低渗灰岩油藏气水均衡驱替主控参数合理界限及开发效果评价

为制定中东低渗生屑灰岩油藏注气注水均衡驱替合理开发技术政策,设计开发因素正交试验模拟,运用组分模型数模技术,并通过二元次模型创建开发主控参数正交图版,明确气水协同注入均衡驱替的主控参数界限;在此基础上,构建基于数模预测的开发动态模糊综合评价体系,定量表征油井生产差异性,评价开发效果,指导矿场先导试验区优选。结果表明:注气注水开发主控参数对采出程度的影响由大到小排序为注气速度、注入时机、采油速度、井距、注水速度;实现油气油水前缘均衡驱替的合理采油速度为2.0%,注气速度为(34~45)×10^(4)m^(3)/d,注水速度为240~320 m^(3)/d,注采井距700 m,地层压力保持原始地层压力水平85%;指导优选开发等级区,实施注水注气矿场先导试验,取得较好试验效果。

采用脉冲注烃方式提高低渗透裂缝性灰岩油藏采收率实验研究

低渗透裂缝油藏直接注气容易产生气窜,采收率不高,使用实际岩心进行人工造缝,在长岩心中分别进行衰竭式开发、直接注烃气驱实验、注水实验和脉冲注气实验。细管试验表明,即使在破裂压力下注烃气也达不到混相,衰竭式开发可获得16.81％的采收率;直接注烃气比衰竭式提高采收率20.17％;脉冲注气比衰竭式提高采收率35.04％,脉冲注气驱油效果比直接驱油好得多,是值得选用的开发方式。

水湿基质性灰岩油藏自由水面的识别

自由水面的确认对计算原始石油地质储量和井网部署有着重要的意义,同时也是合理避水实现油田稳产的依据。灰岩油藏RFT测试中资料的不确定性和地层的复杂性往往导致自由水面计算结果存在一定的偏差。利用毛管力校正和基准面方法,校正筛选了RFT测试数据,并通过数学计算和概率分析的方法确定了水湿基质性灰岩地层的自由水面。实际应用表明,计算结果与实际结果符合程度较好,可用于自由水面的确定,研究成果对油田开发具有一定的指导意义。

叙利亚A油田J组灰岩油藏裂缝识别及有效性评价

叙利亚A油田是典型的裂缝性灰岩油藏,其目的层J组具有低阻、高孔、低渗特征,油气主要富集在裂缝之中。利用岩心、常规测井和FMI(地层微电阻率扫描成像)测井资料对储层裂缝进行定性识别,通过计算裂缝孔隙度、裂缝张开度和裂缝权衡评价分数,将J组裂缝层分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ共3类进行有效性评价,分析结果与试油、生产情况相符,取得了良好的应用效果。

百色油田上法灰岩油藏空气泡沫驱油先导试验研究

该文介绍了空气泡沫驱油机理、泡沫液配方、试验井组的优选及在百色油田灰岩油藏的现场试验。试验结果表明：对灰岩油藏进行泡沫驱油能达到增油降水的目的。试验井３口，对应受效井４口，一年累增油１９４５ｔ。投入产出比为１∶３．８９，其中西区的投入产出比达到了１∶７．６２，且继续有效。为灰岩油藏提高采收率展示了美好的前景。

河86地区生物灰岩油藏注水水源评价及储层伤害研究

注入水与地层水的配伍性和水质对地层的伤害是影响低渗透油藏开发的重要因素。在五敏实验研究的基础上,通过结垢趋势计算、室内流动实验对河86生物灰岩油藏注水水源进行了系统评价;通过膜滤实验、岩心堵塞实验、细菌堵塞实验等对注水水质控制指标进行了研究。研究结果表明,郝现联合站、史南联合站污水经处理后是理想的注水水源,并给出了主要水质控制指标。

底水灰岩油藏中不完善井的压力动态精确解

利用ＨｉｌＷａｌｋｅｒ方法，给出了底水灰岩油藏中不完善井的压力动态问题在实时空间中的精确解。

底水灰岩油藏中不完善井的压力动态

本文研究了弱压缩液体在底水灰岩油藏中轴对称二维不定常渗流,给出Lap—lace变换空间压力解。用预处理技术数值反演算出打开程度不完善井中压力变化值,给出考虑井筒储存和表皮效应的典型曲线。据此可以反求双孔隙介质和井筒参数。

