鄂尔多斯盆地合水油田油藏储层特征建模分析

针对鄂尔多斯盆地合水油田区域油气资源开发的需求,建模分析鄂尔多斯盆地合水油田油藏储层特征,为油气资源勘探提供科学依据。以鄂尔多斯盆地合水油田庄211井区为例,通过测井数据确定油藏储层孔隙度与渗透率参数,建立三维地质模型,通过变差函数,获取油藏储层物性参数的空间分布特征。研究结果表明:该方法可有效建立庄211井区的三维地质模型;该井区的储层具备复合韵律特征,利于形成油藏;该井区储层渗透率具备非均匀质特征;渗透率为1.4 mD左右时,油藏开发效果最佳,即储层有效厚度的渗透率下限是1.4 mD,储层有效厚度的孔隙度下限为9%;当渗透率为1.1、1.2 mD时,油藏最终采收率最高的水平段为1000 m,渗透率为1.3、1.4、1.5 mD时,油藏最终采收率最高的水平段为800 m,为后期油气资源开采提供科学依据。

合水油区自转防砂油气分离器应用效果浅析

在水平井开发中,伴随开发时间延长,井底流压发生变化,油井生产油气比逐渐上升,地层脱气、井筒气体影响造成地层供液能力下降、泵效下降,严重制约水平井高效开发。常用的封隔器式气锚无法满足部分高产、大油气比井的防气需要,为解决高沉没度水平井气体影响严重问题,对现有技术及工艺进行改良研究,使用自转防砂油气分离器,提高采收率,提高抽油泵效,现场试验取得一定效果。

合水油田长2油藏暂堵转向剂的性能评价及现场应用

基于连续粒度分布的紧密堆积理论模型,计算并测试了在颗粒分布指数为0.40时复合暂堵剂的封堵压力达到最大值,封堵压力为18.6 MPa,同时分析了暂堵剂的溶解性、分散性和封堵能力。结果表明:在40℃条件下暂堵剂的水溶解率<8%,油溶解率大于93%,属于油溶水不溶型暂堵剂;暂堵剂颗粒在0.30%瓜胶压裂液中的沉降速率<4.8 mm/min,能够满足暂堵压裂施工要求;暂堵剂颗粒在封堵过程中会形成多的封堵层,最大耐压能力即为封堵压力为18.0 MPa,优选出适应于宁1*8区域暂堵转向压裂工艺的油溶性暂堵剂配方。结合现场的选井选层方法筛选出重复压裂潜力井,暂堵剂的封堵压力可达28.5 MPa,暂堵后较暂堵前施工压力增大16.0 MPa,压后日产油量为1.70 t/d,日增油量为1.58 t/d。

合水油田庄9区长8_(2)油层测井参数解释模型及储层评价下限标准

致密油层具有储集孔隙空间小,渗流能力差,非均质性强,岩性、电性变化大,油水关系复杂、流体测井识别难度大等特点,如何有效利用测井资料评价该类油层,对油田的勘探、开发具有重要意义。以鄂尔多斯盆地合水油田庄9区致密油层长82油层为例,充分利用测井、取心、录井、测试分析等资料,建立了合水油田长82油层测井参数解释模型:研究区开发井密度曲线较少,选用声波时差建立了孔隙度解释模型;孔隙度与渗透率相关性较好,利用两者交会图法获得渗透率模型;采用阿尔奇公式计算得到研究区的含油饱和度解释模型。并确定了储层评价下限标准:渗透率下限为0.1mD,孔隙度下限为8.0%,声波时差下限为220μs/m,电阻率下限为20Ω·m,含油饱和度下限为45%。该模型及下限标准为研究区致密油层的识别、储量的提交与升级提供了依据,也为复杂致密储层的测井评价提供了借鉴。

合水地区长8超低渗透储层成因分析

合水地区长8超低渗透油藏是长庆油田一个重要勘探开发潜力区,不断有新的油气富集区发现,因此,需要对储层进行不断地追踪研究。在前人研究基础上,根据新的钻井岩心、砂岩薄片、铸体薄片、扫描电镜和X-衍射等资料,从沉积、成岩等方面对长8储层成因主控因素进行了分析,认为合水地区长8超低渗透储层的形成,主要受沉积微相、碎屑成分、碎屑粒度、压实作用、胶结作用和溶蚀作用等因素控制;压实及胶结作用是储层致密化的最主要控制因素,溶蚀作用是局部储层物性改善的关键因素。

合水超低渗透油田庄9区见水方向研究

为掌握合水超低渗透油田庄9区水驱方向规律性,利用示踪技术、ERT测试技术及脉冲试井技术等,综合分析了研究区水驱方向的特征.研究结果表明,研究区注入水发生突进导致油井过早见水的方向为NW70°左右和NE70°左右的共轭方向.

鄂尔多斯盆地合水油田长8油层组储层宏观非均质特征研究

结合铸体薄片、物性、测井解释等资料,对合水油田长8油层组储层宏观非均质特征进行了较为深入的研究,认为区内储层的层内、层间及平面非均质性均较强;层内非均质特征与沉积韵律和层内夹层的分布密切相关,层间非均质特征主要受层间隔层平面展布特征及储层物性变化的影响,平面非均质特征则受控于砂体的形态及平面展布特征。

合水油田蜡样分析及化学清蜡技术研究

为明确合水油田的结蜡机理并有针对性的采取清蜡措施。本文以合水油田GP25-30油井所取蜡样为例,对其四组分、碳数分布、析蜡点、蜡晶结构等基本物性进行了系统研究并掌握了GP25-30油井的结蜡机理。研究了长庆油田常用的清蜡剂对GP25-30油井蜡样的清蜡效果,结果表明在所评价的四种清蜡剂KEW329-1、CX-1、CX-3和生物清蜡剂中,室温下CX-3的清蜡效果最好,清蜡速率可高达1.68 g/min。本研究结果可为合水油田及其它高含蜡油田的生产和原油输送过程中的清防蜡技术提供理论参考和技术支撑。

