永宁油田侏罗系延8差薄油层成因分析与测井识别

为了明确永宁油田侏罗系延8差薄油层成因,论文综合钻井、测井、试油试采、分析化验等资料开展了延8差薄油层成因分析研究。结果表明,永宁油田侏罗系延8差薄油层成因主要是在沉积微相控制基础上,受构造及“储运保”条件等复合因素控制形成的有利储集差薄油层。具体表现为延8差薄油层以河道砂体夹层发育区、构造高部位及上覆地层良好的盖层区域聚集成藏为主。同时针对研究区差薄油层特征,确定了通过测井二次解释进行上下油层复合因素对比识别法,并建立了延8差薄油层识别图版,其识别结果与试油结果符合率在95%以上。

烃相态评价技术在薄差储层中的创新应用

随着资源劣质化程度加剧,储层呈现薄、低渗、低丰度及强非均质性等特点,薄差层油气显示的发现成为随钻解释评价的难点。烃相态评价技术采用红外非散射吸收光谱检测地层中烃类物质组成及含量变化规律来定性定量快速评价储层的流体性质,该技术分析速度快(分析周期≤8 s)、采集参数维数多、分析谱图可视化程度高、效果直观,经实践检验对高钻速下的薄差层油气显示、储层非均质性及油层底部见水的评价效果显著,具有较好的现场推广价值。

E区块薄差层井网调整优化研究

E区块由于水驱阶段开发时间较长且井距较大,井网波及效果差、含水率高,为了进一步挖潜剩余油,需要对井网进行调整。试验区油层整体上发育较差,层间差异大,好层、差层垂向上交互分布,如果同时开采,差层难以得到有效动用,所以确定先开发差层、再开发好层的开发次序。目前,E区块葡Ⅰ3层处于三元复合驱后续水驱阶段,产量低,需上返到萨Ⅱ、萨Ⅲ、葡Ⅰ1-2层组,结合三元上返井网和目前水驱井网共设计4套井网调整方案,对薄差层进行井网调整优化研究。采用数值模拟技术建立地质模型,然后在历史拟合的基础上对剩余油进行分析,目前剩余油主要分布在断层边部及井网控制不住的区域。根据方案效果对比结果,推荐方案4(即利用三元上返井网结合14口水驱井的方案),初期含水率为90.34%,初期产能43.15 t,阶段采出程度为16.77%,最终采收率为53.25%。

薄差储层预测技术在葡南油田的应用

葡南油田葡一组油层属薄差储层,用普通波阻抗反演方法难以解决薄砂体识别精度低的问题。在忠实于原始地震反射的波阻抗反演数据体基础上,针对本区自然电位曲线对砂泥岩识别明显、深侧向电阻率曲线对含油性判别较好的特点,结合构造建模、小层精细划分和对比,利用地质统计和建模技术,采用序贯高斯模拟方法并同位协同波阻抗反演结果进行自然电位和深侧向电阻率体的岩性模拟,建立储层岩性预测模型。模拟结果的地质统计特征与原始数据的统计特征相符,用新完钻的18口井对预测结果进行验证,砂体预测厚度符合率达78％,能够较好地解决油田薄砂体储层横向预测难题。

杏北开发区三次加密调整技术研究

在储层精细地质描述的基础上,采用剩余油综合描述技术,分析了杏北二次加密后低渗透薄差储层剩余油潜力分布状况,通过优化三次加密井网部署、完井方式,充分挖掘薄差储层剩余油潜力,采取的主要做法是在井网部署上加密井与原井网相结合,与注采系统调整相结合,与后期三次采油相结合;在完井方式上,针对不同的潜力分布特点,分别采取多段限流法压裂、薄隔层限流法压裂、大跨距限流法压裂,以及高密度、大孔径、深穿透加复合酸处理等完井工艺。取得了较好的三次加密调整效果,形成了配套的三次加密调整技术。