巨厚灰岩油藏中隔夹层与高渗层成因与发育规律--以伊拉克H油田Mishrif组为例

隔夹层和高渗层是影响油田开发效果的重要因素。以伊拉克H油田Mishrif组为例,基于岩心和测井资料,在渗透率控制因素分析的基础上,研究了隔夹层和高渗层的成因类型与发育规律,并探讨了对油田开发的指导意义。Mishrif组生物碎屑灰岩渗透率与岩石结构、孔隙类型和成岩改造密切相关,受沉积和成岩作用的共同控制。隔夹层包括隔层、夹层和侧向隔挡层:隔层可进一步划分为深水沉积型隔层和浅水沉积型隔层,受层序地层控制;夹层进一步可划分为沉积型夹层和成岩型夹层,分别受沉积结构和高频层序控制;侧向隔挡层主要为潮道灰泥充填物或下切谷,主要发育于层序界面附近。高渗层具有沉积型和成岩型2种类型:沉积型高渗层以潮道高能生物碎屑灰岩为主,相较周围潟湖相低能细粒沉积构成异常高渗带;成岩型高渗层形成于暴露溶蚀改造,表现为潟湖低能细粒沉积和滩相生物碎屑灰岩溶蚀改造的产物,主要发育于四级或三级层序高水位体系域上部,平面上受微相和地形地貌控制。在油气开发过程中,射孔段应尽量避开主要发育于层序旋回底部和顶部的隔夹层和高渗层,避免破坏开发单元或过早见水,也便于后期措施调整;宜优先采用储层单元内部同层注水,根据夹层发育状况设计注采关系。隔夹层和高渗层认识对于中东、中亚以及南美地区中新生代同类型厚层油气藏开发具有重要指导意义。

具有气顶的生物灰岩油藏开采特征及渗流规律——以桩11块沙一段为例

桩11块沙一段是一个上有气顶、下有边水的生物灰岩油气藏,储层薄、非均质严重,低孔、中低渗,是集多种特殊性于一身的复杂油藏类型,该油藏在开发过程中呈现许多特有的现象和规律。通过分析油井动态资料和措施效果,确定了油藏的复合驱动方式和渗流规律,得出了酸化是该类油藏有效的增产手段的结论。

中东地区大型生屑灰岩油藏地震数据采集脚印压制方法

中东地区大型油气藏多属于海相碳酸盐岩油气藏,其中白垩系生物碎屑灰岩油藏占据主要地位。地震数据中的采集脚印会对地震解释、属性分析、储层预测造成较大影响。采集脚印可以通过叠前地震数据处理流程消除,但处理流程用时较长且过程繁琐。利用采集脚印对地震属性的敏感特性,在二维波数域中将有效地质信号与采集脚印分离,并应用拉普拉斯高斯滤波器,实现了自适应去除采集脚印。通过压制采集脚印,提高了地震数据信噪比,为中东地区陆上大型生物碎屑灰岩油藏地震属性分析和储层预测提供了技术支撑。

南海礁灰岩油藏裂缝电阻率成像特征分析及评价

流花X-1油藏是在台地边缘上发育起来的生物礁灰岩岩性油藏,为孔隙-裂缝型储层,裂缝和次生溶孔发育。利用随钻电阻率成像测井(GVR)资料对该区裂缝及次生溶孔进行定量评价,据此建立电阻率成像测井裂缝有效性评价标准,并结合实例对该标准进行了验证。结合GVR资料对该区裂缝发育分布规律进行分析,发现该区裂缝在平面和剖面上发育特征有较明显的规律性,裂缝发育程度受局部构造控制,礁核部位主要发育溶蚀缝和孤立缝,礁后部位主要发育成组缝,远离礁核方向,裂缝角度变高,裂缝有效性变好,次生溶孔的发育一定程度上受控于裂缝的发育程度。

双反射偏移技术在南海生物礁灰岩油藏断层和裂缝预测中的应用

针对南海A生物礁灰岩油田储层横向变化大,内部结构复杂,地震资料分辨率低,对断层和裂缝预测难度大的特点,创新应用近年来发展起来的针对高陡断面、裂缝带等界面产生的双反射波进行偏移成像的双反射偏移技术,对礁灰岩油藏开展了断层与裂缝预测研究,获得了该油田断层和裂缝性质及分布规律,实现了礁灰岩油藏断层和裂缝预测的突破。

礁灰岩油藏水平井过饱和充填自适应控水技术

针对底水能量充足、裂缝高度发育的礁灰岩油藏,在使用水平井开发的过程中出现含水上升快、开发效果差的问题。在现有控水工艺适应性和应用效果分析基础上,研究形成了包括采用配套研发的充填管柱实现裂缝过饱和充填、优选选择性控水颗粒对水平井筒与井眼之间环空进行封隔和使用电动流入控制装置(Automatic Inflow Control Device,AICD)控水工具实现水平井分段自适应控水的水平井过饱和充填自适应控水技术。通过数值模拟软件形成控水工具优化设计方案并进行现场试验,现场试验表明该技术控水效果明显。该控水技术对裂缝型底水油藏的高效开发具有借鉴意义。

南海流花礁灰岩油藏稳油控水技术实践与分析

南海流花礁灰岩油藏地层孔隙度高、渗透率好,发育有断层和裂缝,储层非均质性强,油水黏度比大,导致该油田普遍存在油井初期产量高、递减速度快、低含水采油期短及储量动用程度低的问题。为有效解决这些难题,通过不断地创新思路与实践分析,初步探索出了礁灰岩油藏控水增油的有效技术措施。

