厚油层中纵向非均质状态对聚合物驱油效果的影响

该文依据非均质变异系数相同,但不同渗透率分层在纵向上分布不同的厚油层,水驱及聚合物驱采收率的数值模拟结果,建立了不同渗透率分层在纵向上分布状态与厚层采收率间的关系的定量描述方法,深入地讨论了不同渗透率分层在纵向上的分布状态对厚油层聚合物驱油效果的彭响,为大庆油田在推广聚合物驱油时的合理选层问题提供了理论依据。     

特低渗透纵向非均质储层渗流特征研究新方法

大庆外围扶杨油层不仅具有储层薄、砂体窄小、渗透率特低的特点,而且纵向上非均质性较强,水驱开发过程中层间矛盾严重,认清纵向非均质储层的渗流规律对于有效开发特低渗透油田是十分必要的.应用油藏数值模拟方法,根据流体在特低渗透储层中遵循的非线性渗流规律,建立了基于该区块地质特征的纵向正韵律非均质数学模型,模型引入渗透率修正系数对渗透率进行修正,采用五点法进行数值模拟计算,并与常规的达西渗流模型进行对比.结果表明:非线性渗流规律增强了储层纵向非均质性,相对高渗储层吸水能力增强,相对低渗储层吸水能力减弱;非线性渗流规律下注水压力升高,含水上升速度加快,区块整体开发效果差于达西渗流规律情况;相对低渗储层渗透率修正系数普遍分布在0.2～0.4,动用程度低;相对高渗储层渗透率修正系数普遍分布在0.6～0.8,动用程度高;在纵向非均质储层中,毛管力作用可减缓层间非均匀吸水量,故适当降低注水速度不仅可以降低注水压力,而且可以缓解层间吸水矛盾,从而改善开发效果.     

储层非均质渗透率预测在分析剩余油富集区中的应用

据双河油田测井、地质资料计算单井储层非均质渗透率序列，并以分形技术为基本预测方法进行储层非均质渗透率预测，利用预测结果，结合沉积微相，从储层非均质性，井网不完善及夹层的影响三个方面进行剩余油富集区分析。     

储层非均质渗透率预测在分析剩余油富集区中的应用

据双河油田测井、地质资料计算单井储层非均质渗透率序列,并以分形技术为基本预测方法进行储层非均质渗透率预测。利用预测结果,结合沉积微相,从储层非均质性、井网不完善及夹层的影响三个方面进行剩余油富集区分析。     

海上稠油砂岩油藏采出程度敏感性分析与评价——以秦皇岛32-6油田为例

以秦皇岛32-6油田为研究对象,结合海上稠油砂岩油藏的实际情况,综合考虑了地质因素和开发因素对采出程度的影响。利用单因素分析方法,建立了秦皇岛32-6油田采出程度随井距、原油粘度、提液时机、油层厚度、采油速度和纵向渗透率非均质性变化的数值模型。通过对比不同模型的模拟结果可知,不同条件下采出程度的主控因素不同。其中,井距对采出程度的影响最显著,其次是地层原油粘度和纵向渗透率非均质性,而提液时机、油层厚度和采油速度的影响较小。此外,对各影响因素进行了无因次化,通过多元线性回归,得到了不同地质、流体物性、开发等因素表征采出程度的关系式,更直观地表现了不同因素变化对采出程度的影响程度。     

高孔低渗注水开发碳酸盐岩油藏垂向非均质特征

储层非均质性是影响剩余油分布及开发效果的重要因素,是油气藏开发方案调整与制订的重要地质依据。以DL油田USH层碳酸盐岩油藏为例,评价了储层垂向非均质及平面非均质。研究表明,区内隔层较发育,为致密隔层,电性特征表现为低伽马、低声波、低中子、高密度、较高电阻率,在有效地层分布范围内,隔层分布连片,纵向上对流体渗流有一定的阻隔作用。研究区主力油层孔隙度均一,平面上局部存在低渗带,总体上基质部分的非均质性不强;考虑断层共生裂缝,地层渗透率变化较大,表现出比较强的非均质性。研究结果对油藏水平井注水开发调整具有参考意义。     

用统计资料确定油层渗透率分布的一般方法

引言油层渗透率的非均质性,无论在纵向上和横向上都是十分明显的。在水驱油的过程中,它造成注入水沿高渗透带单层突进和在平面上形成舌进,致使油井过早水淹,并使开发指标变坏,因而在开发方案的计算中,必须考虑渗透率不均质所造成的影响。在现行开发方案的概算法中,对于渗透率不均质性的考虑,都是以单层渗透率分布规律为基础的。关于用统计的方法研究渗透率的分布,美国和苏联学者都作过一些工     

