适用于哈拉哈塘高温高盐岩油藏表面活性剂的研制及应用

为了研制出适用于哈拉哈塘油藏条件的表面活性剂驱油剂,对该储层地层流体及岩石润湿性进行了测试,基于此,采用二甲胺、全氟丁酸、氯丙烯、丙烯酰胺、对苯乙烯磺酸钠等为主要原料,合成了一种耐高温高盐含氟两性离子型高分子表面活性剂(GPHQ-2),并对其表面活性、润湿性以及洗油效率等进行了室内评价。实验结果表明,150℃、25×10^(4)mg·L^(-1)矿化度老化后的GPHQ-2仍能有效降低油水界面张力,可使岩心表面实现润湿反转,洗油效率可达43.4%,远高于常规石油磺酸盐的洗油效率(5.6%);GPHQ-2具有很好的驱油效果,可在水驱阶段原油采收率基础上提高22.84%;现场应用结果表明,目标井采取注GPHQ-2表面活性剂吞吐驱油措施后,日产油量从4.9t提升到8.9t,增产效果明显,且持续有效。说明GPHQ-2表面活性剂满足哈拉哈塘油藏提高采收率需求,并可对该类油藏表面活性剂增产提供理论和实践指导。

中国石油精细油藏描述技术新进展与展望

精细油藏描述研究是油田开发基础工作之一,其研究精度的不断提高,极大地促进了油田开发水平的提升。“十二五”和“十三五”期间,中国石油精细油藏描述研究针对多层砂岩油藏、复杂断块油藏、低渗透砂岩油藏、砾岩油藏、稠油油藏、特殊岩性油藏分别开展了技术攻关,形成了不同类型油藏配套技术系列。为了支撑剩余经济可采储量(SEC)储采平衡、老油田“压舱石”、采收率再提高、页岩油革命等“四大工程”,系统梳理中国石油精细油藏描述研究在5个方面的最新进展,分别是井震结合构造精细解释技术实现低级序断层定量描述,基于储层构型研究的单砂体刻画技术实现米级砂体描述预测,室内实验、数字岩心、物理模拟和数值模拟等方法技术实现综合剩余油表征,精细油藏描述成果平台建设实现研究过程协同共享和成果规范化存储管理,建章立制制定系列标准规范实现精细油藏描述研究规范化。通过系统总结精细油藏描述存在的8个方面问题,提出精细油藏描述的发展方向。

中国首个长期弃置深水油田二次开发技术创新与实践

中国首个长期弃置的深水油田由于二次开发面临复杂的技术难题和较低的经济效益等问题,成为难以动用的边际油田。通过GGRP(地球物理-地质-油藏-生产)一体化技术研究与实践,盘活弃置油田,保障高产稳产。针对剩余油分布的不确定性、构造复杂、储层非均质及水下管汇限温等问题,克服了多项前沿技术难点。这些创新技术包括长期水驱关停油田的剩余油预测技术、复杂油藏的地质导向及精细描述技术、油藏管流耦合模型流动保障技术,成功指导了油田的二次开发,显著提升了油田的开发效果。结果表明:该油田初期产能跃居南海东部油田前三,实际含水上升趋势与方案设计基本一致,预计增加可采储量达259×10^(4)m^(3)。这一开拓性研究为长期弃置深水油田二次开发提供了宝贵的经验,该科技成果在同类油田的开发进程中有着广泛的应用前景。

强边底水断块油藏剩余油二次富集规律及开发策略

强边底水油藏总体储量规模巨大,但一直面临采出程度低、开发效果不理想的难题。以沾化凹陷孤南油田152块油藏为例,通过油藏数值模拟和现场实践,开展了剩余油二次富集过程影响因素和开发策略研究。结果表明,强边底水油藏的流体属性、岩石储层物性以及地层属性等对剩余油二次富集过程的影响效果和程度不一,其中地层倾角、油层厚度、含油条带宽度、渗透率、地层水密度、岩石压缩系数、反韵律非均质性等是影响剩余油二次富集的有利因素。当油层渗透率小于500 mD,地层倾角小于35°,地层水密度小于1.3 g/cm^(3),油层厚度小于15 m,含油条带宽度小于400 m时,压缩系数、反韵律变化幅度、水侵速度(水动力梯度、孔隙流体压力变化幅度)等参数变化越大,油藏剩余油二次富集时间越短,油水二次运移速度越快,注采周期越短,水驱油效果越好,是加速剩余油二次富集和注采耦合驱油进程的主控因素。针对孤南152块和孤南2块的现场实践,提出了以缩放合理注采井距实施边外注水为主的人工调整剩余油二次加速富集策略,精准优化井位完善井网,提高单井储量控制,调整后单元日油能力从调整前的143 t提升至262.9 t,水驱控制程度达到91.1%,平均采收率由35.5%提高到46%,提高10.5个百分点,取得了良好的开发效果。

