稠油油田开发中后期储层非均质性评价与应用

井楼油田一区核三段Ⅲ油组经过多年的蒸汽吞吐开发，已进入开发中后期，储层非均质性导致剩余油呈现总体分散但局部富集的特点，文中得用SPSS因子分析法，确定了用于描述储层质量及几何形态的关键参数，在此基础上引入储层综合评价参数，对储层非均质性进行综合、定量描述，揭示了储层非均质性对油田开发的影响。研究表明，针对评价指数超过0．6的层位进行封堵，控制其汽窜影响，能有效启动潜力层；评价指数为0．3～0．7的区域具有较好的地质条件，水淹程度较低，是剩余油进一步挖潜的主要区域。

井楼油田注汽井调剖参数优化设计方法研究

通过分析蒸汽吞吐的汽窜动态和汽窜方式，考虑汽窜通道内为蒸汽凝析特征，建立了窜流通道内蒸汽驱的非活塞驱替模型，依据窜通井射孔段的油层物性差异，给出了井间平均连通程度和窜通角的计算方法，并计算出窜汽量，然后由非活塞式驱替模型和汽窜动态资料确定井间窜通孔隙体积。数值模拟结果表明，调剖段塞位置处于井间之半时，调剖效果较好，调剖段塞尺寸为10％～15％汽窜孔隙体积时蒸汽波及效率基本达到最大。对L1833井进行调剖参数设计，按照深部调剖原则选取颗粒堵剂粒径，调剖剂用量为32m^3，实施调剖后注汽，对应邻井的井口温度和含水率变化趋势正常，未出现汽窜现象，堵调效果较好。

井楼油田一区核三段Ⅲ5-11小层隔夹层的研究

储层隔夹层是流体在储层中流动的重要影响因素之一,也是储层精细表征的重要内容。对井楼油田的岩性、物性、电性和开发动态特征的综合分析表明,本区主要有泥质隔夹层、物性隔夹层和钙质隔夹层。根据其物性特征,找出了各类隔夹层在测井曲线上的响应特征,阐明了隔夹层的识别标志。开展对全区隔夹层的识别,定性、定量地揭示了它在平面和剖面上的空间分布规律。认识和表征储层隔夹层特征,对中、后期油田剩余油分布的研究以及制订油田开发调整方案有重要的义。

井楼油田复杂井固井技术

井楼油田稠油油藏埋深浅,稠度大,需进行蒸汽吞吐才能开采。由于长期注水、注汽开采,导致地层水十分活跃,井下动态干扰大,在钻进过程中经常发生溢流、井涌、气窜,影响固井质量。采用管外封隔器工艺与快凝早强膨胀水泥浆体系,并配合其他固井技术措施如用低密度水泥浆替代“清水”用作冲洗液、采用小排量进行替浆和优化固井设计相结合,有效地解决了井楼油田稠油浅井复杂井的固井质量差的难题。

井楼油田一区Ⅲ5-6、Ⅲ8-9层吞吐后期综合治理对策

随着蒸汽吞吐开采进入后期,井楼油田一区Ⅲ5-6、Ⅲ8-9层,汽窜日趋剧烈,边水推进造成水淹井增多,油层纵横向动用程度差异大,区块油汽比逐渐下降;为改善区块生产状况,分析了区块油井吞吐规律及剩余油分布状况,提出了氮气化学降粘辅助吞吐、组合注汽、泡沫组合调剖、封堵水、换层补孔、短周期吞吐等综合治理对策。治理对策实施后,提高了储量动用程度,综合递减得到控制,取得了稳产增油的初步效果。

井楼油田零区浅薄层稠油试验区注蒸汽开采综合评价

井楼油田零区试验区是典型的浅薄层特稠油注蒸汽开采先导试验区,经历了蒸汽吞吐和蒸汽驱两个阶段.本文从油藏地质特点和注蒸汽开采特点出发,系统阐述了这类油藏注蒸汽开采的技术策略,从油层动用状况、开发指标和经济指标三个方面对注蒸汽开采效果进行了综合评价.

