基于沉积特征和冲刷程度的注采优化研究

为了提升BS窄条带稠油油藏注水开发效果,针对高含水阶段局部注水突进严重、不同区域注采优化措施增油效果差异变大的问题,从研究砂体沉积微相入手,系统分析了分流河道与河坝复合砂体沉积韵律及展布特征;根据动静态参数及测试资料,建立了表征砂体水洗差异的储量冲刷程度与表征储层物性变化特征的渗透率时变系数的关系图版,提高了判定任意时刻储层任意位置渗透率动态变化的准确性。研究表明,随着注入水持续冲刷,分流河道中部储层渗透率增大,河道边部储层渗透率减小;河坝复合砂体主干河道渗透率有一定增大,但增幅较小;河坝复合砂体主体部位渗透率有一定减小,坝缘渗透率有明显降低。提出了“两变化、三加强、两控制”的控水增油调整措施策略。现场实施注采优化措施84井次,累增油19.6×10^(4)m^(3),油田含水率下降0.9%,取得了较好的控水增油效果。研究结果可为类似窄条带稠油油藏高含水期提升开发效果提供参考。

河道砂体内部夹层特征研究

在精细地质研究基础上,采用单砂层沉积韵律相似性为对比依据,沿河道砂体延伸方向建立对比剖面,对河道砂体内部夹层的分布特征进行了研究。进一步认清河道砂体的沉积面貌,搞清河道砂体内部基本框架,同时结合各种动态监测资料分析河道砂体内部夹层对油水运动的影响。

樊家川油田河流相储层砂体非均质模型及剩余油分布

河道砂体内部沉积结构韵律性变化和夹层的发育导致垂向上储层形成严重的非均质性,从而控制了注入水垂向上的波及体积和剩余油的分布。根据多口取心井及检查井资料,建立了各类河道砂体非均质模型,并采用检查井水洗剖面详细描述和数值模拟方法,研究了砂层内不同夹层分布及其韵律性变化所产生的非均质模型中剩余油分布规律,为该油田高含水开发后期进行井网综合调整及其剩余油挖潜提供基础。

不同沉积韵律控制的厚层砂体水淹级别精细划分

提出沉积韵律控制下的厚层砂体水淹级别精细划分方法.该方法以稳定泥岩隔层为划分标志,将测井曲线划分为与沉积韵律一一对应的解释单元.根据深(浅)电阻率曲线与密度测井曲线,以厚层砂体电阻率曲线的平均斜率及密度曲线的相对重心为判别参数,利用计算机自动判别每一个解释单元中所包含的原始沉积韵律类型.以每单一韵律中部为对比标准层,将韵律其他部位小层的电性、物性、时频特征参数与之比较,结合小层与标准层相对位置关系,自动判定各小层水淹级别.11口密闭取心井处理结果表明:该方法可以有效给出不同韵律内部各小层的水淹级别,与岩心分析结果相比,总符合率达到78%以上.

疏松砂岩油藏大孔道形成机理与预测

疏松砂岩油藏开发过程中,易形成大孔道,导致注水无效循环,降低注水开发效果。进行大孔道形成机理与预测的研究,有助于指导疏松砂岩油藏大孔道治理,改善开发效果。结合室内实验结果和矿场生产资料,分析了大孔道形成的地质条件、流体条件和开发因素。采用数值模拟方法,研究了地层韵律性、层间渗透率差异倍数、油水密度差、油水粘度比、采液速度等对大孔道形成的影响。经对比分析,建立了综合系数与油藏形成大孔道之间的变化关系,指出可采用综合系数来预测大孔道的形成,并给出了正韵律、反韵律油藏大孔道形成时该值的界限。以孤东油田七区西Ng63+4油藏为例,利用综合系数判断了大孔道的形成,结果与多种测试分析资料吻合程度较高。

大庆油田北一二排西部分流河道砂体层内聚驱吸水剖面变化特征

根据精细地质研究成果和生产测井资料,分析不同沉积韵律油层注聚后吸水剖面变化特征.结果表明:注聚后河道砂层内注入剖面得到有效调整,厚油层顶部动用程度明显改善;各种韵律油层注聚过程中均不同程度出现剖面向底部转移阶段,底部油层吸水比例仍然较高;3种韵律油层剖面变化特征有一定差异,反韵律和复合韵律油层有利于提高注聚效果;厚油层层内调整效果与油层物性、渗透率级差、含水饱和度等地质因素有一定关系,如果油层顶部砂泥岩互层较发育,则剖面调整时间较晚,效果较差;渗透率级差或突进系数较大,剖面方向性明显,存在突进现象;油层底部强水洗段含水饱和度高,聚驱调整作用小.

多物源薄砂体研究方法与效果

多物源薄砂体研究主要依据地层沉积韵律旋回反映在组合测井曲线上的特征，划分沉积类型确定砂体空间展布，多物源优砂体交汇配置关系和剖面上的叠置层序。应用于井楼油田ＩＶ＾３Ｔ油层研究，砂层对比确认为３个物源方向的砂体，在平面上相互交汇，剖面上依次叠置。

鄂尔多斯盆地芦子沟地区长6油层非均质性研究

鄂尔多斯盆地芦子沟地区长6油层属特低孔、超低渗油藏,单井产能较低。宏观上,该区储层在层内、层间、平面上均质性相对较强;微观上,溶蚀孔分布不均匀,喉道分选性差,非均质性严重。沉积环境和沉积微相决定了砂体的韵律性、砂体横向的稳定程度及隔夹层的发育频率与厚度。席状砂体均质性最强,河口砂坝和水下分流河道次之。差异性的溶蚀作用是造成微观非均质的主要因素。