孤东油区稠油油藏开发状况分析

孤东油区开发主体属常规稠油,以注水、注聚开发为主,部分稠油集中于孤东九区馆上、垦东521、垦东53、垦92四个单元,动用含油面积6．8km2,地质储量1461×104t,可采储量227×104t,采收率15．5％,累产油177×104t。随着孤东油区整体进入特高含水期深度开发阶段,稠油开发已经成为重要产能接替阵地,2002-2005年产油一直稳定在18×104t,继续做好稠油块稳产工作对于孤东油区实现可持续发展具有重要现实意义。

基于流线数值模拟研究高含水后期油田的剩余油分布

剩余油分布研究是高含水期油田的难点问题。以济阳拗陷孤东七区西馆陶组Ng6^(3+4)层高含水开发实验区块为例,在地质分析的基础上,建立起小网格精细三维地质模型及参数模型;通过试验区储量、压力、含水率和单井含水拟合,85%的单井历史拟合误差<5%。采用流线数值模拟技术显示出高含水后期密井网条件下流体推进特征及剩余油分布模式,得出:(1)流线显示目前地下储层形成大孔道高渗带,流体基本沿高渗带运移,驱油效率明显降低。(2)目标油层组剩余油分布明显受到沉积相、沉积韵律、层内非均质、生产井网等因素的控制;剩余油平面上主要分布在微构造高点、层内低渗透区及注采不完善区,纵向上主要集中分布在主力厚油层的顶部。

孤东油田六区西北部聚合物驱转二元复合驱研究

针对胜利油区孤东油田六区西北部的特点,在前期孤东油田七区先导试验基础上,进行了驱油体系配方优化设计和方案优化研究,并编制了矿场实施方案。通过对该方案进行跟踪研究,系统总结了二元复合驱矿场动态见效特征,并对其影响因素进行了分析。二元复合驱后,注入压力呈先升后略降再升的趋势,吸聚剖面得到持续改善,单元阻力系数明显上升,增油幅度大、速度快,原油物性趋势表现为先降后增再降的特点,二元复合驱降水增油效果明显优于聚合物驱。单井之间见效效果主要受注入状况和油藏非均质性的影响。综合分析认为聚合物驱转二元复合驱是有效的,可为其他地区方案实施提供借鉴。

二元复合驱后油藏流场调整提高采收率技术——以孤东油田六区Ng5~4～Ng6~8单元为例

孤东油田二元复合驱油藏转入后续水驱后综合含水率达96%,进入近极限含水开发阶段.为进一步延长油田经济寿命期,选取孤东油田六区Ng54~Ng68单元,探索实施了流场调整提高采收率技术.精细描述了储层物性在平面、层间、层内的变化及隔层的分布情况,研究了二元复合驱后剩余油普遍分布、差异富集的分布规律,在此基础上,研究了立体开发调整技术:层间上通过四级优化细分为2套层系;平面上设计7套方案,通过投入产出优化由原来正对行列井网抽稀为交错行列井网,流线改变27°;层内上通过研制和改进调剖体系及防砂体系调整注采剖面;注采参数上利用数模技术优化配置.根据矿场实际情况,编制和实施了流场调整提高采收率方案,方案实施后研究区增加可采储量7.4×104t,提高采收率1.74%.