油藏开发流体动力地质作用——以胜坨油田二区为例

研究了注水开发 36年、含水已高达 95 %处于特高含水阶段的胜坨油田二区 ,提出油藏开发流体动力地质作用是控制研究区储层宏观、微观和渗流三大类参数变化规律和变化机理及剩余油形成分布的主因 ,建立了油藏开发流体动力地质作用的概念 ,论述了产生的地质环境、动力来源及动力作用方法。

冲积扇储层构型精细解剖方法——以克拉玛依油田六中区下克拉玛依组为例

为了深化对冲积扇储层内部结构和剩余油分布的认识,为开发后期井网调整和剩余油挖潜提供更准确的地质依据,以克拉玛依油田六中区为例,应用岩心、露头、测井及动态等资料,以层次分析、模式拟合的研究思路,对研究区储层特征进行了深入分析,提出了一套冲积扇储层构型解剖方法。经研究认为,研究区为冲积扇体的一部分,建立了该区冲积扇沉积模式。将冲积扇划分为4个相带:扇根、扇中内缘、扇中外缘和扇缘-湿地。扇根和扇中内缘砂砾岩体以连片状为主;扇中外缘以宽条带状为主;扇缘-湿地以窄条带状为主。将单一砂砾岩体叠置方式分为垂向叠置、侧向交错、侧向叠置、侧向分隔及侧向拼接5种叠置方式。利用密闭取心井资料,对储层精细解剖结果进行了验证,指出剩余油富集场所。在构型界面附近,剩余油富集。

应用数值模拟技术研究剩余油分布规律

沈95区块储层具有砂体结构复杂,非均质性强,注水开发效果差及剩余油分布规律认识不清等特点。采用地质建模和油藏数值模拟一体化技术研究思路,在构造特征研究、精细地层对比、沉积相研究的基础上,建立精细的三维地质模型。利用油藏数值模拟软件建立了该区块油藏数值模型,并对区块地质储量、压力、含水率及单井生产历史进行了拟合,地质储量拟合误差为4.2%,87%的单井历史拟合误差小于6%。研究结果表明,沈95区块剩余油主要受沉积微相、储层非均质性、断层的封闭性、井网不完善等因素的综合影响,从纵向上来看,剩余油主要集中在主力油层的Ⅱ4—Ⅲ2小层;平面上主要分布在现井网未波及区、断层封闭性较强地区及微构造高部位,多呈孤立状和条带状。

大规模角点网格计算机辅助油藏模拟历史拟合方法研究

开展了大规模角点网格地质建模和油藏数值模拟应用研究,并研制了角点网格完井射孔层位辅助软件工具,解决了地质模型和数值模拟模型之间的衔接问题。提出了一种计算机辅助历史拟合方法,该方法采用油藏数值模拟自动历史拟合的数学模型。利用油藏数值模拟的成熟技术和专家知识,研制了历史拟合影响因素分析和计算机辅助优化拟合软件,根据主控因素,分3个层次,将历史拟合由初步拟合到精细拟合,提高了高含水油田剩余油分布预测数值模拟研究的可靠性和计算效率。该方法应用于苏丹Greater Unity油田的开发调整,取得了很好的效果。

大庆外围油田精细油藏描述技术研究

依据大庆外围油田地质特点,确定了精细油藏描述的思路,选取开采中、低渗透葡萄花油层的宋芳屯油田芳6区块和开采低、特低渗透的榆树林油田东16区块等作为典型研究区块,在区域沉积背景和构造环境分析的基础上,开展了沉积微相、精细构造、裂缝与地应力、地质建模以及剩余油分布的系统研究,深化了对油藏特征的认识,形成了大庆外围油田不同类型油藏独具特色的分级控制、多学科联合的精细油藏描述配套技术。其研究成果已部分应用和推广到大庆外围油田,取得了良好的经济效益。

