朝阳沟油田一、二类区块开采效果评价

采出程度是评价油田生产开采效果的重要指标之一。以朝阳沟油田为研究对象。对10块岩心的相对渗透率曲线进行归一化处理,得到两类典型的相对渗透率曲线;计算采出程度与含水率关系理论曲线,对朝阳沟油田一、二类区块的水驱最终采收率进行预测;实现了对朝阳沟油田一、二类区块的开采效果评价.该评价对油田实际开发具有指导性意义。

朝阳沟油田杨大城子油层杨二段致密薄砂岩的识别与预测

朝阳沟油田杨大城子油层杨二段致密砂岩储层具有单层厚度薄、横向变化快的特点。为明确砂体展布特征,采用基于波形相控的波形指示模拟地震储层预测方法,在储层敏感参数模拟反演的基础上,实现致密薄砂层高精度识别与预测。结果表明:自然伽马波形指示模拟结果具有较高的纵、横向分辨率,薄砂层的厚度识别精度可达到3 m,反演结果与井下钻遇砂体符合率为87.1%,能有效反映了薄砂层空间展布特征,实现薄砂层空间分布预测;杨大城子油层杨二段砂体发育受沉积微古地貌的起伏形态控制,杨二下段砂体分布特征与沉积微地貌具有良好的匹配关系,砂体分布广泛且厚度较大,杨二上段砂体分布特征不受沉积微地貌控制,砂体发育较差且厚度明显减薄。研究成果对杨大城子油层致密薄砂岩的预测提供了有力支撑,同时对类似地质条件的地区及目标层段具有借鉴和指导意义。

基于米兰科维奇天文旋回恢复地层剥蚀厚度——以松辽盆地X油田青山口组为例

基于米兰科维奇天文旋回理论分析松辽盆地X油田青山口组剥蚀厚度,频谱分析和小波变换揭示出青山口组存在米兰科维奇天文旋回,可检测出100 ka偏心率、40 ka斜率和20 ka岁差3个周期。研究区的42口探井滤波结果显示,100 ka偏心率周期数量在35~43之间,说明地层存在剥蚀现象。研究表明,X油田青山口组剥蚀量在0~98 m之间,自东北向西南,其剥蚀厚度逐渐减薄,在西南出现大面积分布的未剥蚀区;青山口组在沉积过程中或沉积末期,X油田局部区域出现构造抬升并遭受剥蚀。

大庆外围低渗透裂缝性油层剩余油预测方法

大庆外围扶杨油层受成岩作用影响,储层随埋藏深度的增加物性变差。在低渗透多重介质中,受启动压力梯度和部分区块裂缝的影响,存在注采井距过大而形成的井网控制不住Ⅱ型剩余油和裂缝干扰而形成的平面干扰Ⅱ型剩余油。利用坐标转换将天然裂缝性油层转化为等效各向同性油层,建立基于裂缝及非达西的油水两相渗流方程;基于流管法油水两相前缘推进理论,通过单管前缘推进方程可计算某一时间的含水率导数和含水饱和度,同时建立产量与时间关系。结合油田实际井网形式和裂缝发育状况,建立了不同渗透率级别和井网形式的渗流模板,形成了大庆外围低渗透裂缝性油层剩余油快速预测方法,可以快速量化不同类型剩余油。

大庆外围低渗透裂缝性油藏含水率预测方法

大庆外围低渗透裂缝性油藏同时具有储集油气的基质系统和作为渗流通道的裂缝系统,与非裂缝性油藏相比具有特殊的含水率变化趋势,常规含水率预测方法不适用。依据低渗透裂缝性油藏油水两相渗流特征,提出了基质、裂缝系统相渗复合方法,给出大庆外围低渗透裂缝性油藏复合相对渗透率曲线,然后根据油藏工程理论,推导出含水率、采出程度计算公式,建立了裂缝性油藏含水率预测方法,结合大庆外围朝阳沟油田低渗透裂缝发育区块进行了实例计算与分析。结果表明,基于复合相渗的含水率预测方法预测相对误差为4.47%,与现有方法中误差最小的水驱规律曲线相比,计算精度提高了2.26百分点,能够较为准确地预测低渗透裂缝性油藏含水率。研究成果为裂缝性油藏开发决策和开发规划提供了理论依据。

基于地震速度预测南堡凹陷中深层地层压力

南堡凹陷现有油井多位于中浅层,中深层岩性油气藏是研究区未来的勘探重点.基于高精度地震速度资料,综合应用速度对比法和Fillippone公式法,对南堡凹陷中深层进行地层压力预测.研究结果表明：①纵向上,南堡凹陷超压顶界面分布于3 000-3 500 m,超压普遍存在于东二段及其以下的中深层,并可大致划分为中部和深部2套超压系统;②区域上,随埋深增大,超压中心总体由凹陷中南部向中北部迁移,东营组超压中心主要位于中部林雀次凹及南部滩海区,沙河街组超压中心主要分布于中北部高尚堡-柳赞构造、老爷庙构造和南堡5号构造.速度对比法预测地层压力的精度较高,其成果对研究区的地层压力预测分析适用性更强.该成果有助于降低勘探成本和开发风险,并为下步中深层岩性油气藏的勘探提供参考.

