特高含水后期油藏细分注水界限研究——以胜利油田整装油藏为例

目前细分注水界限以油藏地质静态参数为主,已不能满足特高含水后期油藏细分注水的要求。综合考虑油藏动静态因素对细分注水的影响,建立特高含水后期细分注水级段数优化模型。研究表明,3级4段为最优层段分级策略,且段内剩余油饱和度级差应控制在1.2以内。将饱和度级差划分为1.00～1.05,1.05～1.10,1.10～1.15,1.15～1.20共4个范围,建立3种不同的模型,分别优化了段内渗透率级差、小层个数和砂岩厚度界限,并对界限标准进行了公式回归。结果表明,层间剩余油饱和度级差越大,细分注水界限标准越苛刻。该研究结果为胜利油田整装油藏特高含水后期细分注水提供了理论依据。     

特高含水油田高耗水层带识别方法研究——以双河油田为例

受储层非均质性及长期注水开发的影响,特高含水油田高耗水层带发育,注水低效无效循环,不利于提高采收率且大大增加运行成本。为了准确识别出高耗水层带分布状况,采用数值模拟技术,定量表征油藏不同位置的驱替倍数,先根据驱替倍数与采出程度、驱替倍数与含油饱和度的关系对驱替倍数进行分级评价,将驱替倍数大于50倍的区域界定为高耗水区,再根据数值模拟评判结果形成高耗水层带识别方法。该方法在双河油田实际应用中取得了较好的效果,为高耗水层带治理对策的制定提供了依据。     

胜坨油田不同含水期层间干扰规律

胜坨油田为整装多层砂岩油藏，储层层间非均质性严重，在油田开发的过程中，多层合采势必造成层间干扰，影响潜力层的发挥。利用各种生产资料、取心检查井、测井解释资料及精细油藏研究成果对不同开发阶段的干扰形式进行了分析，结果表明开发初期主要是稀油高渗透层干扰稠油中低渗透层；中含水期主要是高压高含水层干扰中低压含水层；高含水期初期主要是高压特高含水、高含水层干扰低压高含水、中低含水层，特高含水期层间干扰转变为特高含水韵律层干扰高含水及中低含水韵律层。该研究对胜坨油田及同类油田的调整和挖潜具有一定的指导意义。     

用于高耗水层带判别的干扰试井方法

为准确判别水驱油藏开发中后期储层中形成的高耗水层带，从储层的渗流特征出发将具有高耗水层带的储层视为双层油藏，根据渗流力学理论和叠加原理建立了储层在形成高耗水层带后的干扰试井数学模型，分析了高耗水层带对观察井压力响应的影响，并进行了敏感性分析。进而以实测值与预测值差的平方和最小为目标函数，基于最优化理论建立了高耗水层带定量表征的数学模型。利用遗传算法对该模型进行求解，可得到高耗水层带的渗透率和体积等参数，提出了利用干扰试井方法定量解释高耗水层带参数的步骤。将该方法在胜利油田进行了矿场应用，结果表明该方法准确有效，解释结果与井间示踪剂测试具有较好的一致性，且测试时间由几个月缩短为1~2周。该研究成果可对现场的高耗水层带判别和开发方案调整提供理论参考。     

胜利油田分层注水工艺技术研究与实践

胜利油田经过50多年开发,水驱油藏已进入特高含水期,综合含水率为92.6%,采出程度为26.2%,特高含水、高采出程度条件下提高开发质量对注水技术提出了更高的要求。提高注水"三率"是改善水驱开发质量的关键。针对胜利油田水驱油藏提高注水"三率"的制约因素及前期分层注水工艺技术应用和效果分析,结合胜利油田不同油藏、不同井状和不同工况等注水开发特征对分层注水提出的需求,开展了提高分注率、层段合格率的关键技术研究,实现不同油藏、不同井况标准化管柱的集成化配套。对现场优选"三率"具有提升潜力的水驱开发区块进行规模化推广应用,在工程上提高了整装油藏、断块油藏、低渗透油藏的"三率"指标,在油藏上进一步提升了注采对应率,降低了自然递减率,改善了水驱开发效果。     

坨11 井区南沙二段8 砂组河口坝砂体岩相组合识别及对储层的控制作用

中高渗透砂岩油藏经数十年的注水开发后进入特高含水后期,形成强吸水、低驱替效率的高耗水带,且高耗水带仅形成于单砂体的某一特定位置,以单砂体为研究单元的地质分析已难以满足该类油藏剩余油挖潜的需要。为此,基于岩心、露头的岩相分析,以岩性为主控因素将开发地质研究单元细化为岩相组合级次,并利用灰色关联分析法实现岩相组合的常规测井资料地质解释。依据井资料归纳坨11井区南沙二段8砂组河口坝复合砂体和单砂体的岩相组合模式,并结合储层渗流特征,认为从地质因素方面考虑,复合砂体间高耗水带易在坝主体Ⅱ-坝主体Ⅱ叠置模式中发育,单砂体内高耗水带易在单一坝主体Ⅱ岩相组合发育的朵叶体中部形成,垂向上高耗水带位置与坝主体Ⅱ发育位置相对应。     

