海上礁灰岩油田水平井选择性堵水技术应用

针对海上礁灰岩油田水平井找水困难,堵水目标不明确,堵水管柱难以入井,无法实现机械封隔的问题,开展了选择性堵水技术研究,主要从对礁灰岩油田水平井出水机理的认识和选择性堵水工艺技术方面出发,介绍了水平井选择性堵水机理、海上油田堵剂类型选择,以及在礁灰岩油田水平井中的应用情况和取得的效果,希望能对礁灰岩油田堵水技术的发展提供一些参考。

双重介质定量描述技术在复杂礁灰岩油田开发中的应用——以珠江口盆地流花4-1油田为例

裂缝作为礁灰岩储层的主要流体渗流通道,其空间展布规律对油田开发有着重要的意义,但如何实现定量描述一直存在技术困难。以珠江口盆地流花4-1礁灰岩油田为例,依托钻井、取心、测井、GVR成像及地震等资料,利用沉积演化模拟和离散裂缝网络建模,探索对复杂礁灰岩油田储层和裂缝空间展布规律的定量表征技术,建立了该油田裂缝-孔隙型双重介质模型,开展了基于双重介质模型的油藏数值模拟研究,并在充分考虑裂缝影响下分析了复杂礁灰岩油田开发过程中的影响因素,进而立体评价了剩余油分布情况,为该油田开发后期调整挖潜提供了依据。

利用示踪剂模拟分析礁灰岩油田油水运动规律

针对开发过程中无法精准预测并描述单一油藏内不同小层或特定区域的油水运动规律的问题,开展了利用示踪剂油藏数值模拟技术进行油水运动追踪的方法研究。提出的研究方法可在开采过程中直观地明确油藏内不同小层或者特定区的原油动用情况和底水运动规律等。该方法被首次应用于特高含水期的礁灰岩底水油藏MX2-1油田,对不同层原油定义不同油相示踪剂分析模拟计算结果可定量给出各小层实际的储量动用情况,对底水进行水相示踪,可更加清楚地判断动油水界面变化情况,结合油水运动规律分析成果可有效找出平面和纵向潜力区,对此类油田的后期开发调整的井位部署具有重要的指导意义。

GVR成像测井在礁灰岩油田水平井开发中的实例分析

礁灰岩储层的双重介质特征决定了油田开发中水平井钻井风险高，有效储层钻遇难度大。为了确保钻井安全，提高储层钻遇率，在南海东部礁灰岩油田水平井开发中，应用GVR成像测井技术，对水平井进行实时地质导向，快速识别地层倾角以及裂缝，根据地层倾角的变化和裂缝发育程度，优化钻井轨迹。流花油田开发实践表明，利用GVR成像测井技术实施的7口水平井均没有发生严重井漏，成功规避了钻井风险．且单井初始日产油量在283．3～1828．4m3，确保了优质储层钻遇率。同时，GVR成像测井的裂缝解释突破了传统单一依靠地震的识别方法，为定量描述井旁裂缝空间分布以及裂缝对产能的影响研究提供了基础。研究表明，礁灰岩储层中单井产能与裂缝发育程度有较好的对应关系，单井裂缝发育程度越高其产能也越高，为油田后期调整井的设计和实施提供了地质依据。

海上礁灰岩油田MRC技术研究及应用

海上礁灰岩油藏非均质性强,储层裂缝和孔隙发育,剩余油分布复杂,井间剩余油富集,开发调整挖潜难度大。MRC技术能够增大井眼与储层接触长度,在广义MRC技术研究的基础上,结合海上油田平台、井槽受限的现状,通过修井等简单方法,利用老井眼侧钻成多分支,以最大限度地降低钻井成本,提高单井产量,可作为海上油气藏的一项增产技术,海上砂岩油田的成功应用证明,采用MRC技术可以最大限度挖潜井间剩余油,改善油田开发效果。基于海上砂岩油田的实践经验,提出了适合礁灰岩油藏MRC技术选井条件,根据M油田实施2口井的现场应用情况,MRC技术同样适用于海上礁灰岩油田,为类似油田的开发提供借鉴。

海上LH4-α生物礁灰岩油田含水率计算方法探讨

海上LH4-α生物礁灰岩油田开采难度大,受工程设施限制,现场生产数据难于实时监测,因而单井含水率计算困难,为此,在大量调研相关文献和充分类比地质油藏条件类似的LH11-α油田3井区的基础上,提出了一种礁灰岩油田单井含水率计算实用方法:通过相渗曲线绘制理论无因次采油指数随含水率的变化曲线,并回归公式,然后根据单井投产初期电潜泵运行参数及泵的特性曲线计算单井初期产能,并得到实际无因次采油指数,从而计算单井含水率。实际测试数据证实该方法在LH4-α油田礁后区有很好的实用性。