缝洞型碳酸盐岩潜山油藏研究现状及技术展望

碳酸盐岩潜山油藏储层孔隙主要为裂缝和溶洞,其中溶洞是主要的储集空间,裂缝是主要的渗流通道。由于其空间分布的不规则性和缝洞本身的多尺度性,使得其开采机理、开发方式和如何高效开发仍是一个难题。文章从该类油藏地质特征入手,详细描述了其油藏类型和开发方式研究、以及缝洞渗流特征和数值模拟研究的进展,指出了研究应用中存在的问题,并推荐了有发展前景的研究方向。

缝洞型碳酸盐岩油藏开发早期合理采油速度模型

对于缝洞型碳酸盐岩油藏,衰竭式开发是最合理的开采方式。对于衰竭式开采,在制定开发方案时,确定合理采油速度尤为重要。研究中根据其他相同类型油田的成功开采实例,选取尽可能多的影响因素,采用多元逐步回归分析方法,得到了一个缝洞型碳酸盐岩油藏开发早期合理采油速度模型。此模型包含了流体性质和地层参数,与关于固有地质情况对采油速度影响的物理概念并不矛盾,并且适应面广,可对衰竭式开发早期缝洞型碳酸盐岩油藏的合理采油速度做出初步结论。用数值模拟方法证明,这个模型可用于现场实际。

扣50断块沙三段Ⅰ油组高产稳产技术对策研究

扣50断块沙三段Ⅰ油组属于由构造控制的小断块油藏,边水能量比较充足,在采用水平井进行高速开发过程中,由于地质储量较小,出现边水推进快,油井含水上升速度快,油井自喷期短等情况,影响了油组开发效果。通过油藏工程和油藏数值模拟分析认为,保持该油组持续高产的最佳途径是提液生产,并在边部实施部分注水以保持地层压力。

港西油田港172断块气顶边水油藏高效开发技术研究

港172断块是一个气顶边水构造油气藏,通过对其气顶和边水能量的研究分析,确定了该断块的开发程序。首先充分利用气顶和边水能量,开发动用纯油区;此后边外注水补充地层能量开发动用缓冲区;最后在开发过程中深化认识油藏,合理调整开发方案。投入开发以来,该油藏获得了连续7年的高速高效开发。从采油速度、稳产年限、采收率等油藏开发主要指标分析,港172断块属于一类开发水平,预计最终油藏水驱采收率可达40.8%。开发实践表明,这套开发方式不仅使该类油藏有较高的开采速度,而且确保达到了良好的开发效果。

低渗透油藏合理井网型式与油砂体适应性研究

本文根据大量低渗透油田的开发调整经验,研究认为井网不适应性因素是造成低渗透油田注水开发矛盾的最主要原因,适合低渗透油藏开发的最优井网型式是矩行五点井网系统。在低渗透油藏开发时,初始井网采用长轴平行裂缝方向的菱形反九点井网,在中后期逐步转化为线状面积注水,这样既然满足油砂体的开发要求,又能满足区块的开发要求,可最大限度的提高低渗透油藏的采收率。

冲积环境储层不同流动单元的可动油饱和度研究

在对大港孔南官断块19块冲积环境储层岩心划分为4种不同流动单元的基础上,利用核磁共振T2弛豫谱技术,进行了可动流体和束缚流体定量分析。实验结果表明:物性好的流动单元T2弛豫时间长,可动流体饱和度高;可动油饱和度与渗透率相关性好,与孔隙度相关性差;核磁共振可动流体饱和度为原始含油(气)饱和度的上限。实践表明,该研究成果可指导实际油藏开发方案的制定。

歧南9×1断块沙河街组油藏高效开发技术研究

歧南9×1断块沙河街组油藏为构造边水油藏,天然能量比较充足。在开发过程中,采取了一系列适合油藏地质条件和流体性质的高效开发技术,不仅确保了油藏较高的开发速度,而且达到了较好的开发效果。目前沙河街组油藏综合含水68.28%,采出程度24.36%,平均采油速度3.57%,预测水驱采收率可达到45%。其做法及经验可供同类型油藏开发参考借鉴。