利用神经网络方法确定薄差层剩余油的分布

根据密闭取芯检查井资料和地质分析方法 ,通过人工神经网络 (ANN)模式预测 ,即利用ANN方法可以确定薄差储层可动剩余油。首先输入形成剩余油的主要参数 ,然后通过网络的不断学习 ,最后输出判别精度较高的含油饱和度、含水率或水淹级别等参数。该方法的技术关键是输入参数类型的确定 ,它涉及剩余油的形成机制和分布规律等问题。在深入探讨高含水油田开发后期剩余油成因类型的同时 ,还在诸多的剩余油影响因素中 ,确定了利用神经网络判别单井、单层剩余油的参数 ,即井点砂体类型、井点所处位置、注水井砂体类型、注水井距和注水时间。将研究方法应用在大庆长垣萨尔图油田北二区东部三次加密试验区 ,预测薄差层的水淹分布状况 ,对解决三次加密调整井区存在的问题很有成效。同时指出了对该识别方法产生影响的因素。

薄差层极限注采井距求解新方法探讨

针对薄差层注采井距不合理与储层动用程度低的问题,根据低渗透油藏五点井网注水开发特点,利用面积波及效率公式计算薄差层二次加密井网2套开发层系面积波及效率;运用多元线性回归,拟合面积波及效率数学模型,计算不同注采压差下极限注采井距;利用有效动用系数计算极限注采井距。对比2种方法计算结果,误差在5%以内,证明利用面积波及效率数学模型对极限注采井距求解的正确性,该结果可用于调整薄差层注采井距,改善薄差层开采效果。

薄差储层有效动用井距和合理井排距比研究——以大庆油区杏六东块为例

随着油气田开发的深入,水驱开发的主要对象已由中高渗透层转变为薄差储层,薄差储层开发井网部署存在注采关系不完善、地层压力水平低、动用程度低等问题。以大庆油区杏六东块为例,通过油藏工程方法计算出不同渗透率条件下的有效动用井距,以流管模型为基础,求解菱形五点法井网不同井排距比的有效动用系数。结果表明,薄差储层的平均渗透率为12×10-3μm2,对应的有效动用井距为180 m,合理井排距比为1.8。数值模拟法验证结果表明,井排距比为1.8时,薄差储层的波及范围最大,见水最早,采出程度最高,与理论计算结果相符。

薄差水淹储层自然电位测井曲线的校正方法

层厚薄、泥质体积分数大、水淹后存在残余烃类、过滤电位异常是影响薄差水淹储层自然电位幅值高低的主要因素.为提高水淹地层混合地层水电阻率计算精度,从自然电位产生机理角度出发,提出了薄层、高含泥、水淹储层的静自然电位的求取方法.实际资料处理表明,利用校正后的静自然电位计算的地层水电阻率与水分析资料计算的地层水电阻率相比,其平均相对误差小于10%,取得很好的效果,特别是在1m以下的薄层校正方法具有创新性.

薄差水淹层Fisher判别分析方法

油田进入高含水开发阶段,油层的物理性质发生了很大变化,其中薄差水淹层测井响应特征与中、高孔渗透率储层或厚油层存在明显差异,水淹层解释精度一直不能满足油田开发需要。从薄差层测井响应特征及其形成机制入手,分析其主要影响因素,提取有效特征参数。通过地层压力参数分析,明确了薄差层常出现地层压力异常增大现象及对水淹状态的平面区域控制作用,以压力特征参数对储层进行分类处理,从而提高了解释符合率。选择较为适当的Fisher判别方法建立水淹层判别模型,使薄差层测井解释符合率达到80%,较现用方法提高了10%。研究成果对老油田开发及解释技术研究都具有重要意义。

