动静态方法在油藏井间连通性分析中的应用研究

塔北牙哈7井区碳酸盐岩潜山油藏储层基质物性差,缝洞较发育,非均质性强,目前总体呈现出底水快速锥进、含水高、采出程度低等情况。针对该问题,运用水平井测井解释和地震平面属性相结合的静态方法分析储层横向非均质性变化,再利用动态资料判断井间连通性,佐证静态分析认识,得到油藏井间连通性的可靠认识。结果表明,测井模型显示井区储层横向非均质性较强,地震属性预测判断YH7-3H井与其他井的连通概率较小;示踪剂监测结果表明YH7-H2、YH7-H5井间表现出相对较好的连通性,并由压力恢复试井、井间干扰试井及注采见效法得到补充验证。该方法在牙哈7井区应用效果好,为该类复杂油藏井间连通性的准确评价及该区油藏开发部署提供了有效指导。     

彩南油田彩9井区西山窑组油藏井间动态连通性研究

彩南油田彩9井区西山窑组属于低渗-特低渗油藏,非均质性强,注采井网适应性差,储量动用程度低,水驱开发效果极差。准确的判断注采井间动态连通性,是改善油田开发效果的关键。针对彩南油田彩9井区西山窑组油藏,建立井间动态连通性模型。利用油田注采动态数据反演得到井间动态连通系数,绘制全区注采井间连通图。对比分析示踪剂和微地震解释结果,验证方法的准确性,并且分析表明该油田西部连通性存在明显的方向性,呈西北-东南方向。     

数值试井技术在渤海河流相油田的应用

河流相为现阶段渤海油田的主要沉积类型。受其地质特征的复杂性,以及海上油田稀井网的制约,对多期沉积的河道边界和储层连通性的识别难度较大。常规解析试井由于受储层均质、规则边界和没有邻井干扰的假设条件制约,其解释结果误差较大。采用数值试井技术,可以解决该问题,其解释结果能有效判断井组内的井间连通性、地层压力分布,边界形态以及物性场的变化,更接近实际。该技术在渤中X油田的水平井试井解释中得到广泛应用。     

井间示踪监测技术在科尔沁油田包26-30井组的应用

利用分配型和非分配型同位素示踪剂,对科尔沁油田包26-30注水开发井组进行了井间示踪生产动态监测,定性给出包26-30井注入水推进方向、速度、井间连通性及储层非均质性的分析解释,定量给出了注采井间剩余油饱和度及其分布规律的综合解释,提出了调整和治理注水开发井组的建议。     

流线干扰试井方法在胜利油田孤东七区的应用

应用流线干扰试井解释方法对胜利油田孤东七区的干扰测试数据进行了解释,认识了井间的连通性及平面上的非均质性,为下一步的油藏数值模拟提供了动态数据。流线干扰试井方法能考虑复合驱过程中的主要驱油机理及物化现象、油藏的非均质性、多相流等复杂因素的影响,所得解释结果准确可靠。     

基于生产动态数据的井间储层连通性识别方法

井间储层连通性认识是注水开发油田最重要的基础性研究工作，而目前常用的油藏工程法、数值模拟法和地球化学法，对认识结论可靠性的影响因素较多，尤其对地质资料依赖性较大，且周期长成本高。由注水井、采油井和油水井井间储层组成了一个复杂的非线性注采系统，反映该系统某一侧面的油水井生产动态数据中，隐含着油水井井间储层连通性信息。利用油水井多变量生产动态数据，基于多变量相空间重构方法，可重构这一注采系统动力学特征，通过求取重构注采系统吸引子的关联维，就有可能提取出井间储层连通性信息。使用该方法工作量小，在WR油田应用效果好，得出结论与实际生产相符，且理论清晰算法简单，不需要复杂的数学模型和地质静态模型参数，并可以实现定量解释，为井间储层连通性认识开辟了一条新思路。     

低渗透平面非均质油藏注采井布井方式对CO2驱开发效果的影响

中国陆相沉积低渗透油藏在平面上因受到不同沉积微相分布的影响，储层有效厚度、渗透率平面非均质性较强，实施CO₂驱的效果受注采井平面相对位置的影响较大。为探索合理的布井方式，改善开发效果，采用数值模拟方法，以大庆榆树林油田某注CO₂试验区的典型地质油藏参数和注采参数为依据建立理论模型，得到了不同平面非均质性、不同注采井布井方式下的CO₂驱开发规律。结果表明：CO₂驱注采井布井方式为“高渗注低渗采”和“厚注薄采”时的整体开发效果优于“低渗注高渗采”和“薄注厚采”；储层平面非均质性越强，不同布井方式下的开发效果差异越明显。研究成果可为低渗透平面非均质油藏CO₂驱注采井位的优化设计与调整提供重要参考。     