考虑介质变形的低渗透气藏数值模拟研究

在室内实验得到的孔隙度变化率和渗透率变化率随有效压力变化规律的基础上,建立了考虑介质变形的低渗透气藏数值模拟模型,并采用IMPES方法进行了求解。研究结果表明,无论是否考虑介质变形,随着稳产期产能的增加,稳产期缩短,稳产期采出程度降低;但考虑介质变形与否对模拟结果有较大影响,当考虑介质变形时,井底流压下降较快,稳产期相对更短,稳产结束时的采出程度也更低。因此,对于变形介质气藏,气井的配产不能太大,否则将严重影响稳产期采出程度。

含纤维的低摩阻压裂液试验研究

压裂施工时,支撑剂一般靠较高黏度的常规聚合物压裂液运输,管流摩阻高;低浓度降阻剂压裂液管流摩阻低,携砂能力也较低;含有纤维的低浓度降阻剂压裂液能显著提高支撑剂的输送能力,且能降低管流摩阻。在不改变压裂液性能的前提下,通过室内试验,优选出最佳降阻剂浓度下最佳纤维浓度的压裂液,不仅可以降低成本,而且其降阻效果比最佳降阻剂浓度压裂液更好、携砂能力更强。

相似准则在管流摩阻系数测试中的应用

压裂液在压裂施工过程中的管流摩阻值是确定井底压力以及井口施工压力非常重要的数据。大多数人针对某一地区使用修正后的管流摩阻计算公式计算管流摩阻值。应用雷诺数相似准则,通过室内试验装置测定压裂施工设计的压裂液管流摩阻系数,计算现场施工的压裂液管流摩阻值。结合一批不带封隔器压裂井现场实际施工资料进行计算管流摩阻。其计算管流摩阻值与实测管流摩阻值进行对比,计算管流摩阻值相对误差小于10%,该方法可以指导现场压裂施工设计。

注水井多轮次化学浅调剖技术研究及应用

针对某油田多轮次调剖效果逐次变差现象,应用可视化平板模型得出多轮次调剖效果逐次变差的机理,通过物理模拟研究,得出随调剖轮次增加应逐渐提高调剖强度的结论,并应用数值模拟技术,给出轮次的最佳调剖时机和调剖剂用量。该技术对5口注水井进行了三轮次调剖,平均单井注水压力由调剖前的10.7MPa上升到调后的13.1MPa,上升了2.4MPa,连通油井的含水下降了9.2个百分点。

徐家围子断陷沙河子组致密砂砾岩气藏的成藏期次及类型划分

下白垩统沙河子组是松辽盆地徐家围子断陷最为重要的气源岩之一,但过去对其致密砂砾岩气藏的油气充注时期及成藏期次等研究较少,制约了对该区致密储层成因机制等的认识。为此,基于19块岩石样品273个流体包裹体的均一温度、盐度等测试数据,结合沉积埋藏史和热演化史分析结果,厘定了该区致密砂砾岩气藏的成藏期次;进而通过分析沙河子组储层致密期与成藏期之间的关系,确定了致密气藏的类型。结果表明:(1)该区流体包裹体的均一温度和盐度分布范围较宽,气藏具有长期充注的特点;(2)徐西—徐东地区第1期天然气充注时期在距今94~100 Ma,第2期在距今80~90 Ma,而安达—宋站地区第1期天然气充注时期在距今82~94 Ma,第2期在距今68~82 Ma;(3)安达—宋站地区沙河子组主要发育"先成型"致密气藏,在东斜坡发育"复合型"致密气藏,而徐西—徐东地区沙河子组则以"复合型"致密气藏为主。

朝阳沟阶地扶杨油层微观孔隙结构及渗流机理分析

基于扶余油层和杨大城子油层典型河道砂岩岩心样品,利用CT扫描物理实验和数字岩心重建技术,开展低渗透砂岩微观孔隙结构表征及渗流机理分析。通过矿物组分定量分析和扫描电镜拼图成像技术,识别出岩心矿物种类及其含量,划分出粒间孔、粒内孔和填隙物内孔共3种孔隙类型。针对总孔隙空间进行等效半径分布曲线计算,呈现明显的双峰结构,峰值主要集中在约50μm和约1μm。利用重构的数字岩心模型模拟油水两相渗流,模拟结果显示,扶余油层油水共渗区较宽,残余油饱和度为30%~45%;杨大城子油层油水共渗区较窄,残余油饱和度为40%~55%。在毛管力和亲水性的作用下,水相优先进入小孔道,小孔道先于大孔道形成水锁,相较于扶余油层,杨大城子油层的喉道半径小,数量多,更易形成水锁,残余油饱和度较高。

生物酶驱提高采收率技术试验研究

通过对生物酶技术的介绍,阐述了生物酶驱油机理,以及生物酶驱的特点和选井条件,并通过现场试验井组与对比井组的比较,评价了生物酶驱提高采收率技术的应用效果。试验井组中注水井注入压力下降,连通油井井组递减率得到控制,地层压力得到恢复,提高了井组采收率。

