新立油田低渗透油藏超前注水技术实践与应用

针对新119区块低渗透、低丰度油藏递减快、稳产难、采收率低的特点,采用了超前注水技术开发。在油藏研究基础上进行井网优化设计,应用储层整体改造技术保证油井产能发挥,及时进行油藏监测、动态跟踪评价及注水方案调整保证注采关系协调。经新立油田试验区块18个月的生产实践,与相邻的储层性质相同的区块对比,开发同期超前注水区块平均单井产能是滞后注水区块的2·3倍。超前注水开发试验的成功,对同类油田或区块的开发具有借鉴作用。

新立油田低渗透油层裂缝测井识别方法

裂缝的测井识别技术一直是油藏工作者研究的重点,目前应用一些新技术可以有效地识别解决,但是受资料数量限制,无法规模应用。在对大量现场测井、录井、生产动态资料、油藏监测资料分析研究基础上,重点对裂缝在电阻率测井、声波测井、地层倾角测井等的测井响应特征,进行了系统分析研究,通过选择反映裂缝特征敏感性的测井参数,应用图版法、判别分析法、神经网络法对裂缝进行定量识别研究,并以图版法为例进行说明。根据测井响应特征研究和图版交会法所确定的标准,对现场实际数据进行判别分析,确定了适合的测井识别方法。裂缝测井识别方法的研究,对今后储层改造方案和注水开发方案的制定具有重要指导意义。

吉林新立油田下白垩统泉头组成岩储集相及储集空间演化

吉林新立油田位于吉林省松原市郭县以北新庙乡境内。综合应用25口取心井薄片、镜质体反射率、铸体、电镜、X衍射等岩心分析资料,研究了泉头组的成岩作用、成岩演化序列、成岩阶段划分及储集空间类型。根据成岩作用及特有的储集空间组合,划分了4种成岩储集相类型,即A相(不稳定组分强溶解次生孔隙成岩储集相)、B相(中等压实弱—中胶结混合孔隙成岩储集相)、C相(强压实中等胶结残余粒间孔成岩储集相)、D相(碳酸盐强胶结微孔隙成岩储集相);并阐述了各类成岩储集相的特征,其中A相储集物性最好,B相次之,C相较差,D相最差。最后探讨了泉头组储集空间演化,在中成岩阶段A期形成了大量次生溶蚀孔隙,为首次在该区泉头组特低渗储层中预测相对有利的成岩储集相带提供了研究思路和科学依据,也为改善特低渗油田的开发效果奠定了坚实的地质基础。

新立油田高含水期完善微观注采井网实践与认识

新立油田扶杨油层为典型的曲流河三角洲相沉积,单砂体面积小、连续性差。就高含水开发期完善以单砂体为单元的微观注采井网作用进行阐述,提出适合高含水开发期评价井网完善程度的方法。结合新立油田不同沉积条件下单砂体井网不完善类型的分析,阐述采取井网综合利用等技术手段和对策。实践证明,该做法取得了良好的效果,对指导同类油田高含水开发期提高水驱控制程度、改善开发效果,挖掘剩余油潜力具有重要的参考价值。

新立低渗透油田水淹层特征及识别方法研究

重点讨论了新立油田扶杨油层水淹层在测井曲线上的变化特征,从物理机理上对其特征进行了分析。根据油田试油资料和产水率参数确定了油层的水淹级别,由实际的井资料建立了油田水淹层测井响应参数数据库,在此基础上,利用最大模糊隶属度判别法对一些井进行了水淹层的识别,划分水淹级别。通过实际应用表明,最大模糊隶属度法在新立油田水淹层评价中符合率,取得了较好的效果。

储层构造裂缝数值模拟技术的应用实例

数值模拟技术是对储层构造裂缝进行定量预测及确定构造缝缝空间分布的一种有效方法。该项技术是根据构造变形反演研究区域的边界条件及根据地质模型用有限元方法进行正演计算，确定出研究区的应力场，再结合岩石破裂准则确定裂缝的空间分布。储层构造裂缝数值模拟技术中有若干项关键技术，包括模型的建立、断层的处理、反演标准的确定和裂缝密度的计算等。文中针对不同油田的实际情况，对各个技术关键制订出了合理的解决方案。该项技术通过在若干油田的应用研究，形成了一整套定量预测储层构造裂缝的技术方法。经实践证明，该项技术对裂缝性油气藏的勘探、开发是一种可行而实用的方法。