BZ油田井间动态连通性研究

BZ油田油藏是渤海典型的中高孔渗稠油油藏,目前处于高含水阶段,开展油藏井间动态连通性的研究对后期剩余油挖潜有重要指导意义。稠油油藏原油粘度较高,存在启动压力梯度,传统的井间动态连通性研究方法不适用于稠油油藏。为此,基于系统分析思想,将注水井、生产井及其井间介质看作一个系统,根据物质平衡原理和稠油油藏的产量描述模型,考虑启动压力梯度影响,利用油田的注采生产资料,建立稠油油藏注采井间动态连通性评价的新模型,并利用最小二乘原理反演得到注采关联系数,进而分析BZ油田的井间动态连通状况。研究结果为渤海BZ油田及其他相似油藏的井间动态连通性分析提供了科学依据。     

复杂断块油藏优势通道识别与定量描述——以涠州12-1油田北块6井区为例

海上断块油藏平面与纵向上非均质性强,注采井距大,长期注水开发易形成优势通道,水驱开发效果差;并且由于合采合注井较多,纵向各层注入、产出不清,单一的优势通道评价方法准确性较差。以涠洲12-1油田北块6井区为例,综合应用井间动态连通性分析方法、无因次PI值方法、示踪剂试井及流线模拟技术,对该区块优势通道发育情况进行识别和定量描述,并结合数值模拟相互验证,为后续的剩余油分布研究和制定合理的调整方案奠定基础。     

浅层低渗透油层井间连通性分析方法

鄂尔多斯盆地浅层低渗透油藏由于泥质含量高、易被压裂和反复堵塞,导致储层井间连通性认识不清,措施不能及时有效实施.结合现场实际条件,分析了各种连通性分析方法的适用性,提出了一种有效认识该类储层井间连通性的方法,即利用地质分析与生产动态分析相结合、各种辅助措施加以验证,并将吸水剖面用于连通性分析.该方法包括地层精细划分、储层特征对比、历史注采动态分析、吸水剖面测试对比、干扰试井分析.该区某油田35-4井组实际分析表明,该方法可有效分析井间连通性,准确率高,吸水剖面测试对比和干扰试井可有效验证井间连通性分析结果.     

低渗透砂岩油藏储层非均质地质模型研究

该文在牛20、纯41、桩74、大芦湖等低渗透砂岩油藏地质综合研究的基础上,系统总结了胜利油区低渗透砂岩油藏储层非均质地质模型的研究内容和方法。该模型充分利用三维地震、地质、钻井、测井、测试等资料,以定量研究为主要方法,以地层模型、构造模型和储层模型研究为基础。裂缝模型研究是关键,主要包括野外和岩心裂缝研究、测井方法研究裂缝密度、古构造应力场模拟方法预测裂缝走向、现今应力场模拟方法研究裂缝的连通性及分析压裂裂缝的展布方向和储层裂缝对油田开发的影响等。储层非均质地质模型研究主要包括测井资料解释模型的建立、层间非均质研究、层内非均质研究和平面非均质研究。该模型在胜利油区应用效果良好。      

利用生产动态及地震资料分析井间河流相砂体连通性

渤海PL油田是位于渤海湾盆地的大型河流相油田,在其注水开发过程中,亟需准确认识注水井与生产井之间的砂体连通性,以便优化和调整注采井网,提高采收率。针对油田砂体横向变化快,纵向上薄砂体发育的特点,利用丰富的压力、水淹等生产动态资料及相位转换后赋予地质意义的地震资料综合分析砂体的连通性,进一步完善和修正了早期以地质及测井资料确定的砂体连通性分析成果,并引入注采连通率概念,用来定量表示井组范围内注水井与生产井之间的砂体的连通性。该套方法在PL油田注水优化及井网调整研究中得到了充分的体现,对其它河流相注水开发油田井组范围内井间砂体连通性研究具有一定的借鉴作用。     

堵水调剖技术应用及效果评价

A油藏由于储层物性差,平面及纵向非均质性强,压裂投产后,注水导致平面及剖面矛盾进一步加剧.由于裂缝、大孔道的形成,注采井间形成优势水流通道,注入水沿着裂缝及大孔道突进,导致油井多方向见水,部分井或井组出现暴性水淹的状况.本文在A油藏储层特性、水驱规律、裂缝特征认识和研究的基础上,分析了堵水调剖、调驱及深部调驱机理,并基...     