河南井楼油田一区核三段Ⅲ5-6-Ⅳ1-3小层沉积微相与含油性的关系

针对河南井楼油田一区稠油油藏蒸汽吞吐过程中汽窜严重、低渗透层储量动用程度低等问题,应用高分辨率层序地层对主力油层逐级细分对比,核三段Ⅲ5-6-Ⅳ1-3小层划分为3个中期旋回、10短期旋回、25个超短期旋回。利用岩心、钻井、测井等资料,明确了Ⅲ5-6-Ⅳ1-3小层砂体成因类型,识别出扇三角洲前缘、前三角洲2个亚相和水下分流河道、河道侧翼、分流间湾、远砂坝4个微相。通过基础沉积图件的编制,明确了25个细分小层沉积微相的展布。水下分流河道砂体含油性好,河道侧翼较差,分流间湾为干层,充分说明井楼油田一区为构造岩性控制的油藏,这为井楼油田扩展油气勘探范围提供了一个新的思路。最后讨论了剩余油的分布问题,为下一步开发方案的编制提供可靠的地质依据。

井楼油田八区优势通道判别研究

探讨井楼油田八区经过长期注水开发后优势通道的形成判别。油藏经长期注水开发可能会形成许多高渗流通道,这会导致注入水形成无效循环,严重影响油藏的注水开发效果。通过结合油田的实际生产资料和成熟理论,建立了优势通道的研究模型,结果表明:井楼八区南部大部分区域形成了优势通道,而北部则有小部分区域,且与储层的物性资料相匹配,可为油田的进一步开发调整提供依据。

一种叠加汽窜影响的稠油剩余油潜力评价方法——以井楼油田中区为例

油藏进入超高轮次蒸汽吞吐阶段以后,汽窜升级为网状面积汽窜,加剧了剩余油赋存状态的复杂程度及剩余油潜力评价的难度。在原有常规剩余油潜力评价方法的基础上,利用油藏工程确定泄油半径、汽窜宽度等参数,绘制网状汽窜分布图,将其与动态分析及油藏数值模拟研究的剩余油分布结果相叠合,形成了一种叠加汽窜影响的剩余油潜力评价方法。应用于井楼油田中区,明确了三种剩余油分布模式,划分出低采高黏、中采中黏、高采低黏三类剩余油潜力区,为制定超高轮次蒸汽吞吐阶段采收率提高的技术策略提供了依据。

井楼油田北区细分沉积微相研究

井楼油田北区物源来源存在争议,导致对砂体分布的认识不清,限制了油田高效开发。通过岩心、测井、分析化验等资料综合研究,认为井楼油田北区物源来自北东方向的古城三角洲。细分了储层沉积微相,研究区主要属于三角洲前缘末梢沉积,发育水下分流河道、河口坝、席状砂、河道间以及湖泥五个微相。结合砂体以及沉积微相分布规律,总结了研究区沉积相模式。并在沉积相模式指导下,对储层微相及砂体的平面分布规律进行了研究,确定了砂体在空间上分布特征及规律,研究结果对油田开发具有重要指导意义。

井楼油田楼八区常采区块酸化技术及应用

针对井楼油田楼八区常采区块原油高含蜡、高含胶质沥青质和高凝固点,以及储层非均质性强、有机和无机双重污染堵塞等问题,开展了室内优化酸液配方及完善施工工艺等项研究,研制出一套完整适合该区块的酸化技术。该酸化技术能有效解除地层有机和无机污染,防止产生酸渣,避免污染堵塞地层;另外酸化施工后,采用0.6～0.8 g/cm^3氮气泡沫助排液,可有效加强残酸的返排,以防止对地层造成的二次伤害。