低—特低渗透油藏注水井吸水能力变化规律研究

结合新立油田注水开发矿场实际,通过对影响低-特低渗透油藏注水井吸水状况因素的研究与分析,系统阐述注水井吸水能力与储层渗透率、地层压力、注水压力及含水等指标之间的关系,研究了注水井吸水厚度与注水压力的关系,总结出不同类型注水井吸水指数变化规律和产生原因,并对裂缝性低-特低渗透油田注水开发中合理的注水调控政策提出了建议。

新立油田泉三、四段储层成岩储集相研究

以沉积相研究为基础,利用岩心系统观察及各类薄片鉴定、X-衍射、阴极发光、扫描电镜及电子探针能谱、图像分析等资料,对新立油田泉三、四段储层成岩作用类型进行研究和定量评价,最终将研究区划分为4类成岩储集相,其中不稳定组分溶蚀次生孔隙成岩储集相为最有利于油气储集的成岩储集相类型。

新立油田注采比变化规律研究

结合水驱砂岩油藏注采关系和水驱油规律曲线,推导出4种预测注采比变化规律的数学模型。研究表明,注采比变化过程是水油比(含水率)的单值函数。依据矿场实际和理论分析,总结注采比曲线的5种基本类型,系统分析了储层渗流特征、导压系数、地层压力等因素对注采曲线形态的影响。应用该套方法可以有效预测注采比或含水率的变化,指导低渗透油藏开发动态分析和注水开发方案的制订,具有很好的实用价值。

新立油田泉三、四段储层成岩作用及储集空间演化

利用铸体薄片、阴极发光、扫描电镜、黏土矿物X衍射分析、有机质成熟度分析等多种分析测试方法,研究了新立低渗透油田泉三、四段储层岩石学特征、储集特征、储集空间类型、喉道类型,分析了该区泉三、四段的成岩作用及其对储集物性的影响,以此为基础探讨了成岩序列和成岩阶段的划分,进而研究了目的层段储集空间的演化.最后从成岩作用角度分析了本区低渗透储层的成因:埋藏成岩过程中各种自生矿物的充填和胶结作用,堵塞了孔喉,因而使本区储层的渗透率降低,加之强烈的压实作用,最终形成了本区低渗透储层.

新立油田119区块反九点井网超前注水研究

基于低渗透油田存在启动压力梯度、油水井间难以建立起有效的压力驱动压差,提出采用超前注水的开发模式。通过对新立油田119区块的数值模拟,得出了该区块超前注水时机为5个月,压力保持水平为137%,并分析了超前注水压力分布特征和增产机理。该研究成果可以更好地指导新119区块的有效开发,也为其他低渗透油田开展超前注水技术提供技术依据。

新立油田低渗透储层微观孔隙结构特征及分类评价

以新立油田扶杨油层为例,开展了低渗透储层微观孔隙结构特征的研究。在取心井铸体薄片、扫描电镜和压汞测试等分析化验的基础上,通过分析储层的孔隙类型和孔隙结构,将储层微观孔隙结构分为4类,阐述了各类微观孔隙结构的特征。沉积作用和成岩作用的双重影响使得扶杨油层的储层孔隙结构异常复杂,粒间溶孔、粒内溶孔、铸模孔和晶间晶内微孔等次生孔隙构成了该区的主要储集空间。孔隙喉道组合类型以小孔细喉型组合为主,中孔中喉型和中孔小喉型组合次之,少部分为微孔微细喉组合。选用孔隙度、渗透率、排驱压力、最大孔喉半径、平均孔喉半径和分选系数等参数,采用聚类分析和判别分析的方法,通过建立判别函数,对新立油田扶杨油层进行了微观孔隙结构识别,并勾绘出主力小层的综合评价图,进一步分析表明,Ⅰ类和Ⅱ类储层为研究区的优质储层,是今后低渗透扶杨油层勘探开发的主要目标。

大井丛集约化效益建产开发方案优化与技术应用

随着近年来低油价及资源劣质化的双重压力不断加剧,面对难采储量油气资源,传统的开发技术、模式已经无法实现效益动用。吉林油田针对新区低品质资源难以效益动用的问题,采取非常规开发理念及技术,在新立地区Ⅲ区块为代表的常规低渗透油藏实践大井丛集约化效益建产现场先导试验,并从常规的油藏研究为主导、工程技术为支撑方式转变为以储层改造为主线的油藏、钻采、地面一体化联合研究和交互式方案优化模式,并建立了综合方案设计、资源组织、项目实施、设备研发等全过程的油气开发研究方法、工作程序和管理方式,实现了该区块提产量、提效益、降投资、降成本目标,并由此建立了低渗透油气资源效益动用新理念及新模式,对类似油田储量动用及开发具有重要借鉴意义。

