大芦湖油田樊124块地层油与二氧化碳最小混相压力的确定

大芦湖油田樊 12 4块是胜利油区拟开展二氧化碳混相驱的先导试验区。通过长细管驱替实验 ,确定了该区块地层油与二氧化碳的最小混相压力 ,为该区进行二氧化碳混相驱先导试验提供决策依据。

滑塌浊积砂体精细地层划分对比方法——以大芦湖油田樊107块沙三段中亚段为例

大芦湖油田樊107块沙三段中亚段滑塌浊积砂体纵横向上连通性差、相变快,加大了小层对比的难度。综合地质、测井和地震3方面的资料,运用高分辨率层序地层学等时沉积的观点,建立了适合研究区的精细地层划分与对比方法。首先在区域不整合面识别的基础上,划分了长期基准面旋回;在井震精细标定标志层的基础上,在标志层的控制下,建立了中期基准面旋回等时地层格架;然后结合自旋回、相序递变规律进行短期基准面旋回识别,进而实现了沉积时间单元的划分与对比;最后在沉积时间单元内部结合沉积相研究了单砂体的连通方式。最终将大芦湖油田樊107块沙三段中亚段划分为4,5,6和7共4个砂层组,26个沉积时间单元,识别了5种单砂体连通类型,实现了单砂体的对比。

低渗透油藏高效开发的探索与实践——以大芦湖油田樊29块为例

樊29块是大芦湖油田的主力区块,动用含油面积2.9km2,地质储量426×104t。油藏类型属特低渗透构造的岩性油藏,自1992年投入开发以来,区块在注采调配上先后实施了从常规注水、不稳定注水到常规注水的注水方式,该块4砂组的采出程度已经达到21.18%,实现了低渗透油田的高效开发。

整体不稳定注水技术在大芦湖油田的应用

大芦湖油田樊29块是典型的裂缝性低渗透油藏，整体压裂后投产，经过10多年的注水开发，目前已进入中高含水阶段，常规调配效果越来越差。在油藏精细研究基础上，借鉴低渗透油藏研究的新理念和新成果，结合数值模拟、测井解释成果、油藏工程方法、油层渗流力学理论、室内试验等技术手段和理论，对该块中高含水期的动态调配方法进行探索，提出“变井排注水驱替井排间剩余油、变周期注水增大注水波及体积、变幅度注水改变渗流方向”的灵活注水方式。经过矿场实践，取得较好的效果，达到降低自然递减、改善水驱状况的目的，增加可采储量18．3×10^4t。

樊41块砂岩油藏高效开发途径研究与探讨

大芦湖油田樊41块从97年转为注水开发以来,连续8年实现高效开发,采油速度均保持在2.5%以上,年采油量保持在3万吨以上。在樊41块开发过程中,针对不同开发阶段暴露出来的各种矛盾,及时采取相应措施,油井适时补孔合采、转注,水井适时分层注水等,同时在油藏处于中低含水期,利用分层测调的技术,及时改变水驱油方向以及强度,提高储量动用程度;运用油藏数值模拟技术,对区块生产参数进行了合理优化以及对剩余油分布规律进行研究,取得了突破性的认识,对同类油藏的开发有指导性意义。

樊128块油藏水力压裂工艺技术研究

针对胜利大芦湖油田樊128块油藏井压裂有效期短（只有1个月）从而难以进行经济有效开采的技术难题，分析论证了该特低渗透率（有效渗透率仅0．25×10^-3um^2)和异常高压（原始和系数1．42）油藏的特点及对策，并结合以往压裂工艺的分析论主，分别从油井和水井两个方面进行了大量模拟计算，最终提出了一套新的适合该油的地质特点与工程要求的压裂工艺设计方案，其要点为：（1）适当加大施工规模和平均砂比，（2）重新评价和优选优质，高效，低伤害，低残渣, 返排压裂液体系和导流能力高的成都陶粒为压裂支撑剂,(3)重新调射孔策略，（4）裂缝强制闭合技术，（5）欠顶技术，（6）配套注水的强化，现场先期实施压裂改造1口井，该井在有效厚度，地层压力和有效渗透率都相对较差的条件下，压后稳定产量较先前压裂井提高3倍以上，压裂有效期提高2倍以上，且仍然继续有效，产量也非常稳定。

基于地质模式约束的天然裂缝测井识别方法研究

低序级断层及其诱导裂缝的识别是目前研究热点及难点.本文针对大芦湖油田樊162块低序级断层诱导裂缝识别难度大的问题,在地质模式的约束下,开展了低序级断层诱导裂缝的测井识别研究.结合岩心、薄片等资料将低序级断层内部到相邻储层划分为断层核、诱导裂缝带及原状地层三个部分,其相应的岩性特征主要发育断层核的白云岩、诱导裂缝带的白云质砂岩及原状地层的细—中砂岩.在此基础上,通过常规测井、正交偶极子声波等资料对天然裂缝进行了识别研究,建立了常规测井资料定性、定量识别图版、正交偶极子声波识别图版;在常规测井识别图版中利用声波时差曲线、微电极曲线、双感应-聚焦测井曲线、龟裂系数法等综合识别了裂缝;在正交偶极子声波图版中,利用纵波、横波、斯通滤波时差、泊松比、弹性模量及裂缝指数等对高角度裂缝进行了综合识别研究.结果表明,正交偶极子声波测井结合常规测井可以有效的识别发育在断层核部及诱导裂缝带处的天然裂缝,识别结果与岩心、薄片数据匹配较好,为下一步的油水解释及测井储层评价奠定了基础.