气顶油气藏细分油藏类型协同精细开发研究

气顶油气藏在开发中存在气油比迅速上升,油井产量快速下降,检泵周期短等问题,开发难度逐步加大。为此,引入气顶指数,结合对储层地质认识、生产动态特征分析和现场实验的成果,提出细分油藏类型,协同精细开发的技术思路。将气顶油气藏细分为气顶油藏和油环气藏,两类油藏能量、开发特征差异较大,采取两套井网协同注水开发。对于油环气藏,采取边部注水,平衡气顶、油环能量的调整方式;对于气顶油藏,采取面积注水,整体补充油藏能量的调整方式。现场实施表明,该调整方式能取得较好的开发效果,提高采收率5%,该成果对气顶油气藏开发具有较好的指导意义。

WF油田强底水断块油藏开发规律研究及认识

为改善底水油藏开发效果，结合WF油田强底水断块油藏历年开发实践的基础上，分别对不同开发阶段的影响因素进行了详细分析，总结了强底水断块油藏的开发规律。通过计算临界产量和统计生产初期打开程度与含水的关系，早期应充分利用天然隔板，合理打开程度在30％左右；中期含水20％～80％时，合理控制生产压差；后期提掖稳产，晚期上返挖潜，确保了底水油藏的有效开发。该方法从不同生产阶段来分别制定对策，能充分挖掘油藏的生产潜力，来提高开发效果，其做法及经验可供同类型油藏开发参考借鉴。

Y油田频繁洗井及治理技术对策研究

Y油田自从投产以来,需要频繁洗井来维护油井生产,严重者甚至需要检泵。针对此问题开展了X衍射分析研究、岩石薄片分析研究,速敏研究。研究表明:该区储层以压嵌-孔隙式胶结为主,黏土矿物中以高岭石含量高,导致存在中等偏弱速敏。最终确定油井以临界产量生产,并定时井口清水反洗油井,取得了较好的效果。该治理对策的成功应用,对提高中低渗油藏的有效开发具有借鉴意义。

气顶油藏提高开发效果配套技术研究

对于气顶油藏,随着开发的进行,地层压力的降低,将出现油气界面下移导致气侵、气油比升高引起检泵周期短等问题。为了实现气顶油藏的高效开发,在优化开发方式基础上,控制合理生产压差、合理泵效、合理气油比、合理套压、适时补充能量,并采用油套同采、先进气处理工艺等配套技术。应用后该油藏检泵周期得到了延长,生产保持稳定,取得了较好的效果,为该类油藏的开发提供了值得借鉴的经验。

各向异性地层的井距设计研究

对于各向同性地层,采用均匀井距的井网即可达到均衡驱替的目的;而对于各向异性地层,不同方向上的井距必须根据渗透率大小进行适当的调整,方可达到均衡驱替。通过坐标变换法和流管法两种完全不同的方法,可以得到各向异性地层井距调整的理论公式:不同方向上的井距之比等于相同方向上的渗透率之比的平方根。

利用出砂提高单井产能

在疏松砂岩稠油油藏中,油井适度出砂能大幅度提高产能,国内、外有很多稠油出砂冷采成功的例子。出砂能够提高油井产能主要是因为砂的流入提高了液流速度、井筒周围高渗透区的形成、泡沫油的形成以及降低了油井的表皮系数。本文给出了出砂率与时间、产量与时间之间的定量关系。

核磁共振在孔南官195断块剩余油挖潜中的应用

大港油田孔南官195断块单井日产能力较低,层间层内矛盾恶化,部分油组水淹严重,剩余油分布规律认识不清.利用核磁共振技术,从微观角度研究不同流动单元的驱油特点和剩余油分布特点.研究发现:Ⅰ类流动单元样品驱油效率比Ⅱ类流动单元高7.47%,但Ⅱ类流动单元样品水驱后聚合物驱油效率提高6.35%,剩余油主要分布于油层动用程度差的流动单元中.在完善注采系统基础上,挖潜时对Ⅰ、Ⅱ类流动单元通过层间卡封和堵水调剖挖掘中上部剩余油,对Ⅲ、Ⅳ类流动单元采取补孔、打新井方式提高储量动用程度.采取一系列挖潜措施后,预计官195断块最终采收率将能提高5.1%.