薄差层水淹级别划分方法

大庆油田由于其特殊的地质因素影响,进入高含水期以后,储层平面、层间、层内非均质性严重,剩余油在空间上分布状况较为复杂,薄差储层发育。在调整开发阶段,开采对象从主力厚油层转向薄差层。常规测井解释薄差层水淹级别误差较大。因此,建立一种针对大庆油田薄差层水淹级别识别技术:首先,计算测井曲线的分形维数,然后通过研究区内关键井研究,选取对薄差层水淹特征敏感的测井曲线及其分形维数作为判别分量,建立标准样本集,最后利用Fisher判别方法实现薄差层水淹级别的自动划分。将该方法应用于大庆油田两口井实际资料处理,并将处理结果与岩心分析结果对比,其符合率达到73.5%。该方法对油田开发中后期薄差层水淹解释是有效的,其精度达到油田现场要求,有助于对薄差层井下状况准确勘测和研究,提高薄差层产量。

大庆油田中区西部三次加密井注聚试验效果评价

随着大庆油田主力油层注聚面积的扩大,适合聚合物驱的一、二类油层剩余储量逐年减少,而多数地区已均匀部署三次加密井,单靠水驱增加储量较少。提出采用三次加密井水驱后补开一、二类油层以外的所有油层(主要是薄差层)注聚增加可采储量的方法,在中区西部密井网试验区内的一个“9注16采”井区开展注聚试验,通过对试验区聚驱效果的分析,3类油层(①封堵厚油层后的原密井网调整对象,②原井网未射孔的薄差油层,③200m左右井距控制不住的窄小河道砂体)注聚后均得到不同程度动用,总的吸水比例达57％,在100m井距条件下注低分子量聚合物,注聚后有效厚度大于0.5m的油层得到了有效控制,是聚合物驱的主要潜力层。中心井聚驱最低点含水86.78％,中心井含水最低点时日产油58t,与见效前相比目增油35t,综合含水下降9.4个百分点。用动态法、静态法、数模法综合评价中心井增加可采储量的结果表明,采用三次加密井注聚的方法预计可使最终呆收率提高约4％。

录井资料在杏树岗油田薄差层及表外储集层开发中的应用

大庆杏树岗油田储集层岩性、物性变化范围较大,非均质性较严重,表内薄差油层和表外储集层评价较为困难,测井资料对表外储集层的水淹状况并未进行解释评价。针对此情况,分析了录井资料评价薄差层及表外储集层水洗状况机理,在应用井壁取心分析资料评价表内中厚油层水洗程度的基础上,探讨了表内薄差层及表外储集层的水淹程度评价方法,建立了岩石热解、饱和烃气相色谱及荧光显微图像评价方法。通过实例说明,该方法应用效果较好,实现了对表外储集层水淹状况的评价,指导了射孔方案的编制工作。

海外河油田高含水期油水层和薄差油层挖潜方法

海外河油田是一个已经进入高采出程度、高含水阶段常规注水开发的普通绸油油田,在主力油层动用程度高,水淹严重,挖潜难度较大情况下,通过开展精细地层对比工作,采用微构造法、沉积微相法、电性图版法,来深化油水层和薄差油层剩余油分布规律认识,采取调层、堵水等措施手段,取得了较好措施增油效果。

喇萨杏油田薄差油层及表外储层调整方式

喇萨杏油田已进入特高含水期及高采出程度开发阶段，多油层、非均质严重，薄差油层及表外储层储量占30％以上，这类油层不仅具有低渗透油层的特点，而且与中高渗透油层交互分布，开采及调整难度大。通过对喇萨杏油田薄差油层及表外储层分布特点、开发现状及剩余油分布的分析，提出了与油层性质相结合、与剩余油分布相结合、与原井网布井方式相结合、与长远调整方式相结合的原则。结合二类油层上返时机及多套层系开发的特点，充分利用三次加密、三次采油相结合调整方式，三次加密井水驱调整与现井网注采系统调整方式，发展和完善现有开发技术，选择合适的油层组合方式、井网井距及驱替方式，提高薄差油层及表外储层的动用程度。