聚合物驱后期油藏注采耦合技术提高采收率研究及应用

胜利油区适合化学驱的Ⅰ,Ⅱ类优质油藏资源已基本得到动用,化学驱资源接替难度大,设计应用聚合物驱后期油藏注采耦合技术,延长注聚项目经济有效期。基于物理模拟实验研究方法,采用可视化模拟驱替装置,研究聚合物驱后期油藏连续注采和注采耦合条件下聚合物驱液流波及范围和剩余油分布特征。结果表明:相比连续注采模式,注采耦合能够改变常规流线方向,更好地扩大液流波及体积,动用低渗透区域部分剩余油,达到提高采收率目的。以聚合物驱后期油藏孤东油田八区Ng3-4单元为例,建立以Ng32层为主的数值模型,开展注采耦合结构和实施周期数值模拟优化研究。研究结果表明,聚合物驱后期油藏注采耦合技术可有效改变已有老流线,扩大分流线波及范围,降低化学剂用量,进一步提高特高含水期油藏采收率,优化推荐注采耦合结构为一轮次与二轮次开井时间比例为1∶1的对称型结构,每轮次开井时间均为3个月,以指导聚合物驱后期油藏单元高效开发;优选10个井组实施矿场试验,试验结果表明,含水率回返趋势得到有效控制,月降低聚合物干粉用量约为10.8 t/月,吨聚增油值提高7.6 t/t,预测可进一步提高采收率1.7%。

中高渗透边水稠油油藏产液能力论证与应用

针对孤东油田某边水稠油油藏大幅度提液后综合含水率不增反降的现象,开展了中高渗透边水稠油油藏开发后期产液能力研究。基于渗流力学理论,利用流管法、物质平衡法等推导了边水稠油油藏油水两相渗流产能方程,分析了影响开发效果的主要因素;同时以垦东18-32区块的地质条件为基础建立概念模型,利用数值模拟技术研究了油藏开发后期产液能力适应条件及合理工作制度,形成了一套适用于边水稠油油藏产液能力的评价方法。结果表明:储层厚度、提液井到油水边界距离、井距和提液参数等是影响产液能力的关键因素。在目标区块进行矿场应用的11口井总增油量为2.47×10^(4) t,平均含水率增加0.2%,产出投入比达到3.5∶1。

孤东油田薄层边际油藏特征及挖潜研究

利用地质与开发相结合的研究方法,对孤东油田馆上段4^(5)砂组薄层边际油藏的地质特征与开发特征开展了研究,并制定了相应的开发技术对策。研究认为,在开发过程中,需要通过完善井网提高薄层整体动用,储层改造提高渗透能力,单层开采避免层间矛盾,分层注聚强化薄层注入,加强薄层水平井开发。通过以上“四项原则”,建立以水平井单层注采为主线,稠油薄层注汽吞吐、稀油薄层强化注水的开发政策,实施后获得了近千万吨的薄层边际油藏推广储量。

薄层边际油藏表征与挖潜技术对策

随着孤东油田勘探与开发程度逐渐深化,薄层边际油藏对其采收率和可采储量的提高尤为重要。孤东油田薄层边际油藏砂体厚度薄、储层物性差、原油黏度大,整体采出程度低,开发处于经济效益边缘,难以形成完整的挖潜技术对策。以孤东油田二区薄层边际油藏为例,通过聚类分析算法划分储层流动单元,从而实现薄层边际油藏储层的精细表征与展布范围的刻画。在此基础上,利用数值模拟建立薄层边际油藏4类开采方式理论模型,依据模型采收率与累计产油经济界限评价优化调整薄层边际油藏开发技术,制定了与油藏地质特征相适应的水平井蒸汽吞吐开发方案;基于流动单元平面展布与开发技术调整指导布井,通过矿场实施方案实例对理论模型进行验证与优化,最终建立完整的薄层边际油藏挖潜技术。矿场实践验证了理论模型的准确性,此方法可为成熟探区勘探开发一体化综合研究提供新的思路与借鉴。

基于地震沉积学的河流相储层砂体研究

研究区主要发育辫状河沉积,储层厚度薄,横向变化快,导致对砂体边界及砂体之间的连通性认识不清,制约了油气藏的勘探开发和剩余油的挖潜,本文以孤岛油田中一区河流相整装油藏为研究目标,以地震沉积学为基础,分析了90˚相位转换、地层切片技术、分频解释技术等关键技术的应用条件,同时结合地质、地震及测井资料研究河流相砂体分布情况,利用地震波形特征识别辫状河砂体分布及叠加结构,对类似油田储层精细研究研究具有较好的借鉴作用。