新立油田扶杨油层成岩储集相研究

以沉积相研究为基础,利用岩心系统观察及各类薄片鉴定、x-衍射、阴极发光、扫描电镜及电子探针能谱、图像分析、压汞曲线等实验分析测试资料,对新立油田扶杨油层成岩作用类型进行研究,并实现了定量评价;综合研究确定研究区主要发育4类成岩储集相类型,即:不稳定组分溶蚀次生孔隙成岩储集相、中等压实弱—中胶结混合孔隙成岩储集相、强压实中等胶结残余粒间孔成岩储集相、碳酸盐强胶成岩储集相,其中不稳定组分溶蚀次生孔隙成岩储集相为最有利于油气储集的成岩储集相类型。

新立油田高含水开发期应用侧钻井挖潜试验研究

对新立油田扶杨油层高含水期剩余油分布规律和特点进行研究,将剩余油分为注采不完善型、储层型、构造型3大类12种形式。结合新立油田套管变形井的井况特点,确定了以开窗侧钻为主的工艺技术,应用于3种剩余油类型,部署了挖掘构造型剩余油、储层型剩余油和换井底恢复储量型的侧钻井,共试验了6口井,平均日产液为9.2 t/d,日产油为4.5 t/d,日产油是老井产量的3.5倍,取得了较好的效果,为挖潜套变井剩余油潜力提供了广阔空间。

应用模糊识别方法综合识别油水层

本文应用模糊识别的基本原理，建立了测井资料的１３个指标归属油层和水层的隶属函数，并对新立油田原解释为油水同层的无动用价值的６８个层进行重新解释，从中找出了２８个新油层。对其中的５个油层进行压裂生产试验，取得了较好的增产效果。

新立油田压裂增产量预测模型的建立及应用

针对新立油田压裂选井中增产量估算存在较大误差这一问题,运用了灰色关联分析方法,从大量指标中优选出与增产量关联度较高的指标进行逐步回归,进而建立更可靠的压裂增产量预测模型。将模型应用于新立油田AA2区块12口井,结果表明,模型预测增产量与实际相符较好,相对误差为9.28%。研究成果可为压裂选井提供可靠的理论依据。

松辽盆地新立油田泉三段沉积相研究

系统研究了松辽盆地新立油田泉三段沉积特征、沉积微相及沉积演化。松辽盆地南部泉三段沉积时期,盆地基底缓慢沉降,地形平缓,湿润与干旱气候交替出现背景下形成曲流河沉积。识别出了边滩、废弃河道、河漫滩、天然堤、决口扇、泛滥平原等6种微相。绘制了沉积相平面展布图,为油田进一步勘探开发奠定地质基础。

松辽盆地南部扶余油层砂岩成岩作用研究——以扶余油田和新立油田为例

对松辽盆地南部扶余油田和新立油田扶余油层砂岩岩石学特征和各成岩作用类型进行了细致分析,研究表明,扶余油田和新立油田的扶余油层主要类型分别为长石砂岩和长石岩屑砂岩,并经历了中等压实作用、自生石英胶结作用、自生粘土矿物胶结作用、碳酸盐胶结作用、交代和溶解作用等,达到晚成岩阶段A2亚期。该油层砂岩中碳酸盐胶结物主要为成岩早期的产物,当碳酸盐胶结物含量大于8%时,直接影响岩石的机械压实作用和油层的孔隙度。扶余油田扶余油层砂岩中长石含量相比新立油田高,可能导致该地区扶余油层砂岩的交代和溶解作用相对发育,从而抑制其内石英颗粒的次生加大,并形成高含量的自生高岭石,及因长石溶解所至的两个自生高岭石峰值特征等。

新立油田断层附近高效调整井部署方式研究

针对吉林新立油田断层发育的特点,以断层对油气分布的控制机理研究为基础,建立了断层对油气富集的控制模式;综合应用多学科技术手段,研究了断层影响下的剩余油分布规律;结合断层附近现有井网类型和剩余油状况,优化确定了合理的高效调整井布井方式。根据研究成果指导实际布井76口,平均单井日产液为11.8 t/d,日产油为6.5 t/d,其日产油是老井产量的5.4倍,取得了较好的效果,为高含水期挖掘剩余油潜力探索出一条新的技术思路。