双反射偏移技术实现礁灰岩油藏断层和裂缝的有效预测

南海A油田地层的内部结构复杂、地震资料分辨率低,对其断层和裂缝的预测较为困难。采用近年发展起来的双反射偏移技术,对该油田开展了断层和裂缝预测。双反射偏移技术以精细处理的三维地震炮集资料及叠前深度偏移的深度域速度模型为基础,通过双反射偏移速度扫描和偏移孔径分析,进一步精细化速度模型,实施双反射偏移处理,获得断层和裂缝成像的三维数据体。通过对双反射偏移数据体及其解释结果,以及深度偏移数据体及其沿层相干、倾角、振幅等属性,常规地震构造解释结果和钻井、测井等信息进行联合解释,可了解并获得该油田断层和裂缝的性质及分布规律。双反射偏移技术不仅可以预测与常规地震认识相一致的断裂系统,还可以有效分析根据常规地震资料难以预测的断层、裂缝及岩性的突变界面。

沾化凹陷四扣地区沙四段礁灰岩油藏成藏动力探讨

利用泥岩声波时差曲线、等效深度法及盆地模拟方法,综合录井、测井、试油等资料,对渤海湾盆地沾化凹陷四扣地区沙四段礁灰岩油藏成藏动力进行了探讨,研究表明:研究区沙四段异常高压在纵向上主要发育于主力烃源岩层系中,礁灰岩层段异常高压则相对不发育,平面上洼陷区异常高压发育,而周围构造高部位异常高压则相对不发育;主要成藏期的地层压力分布具有继承性发育的特征,表现为明显的"构造控压"特征,从主力生烃洼陷区向礁灰岩分布的周围构造高部位,异常压力逐渐降低。通过成藏动力的研究,明确成藏过程中礁灰岩层位地层压力的展布特征,深化了对礁灰岩油藏成藏机理的认识。

北非NK地区上白垩统灰岩裂缝油藏成藏因素

北非Pelagian盆地是一个重要的含油气盆地,在North Kairouan地区已经取得了一些积极的勘探成果,但仍存在油藏成藏条件复杂,主控因素不清、勘探难度大、勘探成效低等问题。以地震、钻井及分析化验资料为基础,对研究区上白垩统灰岩裂缝储层成藏条件进行了综合分析,认为该区油气成藏主要受裂缝的走向及发育程度、有效输导层以及盖层的分布共同控制,北西向断层及裂缝发育、具备复式输导层和厚层盖层的构造发育区为有利油气聚集区,指出NK地区中部复杂背斜带和东部鼻状隆起带为两个有利油气勘探带,对该区碳酸盐岩油藏勘探具有指导意义。

表面活性剂对低渗油湿灰岩表面性质及渗吸行为的影响

裂缝发育的低渗灰岩储层,当基质岩块为混湿及油湿时,毛细渗吸驱油作用很弱。本工作采用毛管上升、渗吸及相对渗透率曲线方法,在62℃下研究了CTAB和SDBS溶液对油湿灰岩表面性质及渗吸行为的影响。浓度为700mg/L时,SDBS溶液与原油间的界面张力为0.035mN/m,而CTAB溶液为1.25mN/m;随着浓度增大,SDBS溶液使亲油的毛管表面润湿接触角缓慢减小,而CTAB溶液使润湿接触角大幅减小,在与最大吸附量对应的浓度下润湿接触角有最低值;亲油岩心在CTAB溶液中的渗吸驱油速度较SDBS溶液中的渗吸驱油速度高;相渗曲线表明,与亲油岩心/SDBS溶液体系相比,亲油岩心/CTAB溶液体系的油相相对渗透率较高而水相相对渗透率较低。因此,CTAB类阳离子表面活性剂可望用于该类油藏的开发。讨论了相关的机理。图6参10。

礁灰岩储层微观孔隙结构特征及对生产动态影响

通过采用岩心扫描电镜、铸体薄片、高压压汞以及核磁共振等测试分析方法,深入研究X油田礁灰岩储层的微观孔隙结构特征。研究结果表明:X油田礁灰岩储层微观孔隙结构复杂,主要孔隙类型为粒间孔、粒内溶孔和溶洞,主要喉道类型为孔隙缩小型、缩颈型和弯片状喉道,主要孔洞缝组合类型为致密裂缝型、孔隙裂缝型、孔隙孔洞型。根据孔隙结构特征参数可将毛管压力曲线分为四类,各类储集空间对应不同的油井生产动态特征。利用聚类分析原理,可将研究区油井生产动态划分为三类,各类油井生产动态与所建立的孔隙结构分类具有一定的相关性,研究认为储渗空间、物性特征及孔隙结构特征是影响油井生产动态的重要因素。