低幅度构造油藏滚动勘探开发实践

雁木西油田是一个典型的低幅度构造油藏,通过分析总结油气聚集规律及其主要控制因素,采用滚动勘探开发一体化技术思路、技术方法、开发技术政策和运作方式,取得了较好的开发效果:第三系含油面积由1.8 km2增加到6.3 km2;白垩系新发现雁6-27、620、19、20等断块,新增含油面积5.7 km2;在含油层系上新发现了第三系Ⅰ、Ⅱ和白垩系Ⅰ油藏,使油藏由2个增加到5个;油田的储量规模增加到最初的9倍,产能规模由方案编制初期的2.5×104t增加到19.0×104t,并且仍在继续扩大。

水平井挖潜边底水构造油藏剩余油效果及影响因素分析

针对长堤油田桩 1块Ng6层油藏高含水 ,且在部分区域存在剩余油的实际情况 ,利用水平井开发剩余油。实施的 4口水平井累计产油 3 75× 10 4 t ,提高采收率 3 75 % ,增加可采储量 13 9× 10 4 t。分析认为 :油藏含油饱和度、原油粘度、次生底水、周围老井开采程度以及采液强度是影响其产能及含水上升率的主要因素 ;在水平井地质设计时 ,应避开老井水锥影响半径影响区域 ,并尽量保持水平段远离油层底部 ;在生产过程中 ,应合理减缓含水上升速度 ,并选择合适的提液时机 。

大庆长垣砂岩储层构造油藏油水界面控制因素研究

大庆长垣构造上的喇嘛甸、萨尔图、杏树岗油藏是砂岩储层背斜构造油藏,油藏东、西两翼的油水界面深度不一致,过去有水动力及地应力等许多种地质成因解释。利用构造油气成藏重力分异的物理学原理,根据毛管力与浮力平衡理论推导出能够刻画油水界面分布规律的毛—浮方程,指出油藏内任意位置的油水界面深度是由该处储层的孔隙结构,即由排替压力所对应的孔隙半径(rd)大小决定的。rd与储层物性呈正相关,由于储层非均质(岩性因素)存在,一般背斜构造油藏的油水过渡带(段)表面(油水界面)是波状起伏、厚度有变化的锥柱形。

强边底水低幅度构造油藏二次提液增油效果探讨--以南美奥连特盆地塔区块为例

南美奥连特盆地塔区块油藏属于受走滑扭动构造控制的小型低幅、强边、底水油藏类型,由于油质重,水相渗透率高,开发初始产量高、底水锥进快、稳产周期短。通过数值模拟和22口水平井的生产实践研究,利用地层高产液指数的优势,进行二次提液,力求在底水锥进的临界生产压差以下调谐工作制度,尽力保持原始地层压力系统的平衡,从而控制底水锥进,以实现高产目标。应用该技术后,已有3口新完钻水平井获得单井增产30%以上的良好效果。该技术的研究与应用为低幅度、强底水、高含水油藏后期开发探索出了一条高产、稳油控水的新路。

微构造油藏勘探实例

孤东油田周边已勘探发现微构造油藏 11个 ,累计探明石油地质储量 5 79万t。微构造圈闭的构造幅度低、含油面积小 ,常发育于大构造或大油田周边的平缓构造带上 ,其成藏模式主要有 3种 ,即背斜微构造、断鼻微构造、断块微构造。根据微构造油藏的特点 ,充分利用现有的高精度三维地震资料、钻井资料 ,精细解释构造和断层 ,进行含油性分析 ,可发现该类油藏。此勘探经验可在具有与孤东油田类似地质特征的油田运用。图 3参

水平井技术在小构造油藏挖潜中的应用

安丰油田安丰 1断块K2t31 是典型底水油藏,在直井开发 16年后已进入高含水开发后期,针对开发调整难度大,含水上升快的开发特征,研究了剩余油分布规律、挖潜技术以及水平井优化设计技术界限,提出了水平井技术在小构造油藏挖潜中的应用并现场实施。投产后效果很好,初产高,含水低,大大提高了断块的采油速率,采收率由 25%提高到 38%,单井增加可采储量 3 5×104 t,相当于直井的 3倍多。

