致密油储层甜点分类评价与开发方式研究

“甜点区/段”的评价和预测是致密油勘探开发的重点和难点。致密储层甜点分类评价和开发方式的优选至关重要。为探索致密油藏有效开发方式,以南堡凹陷典型致密油富集区G断块Es 33Ⅴ油组油藏为研究对象,以砂体结构和经济评价为约束,建立储层甜点分类评价标准,将储层纵向上划分为5套甜点段,平面上划分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类甜点区,其中Ⅰ、Ⅱ类为重点甜点区。通过理论研究、室内实验和矿场试验,采用长水平井大规模体积压裂衰竭开发,适时转为二氧化碳吞吐提高储量动用程度,后期通过二氧化碳重力驱提高采收率,兼顾碳驱油碳埋存“双碳”目标。力争实现南堡凹陷致密油藏的规模有效动用,同时也为致密油藏甜点分类评价和高效开发提供技术借鉴。

高含水油藏全生命周期剩余油挖潜三参数研究

针对高含水油藏剩余油主要分布在油层顶部及井间的特点,冀东油田积极探索前期水平井+CO2吞吐、后期转水平井气顶重力驱的全生命周期剩余油挖潜新模式,扩大波及体积与提高驱油效率并重,实现剩余油的高效挖潜。在全生命周期剩余油高效挖潜的过程中,水平井布井参数、完井参数、生产参数的研究最为关键,因此,文中从矿场统计及数值模拟2个方面,重点阐述了如何构建各个开发阶段三参数技术体系,进而满足全生命周期开发的需要。

边水油藏气体辅助重力驱适应区块筛选方法及应用

冀东油田边水油藏历经多年天然水驱开发后,目前处于高含水阶段,亟需改变开发方式,而气体辅助重力驱能够利用重力形成次生气顶,自上而下驱替原油,从而实现控水增油稳产。应用数值模拟方法,建立“一注三采”的边水油藏数值模拟模型,分析了水平渗透率、地层倾角、水体倍数和原油黏度对气体辅助重力驱开发效果的影响规律,结合重力准数量化分析了各影响参数与气驱采收率的关系,建立了边水油藏高含水后期气体辅助重力驱适应区块筛选标准及参数界限,并应用于冀东油田12个开发单元。结果表明:储层渗透率高、地层倾角大、原油黏度小的储层更适合天然水驱后气体辅助重力驱;建立水驱后气体辅助重力驱筛选标准为油藏渗透率大于700 mD、原油黏度小于3 mPa·s、倾角大于10°、水体倍数大于400倍;水驱后气驱可提高采收率约15%;筛选结果为冀东油田C区块最适合水驱后气体辅助重力驱开发,其次为H区块和K区块。该方法对于油藏天然水驱后气体辅助重力驱适应区块筛选具有指导意义。

强边底水油藏特高含水期CO_(2)吞吐差异挖潜技术研究

冀东油田浅层强边底水油藏已整体进入特高含水开发阶段,剩余油高度分散、含油饱和度不均,不同油井CO_(2)吞吐效果差异大,难以实现油藏整体高效开发。考虑到油藏含油饱和度不同,差异设计CO_(2)吞吐段塞组合及开发政策,改善CO_(2)吞吐开发效果是十分必要的。利用二维物理模拟及油藏数值模拟,研究不同CO_(2)吞吐方式控水增油机理,定量评价不同CO_(2)吞吐方式适应含油饱和度界限,建立不同含油饱和度下吞吐注采参数差异化设计图版。研究结果表明:剩余油饱和度介于0.47~0.50之间时,CO_(2)吞吐技术经济综合效果最优;剩余油饱和度介于0.43~0.47之间时,CO_(2)+堵剂吞吐方式最优;剩余油饱和度介于0.375~0.430之间时,CO_(2)+表活剂+堵剂吞吐方式最佳。上述研究成果对特高含水油藏CO_(2)吞吐差异设计精准挖潜剩余油,实现油藏整体高效开发具有重要意义。

天然气重力驱关键技术政策——以南堡凹陷柳赞北区为例

南堡凹陷柳赞北区古近系沙三;亚段(Es;)油藏构造完整,上覆稳定区域盖层,圈闭密封性好;地层倾角大,储层连通性好,有利于形成重力驱。气驱实验表明,天然气具有增溶膨胀能力、有效降低原油黏度、增大原油流动性特点,可大幅提高采收率。基于柳北油藏地质条件,开展天然气重力驱提高采收率关键技术政策研究。结果表明:高注低采交错注采井网,水平井与定向井结合,注采高差100~120m,注采井距100~150m,可有效动用油层顶部、构造高部位剩余油。围绕提高波及体积及驱油效率,将开发划分为温和注气采油、强化注气采油、注水采气增效3个阶段,分别优化开发方式、注采方式、注气速度、采液速度、压力保持水平、转阶段时机等关键参数。通过构建天然气重力驱提高采收率新模式,探索水驱开发油藏高含水开发后期可持续发展技术路径,对渤海湾地区同类型油藏开发具有借鉴意义。

多级压裂水平井试井解释软件的研制及应用

为适应我国低渗透油气藏水平井压裂的发展,结合低渗透油气藏地层特征,在现代不稳定试井理论的基础上,综合应用拉氏变换、镜象反映、叠加原理、Green函数、Newman乘积等技术,推导出复杂边界条件下考虑井储和表皮的多级压裂水平井试井解释模型拉氏空间解析解。在这一理论基础上,利用Visual Basic 6.0语言编写了多级压裂水平油气井试井解释软件(考虑压裂裂缝条数在15条以内)。利用自编软件,解释了一口压裂水平气井的压力恢复资料,解释结果与Saphir 4.10软件基本一致,验证了该软件的准确可靠性。该解释软件已在现场成功应用,为低渗透油气藏不同边界多级压裂水平井的试井解释奠定了基础。

基于模糊综合评判的宋芳屯油田南部水驱开发效果综合评价

以宋芳屯油田南部区块为例,采用层次分析和模糊综合评判相结合的方法,对该油藏的水驱储量控制程度、水驱储量动用程度、可采储量、能量保持水平、能量利用程度、即时含水采出比、累积注水量、剩余可采储量采油速度、井网密度和注采井数比10项指标进行了评价,形成了一套水驱开发效果综合评价体系.评价结果认为该区目前水驱开发效果差,有必要进行井网加密及挖潜措施调整.

利用范函数法确定水驱合理注水量

注水开发是目前油气田开发中保持地层压力,提高油气田产量的主要方法.注入到地层中的合理水量直接影响着油田开发效果.为确定合理注水量,本文根据Φ函数理论建立了一套用于合理注水量确定的计算方法.Φ函数又称范函数(即水相分流量关于的导数)是累积注入孔隙体积倍数的倒数.累积注入孔隙体积倍数主要受到孔隙度,含油面积,有效厚度、含水率、含水上升,累注水等因素的影响,在考虑这些因素的影响之后所建立的方法能够保证所确定的注水量为合理注水量.