储层流动单元研究进展

从流动单元的概念入手,结合自身实践,详细介绍了目前流动单元研究中所使用的沉积学和层序地层、聚类分析、地质建模、物理实验、测井或地震等地球物理方法以及其它多种研究方法,并简要评述了这些方法的优缺点。同时分析了目前流动单元研究中存在的各种问题,在此基础上指出了流动单元研究的发展趋势。

胜坨油田厚油层内夹层分布对剩余油的控制作用

以胜坨油田二区沙二段74-81单元为原型建立了概念模型,系统研究了不同夹层条件对韵律层剩余油分布规律的控制作用。结果表明,在夹层渗透性较差、平面分布区域较大、层间局部射孔不对应等条件下,夹层对剩余油分布影响较大,容易在靠近夹层底部形成剩余油富集;夹层位于注采井之间对剩余油分布的影响往往大于位于注入井或生产井附近;对于正韵律油藏,夹层的存在一般有利于开发,而对于反韵律油藏恰好相反。胜二区沙二段74-81单元数值模拟研究表明考虑夹层的分布对历史拟合有很大影响。

缝洞型碳酸盐岩油藏数值模拟技术与应用

缝洞型碳酸盐岩油藏储集空间类型多样,溶孔、裂缝、溶洞共存,尺度差异大,流动复杂,既有渗流、裂缝流,又有洞穴流,常用的数值模拟方法已不适用此类复杂介质中的流动问题,为了研究此类油藏的开发机理和剩余油分布规律,建立了缝洞型油藏洞穴流与裂缝流和渗流耦合的数学模型,并用有限体积法对数学模型进行了离散,用自适应方法对方程组进行了求解,形成了缝洞型油藏的数值模拟软件。对塔河油田一个井组剖面和一个缝洞单元进行了数值模拟历史拟合,揭示了此类油藏剩余油类型主要有洞顶剩余油、边角剩余油、阁楼油、底层剩余油、绕流油和充填溶洞剩余油,结果与生产实际相符,证明缝洞型碳酸盐岩油藏数值模拟模型是正确的,对缝洞型碳酸盐岩油藏剩余油挖潜和提高采收率有较大的应用价值。

曲流河砂体三维构型地质建模及数值模拟研究

应用岩心、测井和动态生产资料,采用"模式预测,分级控制"的砂体内部构型研究方法,对高含水后期密井网条件下曲流河砂体沉积单元、沉积微相、单一河道砂体、单一河道内部点坝砂体以及点坝内部构型进行了分级描述,精细研究了曲流河砂体内部构型,建立了点坝砂体侧积夹层的规模、产状定量分布模式,确定了描述侧积夹层产状的倾向、倾角、延伸和水平间距4个参数。在此基础上,采用序贯指示模拟与人机结合再处理的方法建立了小网格三维储层构型模型及参数模型,进行了实际区块的曲流河砂体内部构型三维地质模型油藏数值模拟。根据层内数值模拟的结果总结出高含水后期密井网条件下曲流河砂体内部4种剩余油分布模式,并提出相应的层内挖潜措施。研究结果表明,萨北油田主力油层曲流河砂体单一河道宽度为200～800m,点坝长度为120～500m,侧积夹层倾角为7°～10°,可延伸至河道砂体的2/3左右。采用完善单一河道内部注采关系及挖潜点坝之间剩余油的方式设计的北X-4-144井取得了较好挖潜效果,为油田开发后期层内剩余油精细挖潜提出了依据。

河流相建筑结构随机建模与剩余油分布研究

以胜坨油田二区沙二段34层为例,对河流相建筑结构空间分布进行了随机建模,研究了剩余油分布规律。对7口取心井进行了观察和分析,利用密井网条件下组合测井资料,综合考虑岩性、沉积特征、电性特征等因素,共划分出9种岩相类型、7级界面和7种结构单元。应用优选序贯指示模拟方法,建立了结构单元三维空间分布模型。检验结果表明,该模型具有较高的准确性。用该模型确定了结构单元,河道充填沉积和心滩为63.1%,天然堤为10.6%,决口扇为8.9%,洪泛平原细粒为8.1%,河道滞留沉积和落淤层分别为4.9%和4.4%。对各个结构单元和多个结构单元组合进行分析及与剩余油饱和度模型进行叠合分析发现,4个井区的剩余油饱和度均在50%以上,具有较大的增产潜力。

