大孔道识别特征及形成机理研究——以胡12块油田沙三中段为例

大孔道是疏松砂岩油藏长期注水冲刷形成的次生高渗条带,极易造成注水低效循环。大孔道的形成严重影响了油田可采油的动用程度,而且增加了开发成本。因此必须加强对大孔道的识别及其形成机理的研究。以胡12块油田为例,通过对大孔道在吸水剖面、电性、静态等方面的特征分析,进而分析了大孔道的形成机制。胡12块油田大孔道的形成受储层的岩石学特征和成岩程演化度控制。成分成熟度高,填隙物含量少,碳酸盐胶结物少,成岩演化程度低,压实作用中等-弱的储层在后期长时间大规模注水加剧了大孔道的形成发育,是形成大孔道的直接原因。

胡12块严重非均质极复杂小断块油藏数值模拟研究

采用油藏数值模拟方法 ,对胡 12块的开采历史进行了拟合 ,得出了剩余油分布状况 ,找出剩余油富集区域横向上主要集中在各层系或构造的高部位 ,西块的剩余油主要集中在Es中3亚段 7砂组和Es中3亚段 6砂组 1～ 3砂层 ,其次在Es下3亚段 1砂组 1～ 4砂层沿胡 77断层及石家集断层一带 ,且连片性较好。东块剩余油主要集中在Es中3亚段 4砂组、 12 7井北面及其东北和西南方向约 2 0 0～ 3 0 0m内 ,其他层系的剩余油饱和度都比较低且十分分散。同时还设计了 4个调整方案进行了 10年的开发预测 ,通过对这4个方案开发指标的对比分析 ,推荐采用方案 3。

胡12块沙三中油藏8~7小层高渗通道发育时机研究

胡状集油田胡12块沙三中层状、中渗、严重非均质性油藏目前处于"高含水、低采出"阶段。研究表明主力油层严重水淹,改变了储层渗流特征,形成优势渗流通道,导致注入水产生无效循环,驱油效率下降,开发效益变差。为了改善开发效果,研究优势渗流通道形成的门槛,是识别与评价优势渗流通道,并进一步刻画其空间分布,探讨其对剩余油分布控制的关键。利用胡12块沙三中87小层概念地质模型,通过油藏数值模拟方法,模拟计算了87小层优势渗流通道产生的时机(下限或门槛),并进一步利用实际注水井组的已知生产、监测及地质资料分析获得优势渗流通道的认识与采用数值模拟方法获得的认识进行了对比。结果表明,建立在87小层精细油藏描述、表征和概念建模基础上的油藏数值模拟研究是优势渗流通道研究的有力手段。

胡12块非均质油藏效益开发对策研究

胡12块油藏属于典型非均质断块油藏,目前油藏面临着剩余油分布高度分散、后期挖潜难度不断加大、开发效果变差等突出问题。近年来,随着国际油价持续低迷,油藏开发投入不断压缩,油藏效益提升难度加大,已进入了效益开发阶段。针对油藏开发阶段,深入油藏精细研究,合理优化注采方式,进一步提高油藏开发水平。

胡状集油田胡12断块储层测井参数解释模型研究

文中以胡状集油田胡 1 2断块为例 ,在掌握该断块地质特征、取心及分析化验资料基础上 ,分析储层“四性”关系 ,确定储层参数解释模型的基础 ,利用多元回归理论 ,建立该断块储层沉积参数、储层物性参数、储层成岩参数等解释模型。为提高储层测井参数解释精度 ,应对测井资料加以校正。经对各模型解释精度检验 ,解释误差小、解释精度较高 ,符合油田开发规范要求 ,从而为油藏精细描述。

东濮凹陷胡十二断块周期注水先导试验研究

注水是我国东部油田进行二次采油普遍采用的开发方式,受储层严重非均质影响,大部分油田进入了高含水递减期,控水稳油已成为水驱开发的首要任务。在目前稳定注水条件下注水利用率低,而周期注水可有效改善水驱效果,提高采收率,减缓老区递减。

变异函数在平面非均质性研究中的应用

油藏注水开发过程中,储层非均质性将影响剩余油的分布,进而影响到油田的高产稳产以及最终采收率。本文将地质统计学中的变异函数引入到平面非均质性研究中,并应用于现场,结果表明,用变异函数表征储层的非均质性具有良好的可信性和可行性。

稠油热采井氮气泡沫抑制边水技术研究

为解决中原油田胡12块稠油热采井生产后期气窜以及蒸汽超覆造成的汽油比下降,边水水窜造成的含水率高等问题,开展伴蒸汽注氮气泡沫抑制边水的室内实验研究。对发泡剂的性能、注入时机以及边水能量大小对抑制边水效果的影响进行了评价。结果表明:发泡剂浓度并不是越大越好,最佳发泡剂浓度范围为0.4%～0.6%;阻力因子随温度的升高而下降,在200℃温度下,发泡剂阻力因子达到45以上;边水水窜以后,注氮气泡沫时间越早,原油采出程度越高;氮气泡沫在边水能量较强的情况下也能发挥较好的封堵效果。