复杂断块油藏高含水期剩余油研究新模式

从复杂断块油藏高含水期开发现状的实际出发 ,根据该类油藏的特点和存在的问题 ,探索了研究该类油藏剩余油分布的新模式———协同研究。同时 ,将这种新的模式用于文1 0 1沙二下油藏剩余油分布和综合治理研究。新的集成研究模式克服了传统研究过程中各学科之间的交流不足 ,促进了各学科之间的合作 ,提高了研究效率和成果的转化速度。应用新的研究模式 ,建立了与实际相吻合的应用油藏模型 ,在此基础上对文 1 0 1块沙二下剩余油分布规律进行了研究 ,对剩余油分布有了新的认识 ,为油田的挖潜和治理奠定了基础。

板桥底水稠油油藏水平井微生物降黏技术

针对板桥油田稠油油藏油水黏度比大、含水高、采出程度低的问题,进行了原油黏度的影响因素、内源微生物的筛选、激活剂的筛选、内源微生物的理化性能、生物表面活性剂和复配降黏剂降黏效果的室内实验研究。研究表明,微生物和化学助剂复配有很明显的降黏效果,降黏率约为90%。现场试验证明,微生物复合降黏剂降低了原油黏度,使油井单井产量明显提高。该项研究对同类油藏具有一定的借鉴意义。

歧北凹陷东缘沙一下多物源综合研究

沙一下亚段是大港油田滩海中区的主要含油层段,目的层埋藏深,为深水重力流沉积体系。前人认识沉积砂体分布主要是依据钻井、测井和录井资料勾绘的,地震资料应用不足,多向物源演化和沉积相带展布认识不清。以地质研究为基础,重点开展地震沉积学及构造特征与沉积分布研究,阐述了沙一下亚段不同沉积期的沉积展布特征,分析了物源体系和沉积演化特征以及构造对沉积的控制作用。储层预测成果在后期勘探、开发钻井中得到了证实。

低渗透油藏提高注水效果技术研究

导致低渗透油藏注水困难的原因有地层因素、作业污染因素,以及注入水质不合格所引起的不配伍性伤害等。针对这些影响因素,开展了酸化解堵、连续防膨、优化注入量研究,以保证能注进水、长效注水、有效注水。现场实施表明,该方法能有效提高低渗透油藏注水效果,对同类油藏具有借鉴意义。

尼日尔G油田气顶油气藏开发策略研究

气顶油藏的开发方式具有多样性,影响因素较多,容易出现油气水互窜、层间干扰、气油比持续上升等问题,开发难度较大。以尼日尔G油田气顶油藏开发为例,在对气顶边水油藏开发机理研究的基础上,细化单砂层油气藏类型研究,提出先采油、后采气、细化出开发单元、优化采油速度。数模结果表明,2%的采油速度开发效果最好,有较长的稳产期,采出程度高;依据气顶指数,划分不同能量小层,避免不同能量的油藏合采数,维持稳产。依据能量大小及开发井位置,优化开采方式与工作制度;通过油气层连通状况分析,确立开采同一连通砂体最优井距为700m以上,可避免井间干扰。为保持高产井稳产,适时边部井转注补充地层能量,且采取低部位注水优于等深度注水的开发策略。

积液气井产能方程校正

气井系统试井过程中,往往由于井底有积液造成指示曲线呈现异常,此时做出的系统试井曲线二项式中产能方程系数A或B为负数,指数式方程中的产能指数n大于1等。为了利用这些异常资料来评价气藏生产能力和流入动态,必须首先判断积液类型,然后对这些异常资料进行校正,从而得到正确的气井产能方程。