井间非均质渗透率分形预测

储集层渗透率空间分布既有严重的非均质性，又有统计自相似性。在预测泌阳凹陷双河油田４３７断块Ⅱ油组１小层井间渗透率非均质性时，首先根据取心井岩心实测渗透率与测井资料间的关系，建立渗透率解释模型；用该模型解释单井测井资料，得到逐点渗透率预测值，等序处理构成非均质渗透率序列，并研究豪斯特指数；根据井斜资料将井深校正为海拔高程，建立井间预测网格；用分形克里格法预测井间每个网格结点渗透率，用变序技术处理层状非均质分布问题，用权门槛技术解决泥质夹层预测问题，得到井间预测剖面；用取心井已知渗透率对预测结果进行交叉检验，计算单层平均预测误差（通过５口井资料的交叉检验，单层预测的平均误差为３５．１％）。将此预测结果用于该断块４６２注采井组分析，总结出７种储集层过渡类型，评价井组的单层连通情况，预测油水分布动态。预测成果还可用于识别厚油层内的夹层。图２表１参５（郭海莉摘）     

大庆油田二类油层聚合物驱油技术要点

大庆油田长垣二类油层与葡I组主力油层地质特点差别较大,平面非均质和纵向非均质相当严重。在考虑井网对油层的控制程度和聚合物分子与油层的配伍性的基础上,引入聚驱控制程度这一重要概念,确定了二类油层注聚对象、渗透率下限、渗透率级差等技术标准,提出了二类油层注聚必须缩小井距、细分层系的观点;介绍了应用聚驱控制程度确定聚合物驱分子量和注入速度的方法;研究了油层渗透率级差和差油层厚度比例对最佳分层配注量的影响规律;对主力油层应用的聚合物驱分层配注方法进行了改进。     

影响断块油田开发效果的因素分析

本文综合分析了东辛、胜坨、大港等断块油田大量矿场地质资料,对影响断块油田开发效果的地质因素和工艺技术措施进行了研究,认为影响断块油田开发效果最主要的地质因素为:开发层系内的油层数、油层厚度、油层剖面渗透率非均质系数,原油地下粘度和油层渗透率值。影响断块油田开发效果最主要的工艺技术措施为:水驱控制储量、注水方式、注采井网的合理部署等。     

埕岛油田馆陶组上段油藏地质模型

埕岛油田馆陶组上段属河流相砂岩 ,油气富集程度高 ,该层系已探明石油地质储量占埕岛油田总储量的 89.6% ,产能高 ,原油性质相对较好 ,该油田目前仍处于天然能量开采阶段。通过对馆上段油藏的综合分析 ,建立了高度概括的油藏概念地质模型 ,认为馆上段河道砂油藏为曲流河相正韵律细粒沉积为主 ,具有高孔隙度、高渗透率、高黏度、高饱和度、高非均质程度等特点 ,砂体变化快 ,油层疏松易出砂。采用测井约束地震反演与井资料密切结合 ,建立了描述储集砂体分布和油藏属性参数特征的静态地质模型 ,采用随机模拟方法建立了馆上段 1 2砂组至 6砂组的三维定量地质模型。图 1参 3(徐英霞摘 )     

纵向非均质性对反韵律底水油藏驱油效率影响研究

以渗透率级差、突进系数及变异系数三个渗透率参数为基础,定量地表征储层纵向非均质性强度,并运用数值模拟方法,分析了纵向非均质性强弱对反韵律底水油藏剩余油饱和度、含水上升规律及采出程度的影响,从而总结出纵向非均质性对驱油效率的影响规律。     

PI决策技术在中原油田的应用

中原油田是一个复杂断块砂岩油气田 ,储集层埋藏深 ,渗透率低 ,非均质严重。进入高含水开发期以来 ,高渗透层段 (或条带 )水淹严重 ,而中、低渗透层吸水很差或根本不吸水 ,剩余油比较富集。这部分油单靠强注强采、加密井网以及其它常规工艺措施很难采出来 ,而三次采油成本很高 ,且注入水波及系数也难以有大的提高。对PI决策技术在油藏整体调剖堵水方面的进一步研究证明 ,通过PI决策整体调剖 ,能有效地封堵高渗透层或条带 ,使油藏在平面和纵向上压力指数值基本接近 ,力求达到储集层在平面和纵向上均质化 ,改善中、低渗透层 (或条带 )的吸水状况 ,提高注入水波及体积和注入水利用率 ,遏制油田含水上升速度 ,提高水驱采收率 ,延长油田稳产期。对中原油田 1 3个区块的PI决策整体调剖分析和评价 ,证明无论是在油藏吸水状况、产能及含水变化态势、水驱采收率变化 ,还是在经济效益等方面 ,都有较大的改善 ,油田开发水平明显提高。图 2表 3参 3 (王元胜摘 )     