基于米氏旋回的三角洲前缘油层对比研究

基于米兰科维奇天文旋回理论在三角洲前缘开展砂岩组和单层级别的油层对比研究,频谱分析和小波变换揭示萨尔图油层Ⅲ油层组存在米兰科维奇天文旋回,可识别出比值接近5∶2∶1的3个旋回厚度,分别对应于偏心率100 ka、斜率40 ka和岁差20 ka周期,推测地层在沉积时受到米兰科维奇天文轨道周期性变化的影响。根据岁差20 ka周期带通滤波(BPF)和堆积速率变化特征,将萨尔图油层Ⅲ油层组划分为9个砂岩组和20个单层。研究表明,岁差20 ka周期调控气候波动的机制与超短期基准面升降变化之间存在着一定的协调作用,利用米兰科维奇天文旋回划分出的单层具有严格的等时性。20个单层砂体的展布特征表明,萨尔图油层Ⅲ油层组经历了多期水进—水退事件,与砂岩组的划分具有较好的对应关系。

油气集输系统节能改造管理措施研究

油气集输系统直接影响着油田的生产与运输流程,与油田的实际经济收益有着密切的联系,深刻影响着油田的开采工作。但就当前的现实状况来看,油气集输消耗的能量较大,其实际的运行成本在逐渐上升,而效率却提高得非常缓慢。因此,我们必须加大对油气集输系统节能工作的重视程度,采用合理有效的方法促使油气集输系统的性能不断得到改善和革新。本文分析了目前油气集输系统节能的一些状况,并提出了一系列相应的油气集输节能措施,希望能在一定程度上降低油气集输系统的耗能量。

特低渗储层孔喉结构与剩余油分布关系

为明确大庆长垣外围特低渗透储层微观孔喉结构与剩余油分布的关系,文中选取该地区30块天然岩心进行了水驱油实验,应用荧光显微镜与金相显微镜观察驱油后天然岩心的自然断面。利用景深融合技术对拍摄的荧光照片与金相照片进行加工处理,并利用测量软件测定了孔隙半径、喉道半径与微观剩余油饱和度,对孔隙半径、喉道半径与剩余油分布的关系进行了研究。长垣外围特低渗油藏储层岩石喉道半径普遍较小,目前条件难以取得理想的水驱开发效果,需作进一步开发调整。

密井网地质统计学反演在河道砂体预测中的应用

由于河道储层相变快,且砂体横向稳定性差,利用密井网预测河道砂体空间展布的方法已不能满足剩余油挖潜的需要。文中针对朝阳沟油田河道储层的地质特征,对适用于河道砂体的井控地质统计学反演方法的关键环节开展研究。研究表明,测井曲线标准化及高精度地层格架是保证反演精度的前提,曲线重构是提高波阻抗体对岩性识别能力的有效手段,合理的变差函数及井控数目是充分发挥地震资料预测能力、提高储层预测可靠性的关键。井控地质统计学反演对厚度大于2.0 m的河道砂体识别精度较高,吻合率高达85%。反演结果在刻画井间窄小河道砂体、认清河道砂体的连通性等方面具有明显优势,研究成果有效指导了该区河道储层的剩余油挖潜。

松辽盆地北部肇源南地区扶余油层油气来源及分布特征

肇源南地区位于松辽盆地北部中央坳陷区和东南隆起区两个一级构造单元交接部位,西北为三肇凹陷,东南为王府凹陷。本文通过与三肇、朝阳沟、双城地区油源、烃源岩和原油物性分析,肇源南地区扶余油层原油来自三肇凹陷青一段烃源岩。该区油气在剖面上由构造低部位至构造高部位含油层位由多变少,以上油下水组合为主;在平面上受断裂密集带控制,主要分布在构造斜坡上。

A区块复合离子调剖剂调驱方案优化及其应用

针对A区块注聚期内聚合物过早突破地层、油水井间形成低效或无效循环问题,为了提高A区块整体开发效果,对复合离子调剖剂调剖机理进行了研究,并对调剖半径、调剖段塞、调剖剂注入方式和调剖时机进行了优化。结果表明,调剖半径为45~56m,采用调剖段塞与聚合物驱油段塞交替注入、分层调剖、早调剖可获得较好的调驱效果。研究结果应用于7口实验井,调剖措施后A区块48口油井获得了较好的增油降水效果,平均单井增油2.9t,累积增油6640t,投入产出比1:3.71。

长垣外围扶杨油层注入水构成及注采比优化

长垣外围扶杨油层为低、特低渗透性储层,骨架砂体主要为河道砂,部分区块裂缝相对发育,油田注采比高。从岩心观察和测井砂岩厚度解释着手,储层可分为有效砂岩和非有效砂岩。结合室内岩心吸水实验,证实非有效砂岩有一定的吸水能力。通过构建典型区块三维全地层地质模型,应用数值模拟技术量化区块的注入水构成,明确了高注采比主要是由非有效砂岩和非储层的吸水所致。应用最优理论方法,计算出低渗区块合理注采比为2.0~2.5,特低渗区块合理注采比为2.5~3.9。