合水油田庄51井区长6_3油层储层非均质性研究

通过对测井曲线、岩石薄片以及压汞等资料分析,对合水油田庄51井区长6_3油层的储层层内、层间、平面以及微观非均质性特征进行了定性分析。研究表明:长6_3油层的储层层内非均质性受沉积韵律和层内夹层的影响,整体表现为中等非均质性,其中长6_3~3小层的储层最为均质,长6_3~2小层和长6_3~1小层非均质性稍强,为均质-中等非均质;层间隔层较为发育,层间非均质性强;平面上,砂体的平面展布和物性平面分布受沉积相的控制,砂体侧向连通性较差,物性变化大,非均质性较强;微观孔隙结构受成岩作用影响大,会增强储层非均质程度。总体而言,研究区长6_3油层可被定义为中等-较强非均质性。

合水油田长81油层低渗透储层特征对油藏的控制作用

依据分析化验资料,运用数理统计、回归拟合等手段,对鄂尔多斯盆地合水油田长81储层的岩石学、物性、微观孔隙结构和非均质性特征进行了深入研究,并以主力含油层长81^2小层为例,从宏观、微观角度分析了低渗透油藏的影响因素。研究表明,宏观上,沉积环境是控制油藏特征的基础,物源控制沉积相和砂体展布,制约油藏发育厚度与稳定性,储层非均质性控制油藏富集规律;微观上,碳酸盐胶结作用是加速储层致密化的主要原因,对孔隙结构产生了普遍的破坏作用,限制了油气的聚集与分布,储层孔隙结构与油藏渗流特征紧密联系,控制了油气的充注和丰度。

合水油田井组油套管电热清蜡技术应用

合水油田是典型的低渗透油田,油井均有结蜡现象,特别是长6和长6深层具有析蜡点高、结蜡深度深的特性。文章基于温度梯度产生的扩散沉积速度和旋转平移运动产生的剪切沉积速度推导出蜡的沉积速度模型,基于油井生产时井筒温度分布数学模型推导出油井的结蜡点,从而计算出蜡结晶的厚度及结晶点的深度位置。从原油色谱试验分析,判定该区块油井结蜡为微晶蜡,结蜡深度超过1000 m,故热洗清蜡措施不能完全解决油井结蜡的问题。针对合水油田研究的井组油套管电热清蜡技术,利用原井中的油管、套管做热源体,加热油井内的液流,清除油井结蜡,具有加热深度不受限制、使用寿命长、成本低等优点,解决了合水油田微晶蜡、深层油井的结蜡难题,形成了一套新的清蜡工艺技术。通过现场应用,该技术能够有效地清除油管及油套环空的蜡环,且具有良好的经济效益,对低渗透油田清蜡具有一定的借鉴意义。

鄂尔多斯盆地合水油田庄36区油井水淹规律

鄂尔多斯盆地合水油田庄36区为典型的特低渗油藏,其开发过程中高含水油井多,开发效果差。对油井水淹情况分析得出该区油井水淹主要有2种类型,即缓慢上升型和暴性水淹型,而造成2种油井水淹类型的关键因素是油水井之间的注采对应性及裂缝发育。注采对应性是影响油井水淹的关键因素,在注采对应的情况下,如果油水井间砂体连通,无裂缝发育,油井将会缓慢水淹;不管砂体是否连通,如果存在裂缝,注入水沿着裂缝突进,造成油井暴性水淹。

合水油田长8储层油井产能影响因素分析

为准确预测合水油田长8储层的油井产能,必须掌握影响油井产能的影响因素。根据合水油田长8储层地质资料及开发现状,从储层物性特征方面对油井产能影响因素进行统计分析。研究表明,该研究区储层物性为油井产能的影响因素。因此,该区内油井产能预测模型将是一个复杂的非线性问题。

合水油田水平井提速技术对策研究

本文从合水油田水平井入手,针对水平施工段长、携砂困难、井下风险高特点,分析了技术提速的制约因素,提出相应技术对策,为今后该区块水平井技术提速提供参考。

合水油田水平井常规压井技术

为减少和防止油气层伤害,科学运用水平井压井技术,分析了合水油田水平井溢流压井的难点,包括先注后采造成地层压力异常,增加溢流风险;发生溢流时剩余井段多,井控风险大;喷漏同存,压境难度大;表层浅,完钻电测易诱发溢流;部分区块存在有害及可燃气体。对此提出解决对策,包括停注泄压,发生溢流后立即关井,打开油层前对易漏地层进行承压堵漏,针对溢流井尽量采用泵冲式测井工艺,对于含有毒有害气体的井采取司钻法压井。指出发生溢流时处置的关键环节包括关井求取立压和套压、计算压井数据、确定流体类型、节流压井等。通过实例对常规压井技术在合水油田的现场应用展开分析,对后期处理井控险情具有极大的指导意义。

合水油田变频连续输油PID控制效果与参数整定优化研究

输油泵是合水油田增压站生产运行过程中主要的能耗设备，变频调速节能技术是实现输油系统节能的有效技术途径。将PID闭环控制系统应用于现输油系统，实现变频连续输油，同时经参数整定法得出最优化条件下的各项PID参数值，控制效果明显，大大提高了系统效率，降低了员工的劳动强度，延长了设备的使用寿命。