风化壳对井楼油田套损的控制作用

套损是油田中存在的普遍现象。从地质角度探讨井楼油田一区套损的控制因素。套损深度以及对应的地质层位研究表明,井楼油田一区套损发生在构造的高部位,套损点对应的层位为经过风化剥蚀作用形成的风化壳。从地质、测井、开发等多方面分析了该区风化壳的特点,认为风化壳对套损起控制作用,注入蒸汽窜入上覆风化壳形成"汽冒"是套损的触发条件。

井楼油田北区油水分布研究

通过构造、油水剖面分布以及油水平面分布研究,阐明了井楼油田北区下第三系核桃园组核三段Ⅳ、Ⅴ、Ⅵ油组油水分布特征,解决了高部位出水、低部位出油的问题。研究认为,核三段地层的油水分布主要受构造与断层控制,其次是沉积微相和岩性控制。研究成果为开发区内综合调整及外围挖潜提供了坚实的依据。

多物源薄砂体研究方法与效果

多物源薄砂体研究主要依据地层沉积韵律旋回反映在组合测井曲线上的特征，划分沉积类型确定砂体空间展布，多物源优砂体交汇配置关系和剖面上的叠置层序。应用于井楼油田ＩＶ＾３Ｔ油层研究，砂层对比确认为３个物源方向的砂体，在平面上相互交汇，剖面上依次叠置。

增效注汽在井楼油田的研究与应用

随着井楼油田稠油热采进入开发后期,吞吐效果逐渐变差,主要表现在周期油汽比低,存水率上升,地层亏空,依据增效注汽原理和室内实验,在井楼油田六口油井上先后进行了增效注汽现场试验,试验表明:增效注汽可降低原油粘度,提高驱油效率,改善吸汽剖面的作用,为稠油热采的后期高效开发提供了可借鉴的经验。

井楼油田微生物采油室内研究

为解决楼八区块普通稠油开采问题，从井楼油田地层水中筛选10株菌种进行了降低界面张力及产气性能分析。研究表明L87菌具有很强的代谢产气、产表活剂能力，能够代谢糖脂类生物表面活性剂，降解原油大分子烷烃和沥青质，具有较高的乳化活性，可将普通稠油黏度降低至原来的61．6％左右。岩心实验检验证明，L87菌可使多孔介质内原油黏度降低至原来的50％左右、产出水界面张力降低至原来的60％左右，可提高采收率5％-6％，适用于井楼油田普通稠油的开采试验。

河南油田提高稠油脱水技术的研究与应用

筛选高效破乳剂,采取更加合理有效的加药方式,提高脱水效果,降低生产成本至关重要。河南油田井楼油矿针对稠油筛选出高效破乳剂,通过管道破乳应用,得出:FS-21二代破乳剂脱水效果明显比一代有较大提高,原油含水率较低;并且在站外加药,脱水效果明显高于站内加药,药剂用量要比站内少;使用的160多天内FS-21二代破乳剂适用性良好。进一步提高了稠油整体脱水效果,取得了明显的经济效益。

井楼、古城油田互层状稠油油层吞吐后剩余油潜力

井楼、古城油田互层状稠油油层累计有效厚度在5～20m,经过20多年的开发,因储层平面上非均质性严重,储量动用不均,纵向上高渗透层段蒸汽吞吐动用高,中低渗透层剩余油富集;平面上剩余油主要分布在井网控制程度低的区域,分流河道侧缘和分流间湾处。认清剩余油潜力分布,针对剩余油潜力状况,采用相应调整措施,在稠油后备资源不足的情况下,提高现有资源利用率,对稠油油田的持续稳产十分重要。

风险分析技术在井楼油区开发决策中的应用

针对泌阳凹陷井楼油田一区村庄、河流下浅薄层稠油资源开发风险大的实际情况,应用风险分析技术,通过风险分析、科学决策等现代化管理方法与工艺技术的整合,深化了石油地质和油藏工程研究,优化了开发方案设计,制定出了科学合理、行之有效的降低风险技术对策,使井楼背斜高风险难开发储量实现了安全、高效开发,拓展了风险分析技术的应用领域,为在油田生产经营决策活动特别是油藏经营管理活动中规避或降低风险开辟了新的途径。