超深巨厚油藏顶部注烃气提高采收率调控机制

以超深巨厚D油藏顶部注烃气开发为背景,针对注入气气源不稳定、甲烷物质的量分数增加的现场情况,开展细管实验和长岩心驱替实验,研究多种烃气/地层油混相能力、驱替特征及产出流体组分变化规律。根据5种不同组成注入气/地层油的混相能力实验,得到最小混相压力与注入气中甲烷物质的量分数的对数计算关系式。通过长岩心驱替实验中产出端多次取样,分析不同驱替阶段的产出流体组分变化规律。结果表明D油藏目前注入气与地层油的最低混相压力为38.9 MPa,在目前地层压力42 MPa下可以实现混相驱,且最终驱油效率达81.35%;注入烃气中甲烷物质的量分数小于92.38%时能确保D油藏实现烃气混相驱;注入气突破后产出流体中轻质组分物质的量分数增加,重质组分物质的量分数降低。

厚油藏CO2驱气体超覆现象分析

针对厚油藏CO2驱过程中气体发生超覆会造成垂向波及效率低的问题,为研究CO2的超覆运移距离,自主研制高温高压超覆模型,采用分层采集流体的方式,改变岩心长度(分别为60,50,40 cm)开展气驱实验,上、下出口端的产量分别表征岩心上、下部的开发效果以评价其超覆程度.实验结果表明,重力分异作用下CO2的运移过程可以分为3个主要阶段:气体均匀推进阶段(0~40 cm)、过渡阶段(40~50 cm)和超覆完成阶段(50~60 cm).建立了比值法和面积法进行超覆程度的量化表征,气体运移距离越远,上、下出口端产油量差异越大,超覆程度指数增幅越大,总产油量降幅越大.因此,油田生产中,在保证经济利益最大化的前提下应尽可能减小井距以减弱气体超覆对开发效果的影响.

非均质厚油藏高含水期剩余油分布特征

近几十年来,我们国家的经济发展迅速,对能源的需求变得越来越大,石油作为一种重要的能源,我们需要把石油的勘探和开采的工作做好。随着经济的发展,我们国家的石油已经不能满足我们国家生产的需要,所以每年需要从国外进口大量的原油,来保证我们国家的生产生活。这样的话我们就会花费大量的资金,对我们国家的发展不利,所以我们要深入研究石油的开采和勘探。虽然说我们国家的石油储量还很乐观,但是我们国家的石油的储层大多是非均质性强,非均质是限制油田开发的重要因素,会在油田的开发过程中产生各种各样的问题,所以我们要好好研究非均质厚油藏高含水期剩余油分布的特征,为我们国家的石油开采奠定基础。

利用水平井分层系开发稠油厚油藏研究与应用

渤海JX油田5井区储层为典型的陡坡带三角洲沉积,储层单层厚度大且油层内部有相对稳定的隔夹层分布,原油为稠油。针对该区块厚层稠油油藏特点,提出了利用水平井分层系开发的新思路,实施后取得了较好的开发效果,水平井单井产能约为常规定向井产能的3～6倍。

文昌W油田北块厚层油藏隔夹层展布及其对剩余油分布的影响研究

文昌W油田珠海组二段Ⅵ油组为厚层强边底水驱油藏,目前已处于中高含水期,剩余油分布复杂。该油组为扇三角洲前缘水下分流河道沉积,储层厚度大,纵向上为多期砂体叠置,隔夹层发育。为了厘清剩余油分布模式,对隔夹层开展研究。研究表明:研究区隔夹层主要为沉积作用形成的泥质隔夹层和物性隔夹层,层间厚度较大且分布稳定的泥质隔夹层对剩余油控制起主导作用,因此精细刻画了层间泥质隔夹层,明确了层间泥质隔夹层空间展布特征,总结了隔夹层的控油模式以及剩余油富集区,可为后续油田挖潜提供依据。