阿尔善油田水淹层测井解释及剩余油饱和度求取

二连盆地阿尔善油田为砂砾岩中孔低渗油田 ,目前已进入注水开发中后期。由于储层薄、非均质性严重、物性差、地层水矿化度低 ,加之油层与弱、中、强各级水淹层共存 ,高压层与低压层交错分布 ,致使水淹层的识别与水淹等级的划分较为困难 ,定量解释难度更大。在分析水淹前后储层物性、含油性、地层水矿化度、地层压力等储层性质变化的基础上 ,将水淹层划分为 6种类型 ,即低压弱水淹、低压中水淹、低压强水淹和高压弱水淹、高压中水淹、高压强水淹 ,并分别给出了识别方法和典型实例 ,适合于地质分析和开发生产。提出了一种用常规测井资料求取剩余油饱和度的方法 ,平均绝对误差为 6 .0 9(% ) ,可有效地用于定量分析     

油藏渗透率纵向非均质分布对水驱采收率的影响

影响油藏水驱采收率的因素很多，大体上可分为地质因素和开发因素两大类。地质因素中，油藏不在透率纵向匀质分布是影响油藏水驱采收率的一个重要因素，它可用微旋回性，发布类型变异系数，平均渗透率，垂直渗透率与水平渗透率之比以及渗透视经具体排列位置６个参数来描述。     

砂岩稠油油藏剩余油分布影响因素数值模拟研究

S油田目前处于高含水开发后期,针对其反韵律砂岩储层及原油高粘高密度的特点,运用数值模拟对剩余油的影响因素如纵向渗透率级差、原油粘度、采液速度,井距等进行了研究,分析得出原油粘度、纵向渗透率级差主要影响剩余油分布的富集程度及见水早晚,隔层的存在减弱了重力及毛管力作用,不利于下部油层动用,并回归出了各因素对剩余油分布影响的定量关系式,为有效地实现剩余油分布的定量描述提供了基础。     

利用地质约束降低天然气概率储量的不确定性

以YL气田山西组2段主力气层为例,利用储集层展布和物性参数的横向和纵向非均质性等地质条件约束建模,降低气藏建模结果的不确定性,从而降低主力气藏概率储量的不确定性。地质约束条件包括：①主力气藏东南部大片地区几乎没有砂岩;②砂岩集中分布在辫状河道中部和底部,气藏物性参数比例曲线显示孔隙度、渗透率、含气饱和度值呈顶部较小、底部较大的特征。比较没有地质条件约束得到的400个建模实现和利用约束1、约束1+约束2分别得到的100个实现和23个实现,并求取了概率储量P90、P50、P10,所得结果说明,应用地质约束后,山西组2段主力气藏的概率储量不确定性明显降低。图7表1参18     

二连盆地蒙古林砾岩稠油油藏储层特征及影响开发效果的地质因素

方法：利用油田钻井，取心，分析化验等资料，对蒙古林砾岩稠油油藏储层宏观，微观特征及影响开发效果的主要地质因素进行了研究，目的：改善复杂砾岩稠油油藏的开发效果，提高其采收率，结果：蒙古林砾岩油藏储层岩石类特别多，支撑类型复杂，储层厚度变化大，原始含水饱和度高，隔夹层分布不稳定，储集空间以次生粒（砾）间溶孔为主，喉道半径小，孔喉分选差，最小非饱和孔隙体积较高；影响开发效果的地质因素是原油粘度，油水粘度     

生产测井资料在严重非均质油藏剩余油研究中的应用

针对胡状集油田储层非均质性严重，储层纵向及平面渗透率变化大，难以准确建立地质模型，油藏数值摸拟准确率低的问题，根据水驱油动力学原理，把生产测井资料与流管法结合起来，利用生产测井资料提供的产液量和含水率及分层注入量等资料，确定油藏内任意一点上的剩余油饱和度及其分布，对油藏的开发调整和三次采油提供科学理论依据，为生产测井资料应用开辟了一个新领域。     

非均质线性模型水驱油试验研究

为了确定岩心组合方式、渗流方式、渗透率的大小、非均质性等对驱油效率和剩余油分布的影响,首先选取不同的天然岩心,运用岩心组合技术,建立起不同的非均质模型;然后结合物理模拟技术,用恒速法进行水驱油试验。试验发现:平面非均质模型单向渗流时,剩余油饱和度和驱油效率与岩心渗透率无关,而与岩心所处位置密切相关,从模型的入口到出口,剩余油饱和度递增,驱油效率递减;低中高模型剩余油分布较均匀,而高中低模型剩余油集中分布在低渗透岩心;模型的驱油效率与其等效渗透率、非均质性相关;纵向非均质模型驱替后,剩余油主要分布于渗透率最低的岩心。研究认为:在平面非均质性比较严重的油层,可采取高渗区注水,低渗区采油,这样可以获得较高的采收率;在纵向非均质性比较严重的油层,可采用化学调剖堵水封堵高渗透层、改善吸水驱替剖面或者分层注水开采的方式来获得较高的采收率。