建模的方法,建立出油藏的构造模型、沉积相模型参数分布模型。根据结果可以看出,沉积相概率分布与井沉积相基本符合,储层的三维模型垂向砂体识别精度相对较高,在与井栅状图对比修改之后总体的符合程度很高。以沉积相作为约束条件时,渗透率与孔隙度的正态变化图形与标准正态分布曲线相似程度较高;拟合出的渗透率、孔隙度及净毛比的图形与井栅状图相互对比修改后总体符合程度高,为油藏的后续开发奠定了基础。     

余吾矿煤层气井产能主控因素分析

查明余吾矿煤层气井产能的主控因素，可为进一步勘探开发提供指导。根据该矿已有的煤层气勘探开发井资料，从资源开发条件、钻井的井径扩大率、压裂改造效果、排采工作制度等方面分析了关键参数与日产气量的关系，得出了该区煤层气井产能的主控因素。结果表明:煤储层原始渗透率、临储压力比、含气饱和度是该区煤层气井产能的储层地质控制因素；钻井的井径扩大率、压裂改造效果是影响该区煤层气产能的工程控制因素；排采工作制度与产能之间关系不密切。当煤层段煤体结构复杂或碎粒/糜棱煤所占比例较高时，优化钻井参数或改善钻井液性能、优化压裂工艺参数与煤层的匹配性，是实现该区煤层气井产能最大化的重要保障。研究结果为该区煤层气井开发工程指明了方向。     

氮气采油技术在南堡2号潜山的应用（增刊）

南堡2号潜山油藏属于典型的孔隙-裂缝型双重介质油藏,天然水驱采出程度较低,剩余潜力大,探索合理的氮气采油技术参数对于提高油藏采收率有着重要的现实意义。在系统总结氮气采油机理的基础上,结合研究区油藏参数,通过对氮气不同注入量、注入速度、焖井时间等关键指标的数值模拟,确定了最佳注入参数。矿场实施证实了研究方法的可靠性,累计实施单井注氮气17井次,井口累增油1.21万t。     

辽河油田曙一区杜84块馆陶组稠油油藏特征及资源潜力

文章利用钻井、测井以及生产资料,通过油藏剖面图和油层厚度图的编制,确定了研究区油水边界,明确了研究区油层富集状态,并重新核算了研究区油气资源量。研究认为馆陶油层是块状边顶水油藏,部分区域发育底水。馆陶组油藏整体呈近似不规则的椭圆形和圆形,油层中部较厚,四周逐渐变薄,地层岩性对其分布影响较小,缺少明显的盖层,并且没有统一的油水界面。由岩石组分及其结构的变化导致的地层物性降低是油藏被封阻的主要原因。根据实际吞吐生产井、SAGD生产井和井温监测资料,提出井位部署的安全界限为距边水150 m。     

浅层稠油高温封堵调剖技术

六、九区油藏经过多年的持续强化热采,目前大部分油井已进入高轮次吞吐和蒸汽驱中后期开发阶段,随着采出程度的提高和地下油水关系的逐步复杂,稠油油藏开发效果逐年变差,开采难度逐步加大。因此进一步加强配套技术研究,提高油藏采收率,是实现稠油稳产的重要手段。     

水驱封堵时机及优化方法研究

为了尽量减少水驱井的干扰,最大限度提高三采的开发效果,从实践角度出发,选取了与聚驱水井共射层有效厚度、井位关系、注采关系类型、井距、连通方向数等5项影响因素为评价参数,确定影响水驱含水下降降幅的主要参数并进行排队,利用模糊综合评判法预测水驱封堵井含水下降程度,确定封堵优先顺序,优选封堵井,而以往则采用单一因素进行优化。同时从井位关系角度进行封堵时机的研究,得出见效期封堵效果最好,特别是水驱干扰井封堵后,出现了二次见效;注聚前封堵见效较早回升较快,并且含水下降幅度小。综合两方面的研究成果,确定了封堵的时机以及优化了封堵运行安排,成果的应用对水驱减缓递减以及扩大聚合物驱开发效果起到积极的作用,这将对聚驱开发过程中的水驱封堵工作提供一定的参考和指导。     

大庆油田N地区成藏主控因素及成藏模式研究

N地区构造位于松辽盆地三肇凹陷和王府凹陷之间,主要目的层为泉四段扶余油层,在分析区域油水分布规律,油气成藏主控因素的基础上,研究了扶余油层成藏模式。研究结果表明,各区块之间以及各区块内,油水关系复杂,没有统一的油水界面,油气成藏主要受油源条件、断裂与储层有效配合形成的有效圈闭控制,该地区存在4种易成藏的地质模式,发育有构造、岩性、岩性—构造等多种油藏类型,其中以岩性—构造油藏类型最发育。研究结果为油田增储上产提供了有利的地质依据。