志丹油田延长组长4+5、长6储层均质性特征研究

应用钻井取芯资料、测井资料和注水开发资料,通过渗透率、压汞、剩余油等试验和统计分析储层韵律性变化、微裂缝发育特征、生产动态特征,开展志丹油田延长组长4+5、长6储层静态和动态非均质性特征研究。研究表明,志丹油田长4+5、长6特低渗超低渗储层静态评价为中等非均质,且纵向上长61至长4+51和长61至长64储层非均质性增强,平面上水下分流河道向河道侧翼、分流间湾非均质性逐渐增强;长4+5、长6特低渗超低渗储层不同微相区注水压力、水线推进速度、采液强度呈现中等非均质性,与静态评价结果一致;剩余油分布受储层静态非均质性和油藏开发动态非均质性的共同影响,以10种形式存在;储层渗透率低于0.3×10-3μm2时无法形成有效的注水驱动系统;注采比1.0时油藏地层能量和液量持续下降。静态和动态结合评价储层非均质性,更能揭示储层的本质特征,对于志丹油田开发及剩余油深度挖潜和稳产具有重要意义。

胜坨油田特高含水后期矢量开发调整模式及应用

胜坨油田已整体进入特高含水后期,动态非均质性对开发的影响日趋严重,剩余油分布特征复杂多样,传统的层系井网调整已很难取得好的效果。以剩余油研究为基础,提出侧缘微相富集型、砂体边缘富集型、非主流线富集型、非主力层富集型、厚层顶部富集型和夹层控制富集型6种剩余油分布模式,平面上以侧缘微相富集型为主,纵向上多层油藏以非主力层富集型为主、厚层油藏以厚层顶部富集型为主。在矢量开发理念的基础上,结合胜坨油田开发实践,针对侧缘微相富集型分布模式的剩余油,建立了平面相控矢量开发调整模式;针对多层油藏非主力层富集型分布模式的剩余油,建立了层系重组矢量开发调整模式;针对厚层顶部富集型分布模式的剩余油,建立了厚层协同矢量开发调整模式。矿场应用效果证实,在胜坨油田特高含水后期利用矢量开发调整模式进行开发,能够提高采收率4%以上。

注水开发过程中原油组成的动态变化特征

为了揭示原油组成在注水开发过程中的变化规律，以临南油田为例，对注水开发过程中原油组成进行连续多年的动态监测．结果表明，随着开发过程中夏52块含水率由68％升高到92．4％，原油饱和烃中nC11～nG24组分浓度由0．00493％～0．0149％升高到0．00793％～0．0247％，饱和烃轻／重比∑C14^-／∑（C15～C24），∑（C9～C11）／∑（C17～C19），∑（C7-C10）／∑（C11～C22），∑（C8～C12）／∑（C15～C19）分别由0．98，0．88，0．267，0．84减小到0．19，0．09，0．001，0．14，（B1＋B2＋B3）／∑（nC17～nC19）由0．193降低至0．005，Pr／nC17与Ph／nC18分别由0．25，0．18增加到0．37，0．23，反映异构烷烃和环烷烃的色谱指纹化合物的浓度相对升高，而色谱指纹参数表现出升高、降低或稳定不变等规律性变化．在同一层内相对稳定、但在不同层间存在差异的参数可用于评价油层连通性、计算合采井单层产能贡献和混合油单层充注比率；具有区域稳定性的参数可用于油源对比研究．