萨南油水过渡带微生物解堵现场试验

介绍了萨南油水过渡带应用微生物解堵的现场试验情况。通过10口低产低效且高含水(含水60%~95%)试验井的现场应用,已累计增油1445 t,平均单井增液在50%以上,个别井高达到几倍,有效期大于6个月,最长13个月,平均单井增油145 t,有效率在70%。试验井微生物解堵后功图泵效提高10%~30%,节省了洗井作业费用,投入产出比大于1∶5。

薄差储层注采井组对应压裂裂缝参数优化

为了探索薄差储层储量有效动用的技术途径,解决油田开发过程中的实际问题,明确注采井组对应压裂的增产效果及最优裂缝参数,采用以电模拟实验为主、数值模拟为辅的方法,对注采井组对应压裂的增产效果进行评价,并得出了在"四注一采"井组中注采井组对应压裂的最优裂缝参数。结果表明,对于同等的压裂规模,注采井组对应压裂的增产效果优于单独压裂油井,单独压裂油井的增产效果优于单独压裂水井;"四注一采"井组的注采井组对应压裂的最佳压裂规模组合为:油井裂缝穿透比42%、水井裂缝穿透比13%;注采井组对应压裂的最优裂缝导流能力为40μm^2·cm。故对于薄差储层,采用注采井组对应压裂技术进行改造,具有良好的效果,并在注采井组对应压裂时,应以油井压裂为主。实验研究结果为薄差储层注采井组对应压裂的裂缝参数设计提供了有效的参考,对于提高老油田表外储层的开发效果具有重要的现实意义。

杏北开发区薄差储层相渗特征研究

针对薄差储层注水开发认识不足的问题,通过收集相关现场相渗以及储层物性数据,筛选出具有薄差储层特征的相渗曲线40条,并利用统计学原理方法,对这些相渗数据进行处理及分析。结果表明,薄差储层相渗曲线的形态主要为水相凸型、水相凹型、水相直线型3种类型,根据薄差储层的渗透率分布范围,将其相渗曲线分成了10mD以下、10~100mD、100~200mD和200mD以上4个渗透率级别的相渗曲线,对其不同渗透率级别的典型相渗曲线进行分析,得出了薄差储层相渗特征总体呈现“双高双低”。通过分析不同开发阶段不同渗透率级别的薄差储层相渗曲线及其各特征参数,得出在长期注水条件下,不同渗透率级别的相渗曲线会产生不同的变化和影响,一边为相渗扩大型及有利影响,另一边为相渗缩小型及不利影响。

特高含水期三类油层剩余油分布与挖潜

针对XB油田油层平面上水淹面积大、纵向上层间水淹不均匀的状况,基于油层非均质性和井网特点,结合检查井资料,研究分析了剩余油在平面和纵向上的分布特点.同时指出剩余油分布主要是受储层非均质性和井网不完善影响,其中物性差型剩余油占整个剩余储量的1/3以上,并依据不同剩余油分布类型,确定了XB油田薄差油层压裂、酸化、层内细分注水、完善注采关系等精细挖潜对策.实践表明,通过分析流体渗流规律,结合剩余油分布情况及目前采油技术工艺水平,强化注采系统和注采结构调整,油田薄差储层动用状况显著改善,取得了较好挖潜效果.

敖南油田薄差储层描述与水平井开发的可行性及优化

通过精细构造解释、多井约束储层反演、三维精细地质建模等技术手段,分析敖南油田具有砂层多、厚度薄、隔层厚度大、地层倾角大且横向连续性差的特点.通过技术经济对比,确定采用水平井开发是可行的,继而给出该油田薄差储层水平井优化设计方案,即采用单层水平井,水平井段沿东西向布置,构造上从高部位向低部位钻进,设计水平段长度为500～600m,确定水平井加后期直井加密为最优方案.