水驱厚层油藏纵向波及系数预测新模型

针对厚油层内部的强非均质性和窜流现象导致的纵向波及系数预测精度低的问题,考虑层内受瞬时窜流及渗透率非均质性的影响,引入渗透率对数正态分布函数,结合拟相对渗透率法和水驱油理论,建立了纵向波及系数预测新模型。研究结果表明:模型计算结果与矿场实际数据基本吻合,从而验证了模型的可靠性和较高的精确度;敏感性分析表明,渗透率变异系数和流度比越大的油层,纵向波及系数越小,原油主要在高含水时期被采出,此时需调整注采井网,合理划分层系,从而提高油藏纵向波及系数。研究成果为水驱开发厚层油藏纵向波及系数的预测提供了理论指导。

大厚高压油藏物理模型饱和度分布测量方法

当前针对物理模型饱和度分布的研究主要针对于一维小岩样和二维小薄模型,针对大厚高压油藏物理模型的方法无人涉及。针对大厚高压油藏物理模型的特点,选取γ射线吸收法和lambert定律进行单个测试点的饱和度测量和计算,然后利用二维数控移动定位系统完成对整个物理模型所有测试点饱和度的测量和计算,最终利用数学插分方法得到油藏物理模型的饱和度分布等值线图,实现对大厚高压油藏二维饱和度分布的预测。通过单点精确度实验及简单验证实验研究表明,利用γ射线吸收法预测大厚高压油藏二维饱和度分布可行性强。

厚层稠油油藏蒸汽吞吐后期立体注采井网设计及优化

蒸汽吞吐后期的厚层稠油油藏在平面上和纵向上油层动用不完善,油藏采用蒸汽吞吐开发潜力小,单井可采储量低,很难取得经济效益.为了合理开发厚层稠油油藏蒸汽吞吐后期的未动用储量,运用热采数值模拟方法,论证了厚层稠油油藏蒸汽吞吐后期直井—水平井立体注采井网的合理有效性,分别针对双水平井与直井平面上的井距、双水平井纵向上的井距和水平段长度进行了优化研究.结果表明,上部水平井（注汽）和直井在生产中起决定作用,直井扩大了蒸汽平面的波及效率；下部水平井通过排液发挥调节作用,扩大了垂向波及效率,提高了油藏动用程度.对于厚层稠油油藏,水平井与直井井排的距离为50 m,双水平井纵向井距为25 m,水平段长度为350～400m时,开发效果最佳.

层状厚层油藏水驱效率预测模型

层状厚层油藏在纵向上通常表现出非均质性强、油层厚、储层物性差异大等特征。水驱开发厚层油藏会受到非均质性影响,从而造成含水上升快、采出程度低等问题,因此准确预测驱替效率是水驱开发厚层油藏的关键。考虑到层内流体窜流及储层非均质性等影响,引入拟相对渗透率函数,结合Welge-Craig水驱油理论,建立了厚层油藏驱替效率计算方法。矿场实例计算验证了本文模型的可靠性和实用性;通过敏感性分析认为,渗透率变异系数和流度比越大,原油驱替效率降低,造成水驱开发效果差。对于水驱开发层状厚层油藏,应加强储层纵向非均质性认识,完善注采井网,增大驱替效率,从而提高厚层油藏水驱采收率。

特厚层稠油油藏隔夹层识别研究

对于特厚层稠油油藏,隔夹层的存在是影响蒸汽腔发育和扩展、汽(气)液渗流差异的关键因素。以杜84块兴Ⅵ组为例,基于岩心资料、高密度井网资料以及开发动态监测资料等,对隔夹层进行定性识别。利用压汞和物性分析资料,采用Wall法确定隔夹层物性上限,结合测井响应特征,建立隔夹层定量识别标准,描述了隔夹层在平面和纵向上的分布特征。结果表明:研究区主要包含泥质隔夹层和物性隔夹层,平面上主要分布在试验区东南部和水平井部署区的东北部,其他区域零星发育;纵向上2小层发育多套隔夹层,隔夹层频率及密度大。针对隔夹层采取驱泄复合和压裂改造措施,可以有效扩展蒸汽腔的波及范围,增加可动用储量。该研究对改善稠油SAGD开发效果具有重要的指导意义。