北断块整装油藏特高含水期精细储量开发实践

王场油田是江汉油田分公司储量和产量最大的整装油田,多项开发指标居全国中型多层砂岩油田之首。本文以王场油田潜三段北断块为例,在精细油藏描述的基础上,进行了油藏剩余油分布规律研究,寻找到了那些开发过程中因纵向与平面上渗透性差异造成的未出力或动用较差的小层或区域,通过钻水平井、卡堵水等综合调整措施实施储量精细管理,使该油藏在特高含水期又焕发了新的生机,摸索出一套适合特高含水期整装油田寻找接替后备储量的新方法,为其他同类性质油藏的开发提供借鉴。     

基于测井和统计分析的油水相对渗透率新模型

目前胜利油田普遍进入高含水开发后期,注入水的不断冲刷造成储层参数发生变化,油藏非均质性日益严重,油藏平均相对渗透率已经不能完全反映油水渗流规律。针对该问题,利用胜利整装油田油水相对渗透率实验数据样本,基于测井渗透率解释经验模型和统计分析方法,建立了油水相对渗透率端点特征参数与油藏渗透率和孔隙度之间的定量预测新模型。新模型预测结果与实际值相比,平均绝对误差小,结果可靠,能够满足工程应用。实例应用表明,新模型能够实现在油藏数值模拟中,为每个网格赋予油水相对渗透率值,预测的剩余油分布规律与常规数值模拟有一定差别,新模型预测剩余油饱和度范围值更小,局部剩余油频数高,反映了新模型能够对油藏局部剩余油富集进行刻画和描述。研究成果对深入认识油田开发后期剩余油分布规律具有重要意义。     

水驱油藏开发后期综合调整技术研究

整装中．高渗透油藏进入特高含水开发后期．剩余油分布十分复杂．分析难度大．挖潜措施难。按照常规的动态分析方法（以小层平面图为主的注采对应分析）．得出的结论往往是：平面上高度水淹．纵向上层层高含水。已远不适应特高含水开发期剩余油潜力分析的需要．必须借助大量动静态资料．运用不同方法从不同角度综合解剖．才能保证剩余油潜力分析的可靠性。     

特高含水整装油田不同级次水驱带划分标准与体积计算方法

胜利油区主力整装油田经过长期注水开发,已进入注水开发后期,其综合含水率超过98%,但采收率仅为41%,仍具有较大剩余油储量和提高采收率潜力。通过对胜利整装油田取心井岩心分析,发现各整装油田特高含水期均出现了剩余油饱和度小于残余油饱和度的极端水洗井段,同时也存在含油饱和度大于水驱前缘含油饱和度的弱水驱井段。提出了特高含水储层极端水洗带、强水淹带和弱水驱带的定义和划分标准。研究注入量、驱替速度和渗透率等因素对极端水洗带形成的影响,结果表明,随着注入量的增加,注入水优先突破的区域中,含油饱和度逐步降低、水相渗透率逐步增大、注水分流量逐步提高、驱替速度逐步上升,导致该区域剩余油饱和度低于残余油饱和度,从而形成极端水洗带。建立了不同级次水驱带体积计算方法,并用孤东、孤岛和埕东3个整装油田生产动态数据进行了验证计算,证明所建立的方法是科学、准确的,且具有需要数据易得和计算简单的优势。     

强化精细油藏挖潜提高原油产量

胜利采油厂采油四矿主力区块已进入特高含水开发后期,采出程度高,上产难度大;零散小断块不能形成有效的注采井网,稳产基础薄弱。通过2004年精细油藏挖潜效果分析认为,完善韵律层注采井网,强化韵律层潜力的认识与挖潜,强化饱和度测井工作以及做好产液调整是今后油藏挖潜的主要方向。     

双河油田Ⅵ油组特高含水开发后期注采调整的做法及效果

针对Ⅵ油组整装砂岩油藏特高含水开发后期主力油层开发中存在的主要问题,分析研究了层系存在的问题原因,并针对其潜力开展了高含水后期综合挖潜对策的研究,确定了高含水主力油层仍是后期调整开发的主要对象,非主力油层具备进一步提高开发效果的潜力,提出了重返高含水主力油层提高剩余储量动用程度等有针对性的综合调整对策,并把其成果应用于实际生产,取得了较好的效果。其综合挖潜技术为同类油藏的开发提供了参考模式。     

中高渗透砂岩油藏储层物性时变数值模拟技术

胜利油区主力油田已整体进入特高含水开发阶段,系列取心资料和矿场测试数据表明,随着注水开发的深入,中高渗透砂岩油藏储层物性参数变化明显,影响了油藏油水运动和剩余油分布规律,应在油藏数值模拟中反映这种储层参数的时变效应,以提高剩余油描述精度.通过开展取心资料分析、室内实验研究、传统黑油模型改造、油藏模拟软件编制等工作,建立了各向渗透率、相对渗透率曲线随时间连续性变化的数学模型,形成了适用于中高渗透砂岩油藏的物性时变数值模拟技术.该技术提高了特高含水期中高渗透砂岩油藏数值模拟研究成果的精度,已在孤岛油田中一区取得了良好的应用效果,数值模拟预测的剩余油分布状况与实际情况吻合程度高,预测新钻井饱和度的精度显著提高,平均绝对误差仅为-2.2％.     