英台油田低幅度构造油藏剩余油分布规律研究

依据生产动态与电性关系的研究,建立了一套快速、直观的水淹层定性和定量测井解释的声波时差—感应电导率图版解释法,即神经网络技术识别法、碳、氧比能谱测井解释法。在平面上,总结出了不同微相、微构造、井网控制程度以及不同非均质和不同性质流体分布地区剩余油分布规律;在纵向上,层间非均质性、韵律、油水界面和射孔完善程度是控制剩余油分布的主要因素。该方法可为类似油藏剩余油研究提供借鉴。

黄河口凹陷新近系岩性-构造油藏断层封闭性评价

为明确黄河口凹陷新近系岩性-构造油藏的断层封闭性与油水分布特征,运用三维地震资料、钻井及生产测试资料,利用砂体描述技术刻画出断层附近砂体的空间展布形态,建立了可靠的断层Allan图,识别出断层两盘砂岩对接区并计算断层泥岩比率参数(I_(SGR)),通过确定I_(SGR)参数的封闭下限,判断断层的侧向封闭性。结果表明:研究区断层侧向存在3种岩性对接模式;砂泥岩对接的封闭性最强;同期砂岩对接与非同期砂岩对接的封闭性取决于对接区I_(SGR)值的大小。利用该方法,确立了研究区滚动勘探优势区,并通过实施2口评价井验证了该方法的可靠性。

水平井在低幅度构造油藏开发中的应用——以塔河油田二区东为例

低幅度构造油藏普遍存在底水锥进严重、含水上升速度快、油水关系复杂等问题,而随着水平井开采技术日臻完善,低幅度构造油藏开发中应用该技术取得了明显的效果。塔河油田二区东水平井开发生产效果较好,初期产能高,无水采油期较长,其开发效果主要受水平段长度、井眼轨迹的控制、夹层发育情况及完井方式等因素影响,并在深化二区东油藏综合地质认识的基础上认为井距并不是制约井网的必要因素,可适当缩短。在区块井控程度较低部位可适当加密部署水平井,以此提高区块原油产量和采收率。

多层构造油藏纵向细分计算单元对储量参数及结果的影响

为满足油田中后期精细开发及后续调整挖潜的需要,亟需进行更精细的储量研究,其中最重要的一环就是纵向细分计算单元.对于多层构造油藏,纵向细分主要根据油层组内隔夹层分布特征、小层物性特征,细分到以小层或者分布特征和物性相近且纵向上连续分布的小层组合为计算单元.根据纵向细分计算单元前后储量参数选值的理论推导,结合储层的沉积展布特征,认为含油面积范围内无储层尖灭时,仅平面油层厚度差异较大的油藏平均有效厚度变小.含油面积范围内储层尖灭时,正常三角洲沉积储层的油藏各参数一般都变小;而辫状河三角洲沉积储层的油藏一般平均有效厚度变小,平均有效孔隙度和平均含油饱和度变大.这一结论可以有效指导储量评估过程中纵向细分计算单元方案划分,为同类油田的精细储量研究提供技术支撑.

东营凹陷沙二段构造油藏成藏规律

东营凹陷沙二段是认识程度较低的层系,具有较大勘探潜力。通过对东营凹陷沙二段构造油藏成藏条件进行统计分析和典型油藏解剖,明确了沙二段构造油藏成藏规律:沙二段构造油藏来自沙三下亚段和沙四上亚段烃源岩,具有单一油源或多源混合成藏得特点,既有沙三下亚段、沙四上亚段烃源岩产生油气的混合,也有不同洼陷来源的油气混合;输导体系由油源断层和骨架砂体组成,具有三种油气输导方式,即油源断层垂向输导,断层砂体侧向输导,断层砂体阶梯性输导,以油源断层垂向输导为主;断层和三角洲平原–前缘和滩坝砂体匹配控制了构造圈闭的形成。该成果对济阳坳陷沙二段构造油藏勘探有一定指导作用。

钟潭地区高陡构造油藏提高开发效果技术探讨

钟潭地区高陡构造油藏纵向含油层系多,储层非均质性强,剩余油分布规律认识不清,构造高部位油井注水见效困难。运用地震、地质、测井以及生产动态相结合的方法,利用新处理的叠前深度偏移资料对钟潭地区带开展了精细构造解释,认为以上两个地区都是受控于潜北断裂带背景下的二级构造带。以此为基础,开展剩余油精细刻画,配套油层压裂技术和注采结构调整技术对该地区进行综合调整,取得较好的开发调整效果。