厚层砂岩油藏原油密度影响下的CO_(2)驱重力超覆实验

厚层砂岩油藏CO_(2)驱时,重力超覆的形成会降低CO_(2)纵向波及效率。为研究原油密度对重力超覆的影响规律和机理,采用长岩心超覆物理模型开展低压(10 MPa)和高压(20 MPa)条件下的CO_(2)驱替实验,以岩心上下部位采收率差异和重力超覆准数表征重力超覆程度。结果表明:随着油气密度差的增大,见气时岩心上部采收率占比增大,重力超覆加剧,导致岩心总体采收率降低;低压时,即使注气速度高于高压条件下,重力超覆准数因油气密度差值较大,也会高于高压条件下,重力超覆对采收率的影响更明显。对于原油密度较大的厚层砂岩油藏CO_(2)驱开发,增加驱替压力、降低油气密度差、增大重力超覆准数,可以提高CO_(2)纵向波及效率。研究结果可为类似油藏注气开发提供借鉴。

厚层块状稠油油藏火驱调控技术

针对高3618块厚层块状稠油油藏火驱开发中暴露出的井间干扰严重、火线推进不均、增油效果明显变差等问题,在细化监测资料录取基础上,利用数模技术,深化火驱"三场一前缘"及驱油机理研究。研究结果表明:火驱开发中,重力泄油是主要驱动,地层提压是关键,前缘均衡扩展是基础,合理注采井段配置及注气强度是保障。在此认识基础上,按照"高点转驱、线性井排、重力泄油"的思路,重新规划火驱井网,同步提高点火井注气量,适时开展吞吐引效。现场实施后,新增7口受效井,14口井受效明显改善,合计日增油56 t/d,火驱开发效果明显改善。该研究可为其他厚层块状稠油油藏火驱开发提供一定借鉴。

厚层油藏隔夹层建模技术在安棚主体区的应用

针对因常规建模方法无法精准描述厚层油藏隔夹层展布,从而制约剩余油预测和开发方案制定的问题,利用钻井高分辨率的地质信息,提出了一种厚层油藏隔夹层建模新技术。以赵凹油田安棚主体区核三段Ⅳ油组2小层为例,通过调整砂泥岩分层层位,以砂岩顶底界面作为新的分层层位,刻画砂体隔夹层分布;采用赋值与序贯指示结合的"相"约束"相"的方法,建立隔夹层展布的三维地质模型。在此模型的基础上,采用相控参数建模技术建立的物性分布模型,与水下扇沉积的储层物性特征吻合程度较高,能够客观地反映储层隔夹层的空间展布,为后续油藏工程工作奠定了坚实的基础。

低渗厚层砾岩油藏试井解释模型及合理关井时间研究——以八区下乌尔禾组油藏试井解释为例

克拉玛依油田八区下乌尔禾组油藏为低渗透厚层砾岩油藏,试井解释模型复杂且多样化,单一的常规达西渗流机理下试井分析模型,不能完全适应试井资料分析解释的要求,本文通过对油藏流体渗流机理的分析和研究,建立了新的试井解释模型———低渗透非达西渗流模型,提高了试井资料解释结果的可靠性,解释结果更加符合油藏实际;同时建立了油藏合理的压力恢复关井测试时间,为同类油藏的试井动态监测提供了可借鉴的经验。

梁11断块厚层砂岩油藏剩余油挖潜方法研究

本文从地质建模入手,开展厚层砂岩层内建立静态模型的方法研究,并对单砂体进行油藏数值模拟,在此基础上利用侧钻水平共、侧钻井、超细水泥封堵等措施对史南油田粱11断块沙二储层剩余油进行挖潜,取得了良好的效果。

陈3断块泰州组厚油层油藏高含水期隔夹层控油模式研究

厚油层油藏高含水期隔夹层对油田的开发具有重要影响。陈堡油田陈3断块泰州组一段三砂层组(K2t1^3)油藏为中孔-中渗厚油藏,采用水平井加常规井组合开发模式,目前已到高含水开发期,油藏内部隔夹层引起的储层非均质是影响剩余油的主要因素之一。在密闭取心井隔夹层研究的基础上,动静态结合研究纵向19个隔夹层类型、封挡性能、平面纵向等分布特征,结合油藏概念模型模拟总结隔夹层控油模式,为后期开发调整挖潜剩余油提出建议。