注水中加入粘弹成发的工艺技术

阿尔兰油田新哈津区目前正处于油田开发后期，其特点是地质矿场条件复杂，下石炭系陆源层砂岩生产层结构非均质，并为多层油藏，储油层渗流性质变化范围大，原油密度和粘度高，在地层条件下分别为890公斤／立方米和26－30毫帕．秒。含气饱和度超过15立方米／吨，固态烃（沥青和胶质）含量达27％。     

海陆过渡相砂岩油藏特高含水期剩余油成因及分布——以珠江口盆地陆丰13-1油田为例

从油井动态入手，结合由不同时期领眼井测井与剩余油饱和度测井组合成的时间推移测井成果，充分利用油藏数值模拟器对处于特高含水期的海陆过渡相砂岩油藏——陆丰13—1油田的2500油藏和2370油藏进行了综合研究。结果表明，不稳定分布的泥岩夹层或钙质层、合采井的层间干扰、储层非均质性、局部低井网控制程度是珠江口盆地的陆丰13—1油田特高含水期剩余油的主要成因；剩余油主要分布于底水未波及的死油区、低渗透层带及低渗透区、局部连续分布泥岩“屋檐”区和弱淹油砂体的“三明治”面包区。     

特高含水期新型水驱特征曲线

基于油田实测相对渗透率数据的统计分析,提出了高含水饱和度下油水相对渗透率比值与归一化含水饱和度间的新型函数表达式,实现了对常规相对渗透率比值关系曲线后段较为精确的拟合。利用新型油水相对渗透率比值表征关系式,结合油藏工程方法推导出两种适用于油田开发特高含水阶段(含水率大于90%)的新型水驱特征曲线。分别采用五点井网数值模拟结果和羊二庄油田、柳赞油田某区块实际生产数据,对新型水驱特征曲线的实用性进行了验证,结果表明,在甲型或乙型水驱特征曲线发生上翘以后,新型水驱特征曲线较常规水驱特征曲线的预测误差小,可用于预测特高含水阶段的油田生产动态、确定最终采收率以及可采储量。     

韵律层内剩余油分布的数值模拟研究

韵律层内的剩余油已成为油田开发后期调整挖潜的主要目标,根据精细数值模拟研究结果认识层内剩余油的分布规律,可以指导高含水油田后期的开发调整。以胜坨油田胜二区8砂组的地质条件为基础建立概念模型,采用油藏数值模拟方法,分析了同一个韵律层内剩余油的分布规律。研究结果表明:水驱计算至高含水期后,在同一个韵律层内,垂向上上部小层剩余油饱和度高,下部小层剩余油饱和度低,接近于残余油饱和度;小层厚度越小,油、水的地下密度差越大,原油黏度越小,这种现象越明显;而注水井射孔位置对韵律层内垂向上剩余油的分布基本没有影响。因此,对已进入高含水开发阶段的胜坨油田,后期调整挖潜的目标是韵律层内的上部层段。      

RMT测井技术及在断块油田挖潜中的应用

油田进入高含水或特高含水开发阶段,确定水淹程度,找出高剩余油层段已成为保持油田稳产和提高采收率的关键.RMT储层评价仪作为一种剩余油饱和度测井仪,它有2种可控操作模式:非弹性模式(C/O模式)和俘获模式(∑),其突出的优点是小直径、双源距、大晶体、多参数、多模式组合测井.在现河油区的整装块、复杂小断块、低渗油藏分别进行RMT非弹模式测井,通过实际资料分析,RMT测井技术在评价储层水淹特征,确定水淹程度以及求解剩余油饱和度等方面有其重要作用.     

高集油田高7断块油藏注采井间连通性分析

高7断块油藏是高集油田主力区块之一,2套含油层系阜宁组阜二段2、3油层组(E1f22、E1f32)共划分9个单砂体,砂体间动用程度差异大,纵向平面水驱不均匀,含水上升快,注采矛盾突出。为抑制含水上升过快,需要开展深部调驱作业。为此采用流线模拟法追踪流线轨迹来模拟注采井间各小层流线分布,判别注采井间各层系连通性。模拟计算结果表明E1f3-12、E1f3-52小层流线分布密集,为主力开发层系,高7-13井、高7-14井和高7-5井三口井周围流线共聚度大,油水井间连通性好,为区块调驱选井选层提供依据。     

高含水油藏剩余油研究及其在江汉油田的应用

对高含水油藏剩余油分布规律及特征进行了分析。提出了在江汉油田开发后期，如何在高含水区寻找剩余油的几种思路，即通过构造精细解释挖掘断层附近、微构造高点剩余油；通过老井复查、小层精细对比、砂岩追踪挖掘零线附近、油砂体边部剩余油；通过沉积微相分析、油藏动态分析和油藏动态监测等手段挖掘井间、层间及层内剩余油。