复杂构造油藏精细断层建模方法与应用

在精细油藏描述过程中,处理复杂构造油藏复杂的断层交切关系一直是高精度三维构造建模的难点。针对复杂构造油藏中削截断层和大位移、弯曲断层,探讨建立断层模型的几种处理方法。针对不同地质特征油藏,选用合适的建模方法,建立南堡凹陷高尚堡油田Es_(3)^(2+3)油藏高精度的断层模型和构造模型。不仅保证断层模型的准确性,为后期精细的属性建模、数值模拟和剩余油的分布和开发方案的调整奠定坚实的地质基础,同时也为中国东部断陷盆地相同类型油藏断层模型的建立提供技术支持和方法借鉴。

岩性—构造油藏注水利用率综合评价

以西部某低渗透岩性—构造油藏为例,综合利用油藏存水率、水驱指数开展注水利用率分析,为研究区及类似油藏注水开发提供指导作用。

构造油藏地层精细对比与分类技术对策

砂岩油藏储层构造体系控制了成藏过程，还控制了油藏的富集程度，影响开发后期剩余油的分布，影响注水开发部署，决定了调整效果。因此，对砂岩油藏的精细刻画是构造岩性油藏注采调整首要工作。利用数值模拟方法与油藏工程方法对油藏的开发现状和开采特征进行深入研究，分析存在问题，提出相应开发调整策略。

高邮凹陷非构造油藏成因机制及创效实践

江苏油田高邮凹陷隐蔽油气藏勘探中砂体类型单一、勘探领域局限及砂体识别和预测精度不高;苏北盆地戴南组砂体的形成和分布与中国东部其他断陷盆差异很大,没有成熟模式可供参考。因此,开展了戴南组砂体成因机制和识别技术研究。

西非Rio Muni盆地复杂盐拱构造油藏特征

为精细解剖西非油气富集的Rio Muni盆地复杂盐拱构造带上的油藏特征,为其他相似地区油藏评价提供一定参考,以位于复杂盐拱构造带上的H油藏为例,利用地震、测井、录井、钻井和MDT测试等资料分析H油藏的构造、沉积、储层和油层分布特征及成藏主控因素等。研究得出,H油藏属于典型的构造岩性复合油藏,为构造背景下的岩性边水油藏,具有多套油水系统,构造高部位发育盐刺穿,储层既有浊积砂岩储层又有滑脱灰岩储层,主要分布于构造的翼部低部位,滑脱断层和盐拱是油气成藏的主控因素。

构造-岩性油藏剩余油分布数值模拟模型研究

构造-岩性油藏地质条件差、油水关系分布复杂,经过长时间注水开发,使得该类型油藏剩余油分布规律更加难以描述,同时也对油藏下步挖潜的方向及调整方案的编制带来更大困难。在精细地质建模的基础上,综合考虑构造-岩性油藏地层沉积旋回、垂向非均质性及储量分布特征,对层内泥岩和干层进行特殊处理,建立描述该类型油藏剩余油分布的数值模拟模型。实例分析表明,建立的模型模拟小层含油饱和度分布及储量丰度分布与动态分析结果一致,可用于描述构造-岩性油藏剩余油的分布状况。

注采耦合技术提高构造-岩性油藏开发效果

针对h159断块隔夹层薄、分注难度大的问题及低油价下注水井不宜过多的形势,建议分上下2套层系开展耦合注水试验,以提高油藏采收率和控制成本。运用数值模拟方法研究注采耦合技术政策界限,从注水方式、注水时机、注水周期及注采比等指标逐一甄选,得到最优化的注采耦合方案。结果表明:注水周期为上注30 d,下采45 d(注水井注上套层系的同时对应油井采下套层系)后转为下注30 d,上采45 d,注采比为1.0的方式最佳。考虑措施时间对效益的影响,采取720 d的注采耦合之后恢复常规注采方式得到的利润和经济可采储量最大。注采耦合技术的成功运用表明该技术可在同类型油藏中得到更好推广,从而提高水驱采收率。

松辽盆地新站构造-岩性油藏油水界面的确定

根据松辽盆地大庆长垣以西的新站构造岩性油藏油水分布特征，分析了影响油水分布特征的构造、岩性、压力、断层等４种因素，综合测试压力、钻井深度等资料，应用压—深交会法、静压测试法预测了新站构造岩性油藏的油水界面，与由钻井资料确定的油水界面基本吻合，表明了方法的可行性，为对油藏进一步研究奠定了基础。