陡坡带厚砂岩油藏地层划分与对比——以JX油田5、6井区为例

针对JX油田5、6井区东营组构造陡、含油范围窄、砂地比高的特点,为典型的构造坡折带厚砂岩油藏。通过恢复古地貌及选取稳定标志层,建立地层对比约束框架。利用测井及岩心资料,划分地层的沉积旋回,开展多井间沉积旋回对比,建立JX油田5、6井区精细地层对比格架。通过断点识别、井震标定及油水系统分析对地层对比结果进行检验,最终将JX油田5、6井区划分为9个油层组。根据地层对比结果,结合油藏数值模拟研究,将5、6井区东营组划分为7套开发层系,采取高部位采油、低部位注水的方式进行开发。生产实践证实,油田开发取得了较好效果。

厚层砂岩油藏深度开发技术研究

欢喜岭油田锦16块经过30余年注水开发,已进入"高含水、高采出程度"阶段,水驱挖潜难度越来越大。针对锦16块河口坝储层特点,应用等时对比及相控原则,建立了厚层内韵律段对比模式,利用多种手段开展剩余油分布规律研究,总结韵律层剩余油分布特征。在此基础上,综合利用韵律层井网重组技术、水平井优化技术和优化射孔研究,实现该块深度有效开发,为此类油藏进一步提高水驱采收率提供指导和依据。

海上厚层油藏早期聚合物驱剩余油分布特征实验研究

渤海海域LD油田为典型的厚层油藏,采用大套多层合采的开发方式,为了提高油田采收率,该油田开展了早期聚合物驱矿场试验,厚油层开发受重力影响以及在聚合物驱等因素的共同作用下,在中、高含水期油藏剩余油分布较为复杂。为进一步研究聚合物驱后油藏剩余油分布状况,开展了室内岩心驱替实验。结合油藏属性,根据相似原则设计物理模拟参数,研究了不同韵律地层对早期聚合物驱剩余油分布规律以及生产动态的影响。研究结果表明:均质韵律条件下受到重力分异作用,油层为底部水淹,而早期聚合物驱能在一定程度上减缓重力分异作用,剩余油主要富集在生产井附近储层顶部;正韵律条件下受到重力分异和储层非均质性的共同影响,底部高渗透层水淹,剩余油主要分布在顶部低渗透层中,早期聚合物驱能有效动用中、低渗透层中的剩余油,而剩余油主要分布在靠近采油井的低渗透层;反韵律条件下,水驱波及程度较均匀,剩余油主要富集在局部未波及区域,早期聚合物驱能进一步扩大波及程度;复合韵律条件下,水驱和注聚合物驱与均质韵律驱替状况类似,剩余油主要分布在靠近生产井的低渗透层。

夹层研究在水平井开发厚层底水油藏中的应用——以曹妃甸11-6油田Massive砂体为例

渤海海域曹妃甸油田群油藏类型主要为河流相底水油藏,全部采用水平井开发,储层内部不稳定分布的夹层是影响底水油藏开发效果最关键的因素,厘清夹层的分布模式及其对底水的控制规律对底水油藏开发非常重要。以曹妃甸11-6油田Massive砂体为例,通过钻穿含油储层的少量探井、水平井的领眼井等进行小层精细对比,确定了夹层空间分布的总体框架,利用水平井含水率上升规律、供液能力和地层压力等生产动态特征与夹层的响应规律,建立厚层辫状河储层的夹层分布模式,分析了夹层分布模式对底水运动规律的控制作用。研究结果表明,Massive砂体纵向上主要发育2期主力夹层,部分水平井同时受2期主力夹层的共同遮挡,并根据夹层对底水的遮挡能力,划分为强遮挡、中遮挡和无遮挡3类。指导了中、高含水期剩余油分布研究和调整策略,部署调整井23口,平均单井累积增油量为17×104t。