海上稠油油藏高含水期剩余油挖潜研究——以渤海海域CB油田为例

针对主力产层只有一个小层并进入高含水阶段的渤海CB油田稠油油藏,基于动、静态相结合的思路,从控制剩余油分布的因素出发,采用测井曲线频谱属性分析和小波频谱分析等数学方法、以及厚层砂体高分辨率层序地层划分与对比技术,对小层进行层内细分,开展沉积微相研究及储层非均质性研究,结合饱和度测井资料,精细刻画油藏层内各小层剩余油饱和度及剩余储量。利用研究成果成功指导了7口水平井的部署,增油效果明显,预计采收率可提高4.5%。     

濮城沙二段油藏高含水期剩余油分布及挖潜研究

濮城Es2段油藏为复杂断块油藏,进入高含水开发期后,油藏产量递减大,含水上升快,注采系统适应性差,应用测井资料,油层平面非均质性分析,沉积相分析,数值模拟及测井－沉积微相法,对该油藏剩余油分布规律及开采方法展开研究,剩余油挖潜措施实施后,增油效果十分明显,该研究对高含水期同类油藏的开发具有一定的借鉴作用。     

储层饱和度动态监测在海上油田的应用

海上大部分油田已进入开发的中后期,以油井细分层系、卡层堵水、补孔等措施为主的剩余油挖潜技术是油田稳产的重要手段,而确定剩余油和水淹层的分布是挖潜的先决条件,也是生产测井储层动态评价的一项重要内容。重点阐述了目前饱和度动态监测的测井仪器在海上的应用情况,经过渤海、南海西部、东海共132口井的饱和度测井实践证明:储层饱和度测井不仅能应用于老井,过油管确定含油、含气饱和度,油水、气水界面的变化情况,而且定期的动态监测与生产动态相结合,可以了解储层的动用情况,指示剩余油的分布状况,为油田挖潜调整提供依据;储层饱和度测井也能用于油田开发中后期的调整井,采用长短源距C/O方法和中子寿命PNC测井方法,能确定裸眼井测井难以识别的低阻油气藏或可疑油气藏的流体性质,为海上油气田的高效开发贡献力量!     

油田开发中后期精细岩相单元对比――以克拉玛依油田五2西克下组为例

岩相单元是比小层更细、更能体现油藏地质特征的单油砂体。通过对岩相单元的细分与对比,可以满足油田开发中后期挖掘剩余油潜力的需要。以克拉玛依油田五2西克下组为例,遵循等时对比的原则,利用电测、岩心资料,以标准井为基础,作连井拉平沉积剖面图,从标志层、沉积旋回、沉积微相、砂体(油层)连通关系等方面进行对比,完成了区块的对比及统层。认为五2西克下组S7层属扇三角洲沉积,主力油层为S47;该层北部砂体厚度大,分布面积较广,连通性好,向南向西则逐渐变薄,面积变小,连通性变差,横向变化大,分布零散。     

二类油层不同注采类型井组聚驱最佳调整时机

大庆油田二类油层与主力油层相比,油层非均质性更加严重,决定了其聚驱动态特征与主力油层有较大差别,二类油层笼统注聚过程中,层间开采矛盾依然较突出,薄差层动用程度低,厚层突进现象严重,聚驱整体技术经济效果不理想。为明确大庆油田二类油层不同注采类型井组的聚驱调整时机,达到最佳的聚驱效果,针对大庆油田二类油层4种典型的矿场注采类型,建立厚注厚采、厚注薄采、薄注薄采、薄注厚采4种注采类型井组,通过开展4种注采类型模型等压聚合物驱油实验,得到厚注厚采、厚注薄采、薄注厚采、薄注薄采最佳调整时机聚合物用量分别为740 PV·mg/L、780 PV·mg/L、810 PV·mg/L和860 PV·mg/L。各井组在最佳调整时机时吨聚增油量最大,提高采收率值最高,应在最佳调整时机停止注聚合物,同时应在注聚过程中及时采取跟踪调整措施,最大限度地达到不同注采类型井组技术经济界限注入量,提高聚合物驱效率和效果。通过对比厚注薄采与薄注厚采聚合物驱效果,得到了平面非均质地层开采时,高渗带注入、低渗带采出的注采模式驱替效果更好,更有利于开采。