济阳坳陷孤东油田曲流河河道储集层构型三维建模

济阳坳陷孤东油田七区西馆陶组上段为典型的曲流河沉积,其中Ng522单层发育2个大型点坝砂体,在系统的点坝砂体构型表征的基础上,探索了储集层构型界面的几何建模方法,将构型界面模型嵌入到基于三维结构化网格体的相模型中,建立了研究区26-295井区真正意义上的、更符合地下实际的三维储集层构型模型,再现了成因微相内部构型单元及界面的空间分布特征,满足了三维油藏数值模拟的需要。点坝内部的侧积层向废弃河道方向倾斜,延伸到距点坝顶三分之二的位置,点坝砂体表现为"半连通体"特征。建立了点坝内部剩余油分布模式,并指出挖潜措施。该方法在研究区应用效果较好,并可以推广到其他相似油田,这对丰富储集层地质学理论及提高油田开发效率均具有重要意义。

曲流河点坝储层构型表征与剩余油分布模式

研究区为大港油田港东一区明化镇组曲流河沉积,利用区内丰富的岩心、测井等资料,通过单井识别、井间对比等方法,对研究区曲流河沉积储层构型进行三维构型精细解剖。结果表明:曲流河点坝内呈剖面楔状、平面新月状、由下至上物性变差的侧积砂体,侧积模式包括侧向加积及顺流加积并影响点坝内砂体的分布;侧积泥岩夹层呈叠瓦状斜列构成点坝"半连通体";整个复合河道内部在平面上受废弃河道的遮挡或半遮挡,呈现弱连通—不连通;点坝内部的剩余油集中在油层顶部及侧积层上部,受侧积层影响很大,同时还受到点坝侧积模式的影响。

构造建模约束地震反演技术——以大庆萨尔图油田南八区为例

为了充分发挥储层预测多学科的综合能力,对构造建模约束地震反演的作用和构造建模在储层反演与地质建模的区别进行了分析。在此基础上,详细阐述了实现构造建模约束地震反演的4个关键环节,即井-震联合小尺度构造解释、合理设计地质框架、不同尺度网格设计和曲线均一化处理。以大庆萨尔图油田南八区萨Ⅱ7-12沉积单元为例,通过与未进行构造约束的地震反演对比,总结出构造建模约束下地震反演的优势,主要体现在:①能够提高砂体识别的准确程度,尤其是定位河道砂边界位置效果显著,采用"井点定相、切片组形"的方法,完成了井震结合沉积微相的修正;②明确主力厚油层及主力砂体接触关系,增加断层附近预测的细节,尤其是断裂两侧砂体明朗化,有利于指导剩余油的挖潜。因此,构造建模约束地震反演技术能够降低反演的不确定性,对油田后续开发调整具有重要意义。

孤岛油田河道砂储集层油藏动态模型及剩余油研究

对孤岛油田馆陶组河道砂储集层的研究表明,经长期注水开发,储层宏观、微观参数一般都随着油藏开发程度的加深而发生有规律的变化,但不同类型的参数有各自的特征和变化规律。孔隙度变化幅度较小,渗透率变化较大。从总体上来看,注水开发进入高含水阶段后相对变化较快。利用孤岛油田大量的测井及岩心分析资料,建立了孤岛油田河道砂储集层宏观、微观参数动态模型,研究了孤岛油田河道砂储层剩余油控制因素,建立了孤岛油田河道砂储层油藏不同含水期剩余油分布模式,为孤岛油田馆陶组油藏挖潜提供了地质基础。

缝洞型碳酸盐岩油藏剩余油分布模式——以塔河油田六七区为例

塔河油田六七区为岩溶缝洞型碳酸盐岩油藏,采收率与国内外其他碳酸盐岩油藏相比明显偏低。依据塔河油田六七区实际开发情况,在大量地震、测井、岩心以及生产资料的基础上,结合油藏工程、数值模拟等多学科方法对剩余油的分布进行了综合研究,将剩余油的控制因素归纳为7种地质因素和4种开发因素。分析认为残丘顶面形态、致密段分布、裂缝带分布以及储集体几何类型等地质因素主要控制着储集空间和流动通道的展布;钻井位置、完井层段、注采关系以及注水强度则影响水体在储层中的波及范围。通过对控制缝洞型碳酸盐岩油藏剩余油分布的地质、开发因素的精细描述,提出了残丘型、致密段遮挡型、盲端型、阁楼型、底水锥进型以及高导流通道周围孔缝型6种剩余油分布模式。并指出受致密段和低孔低渗区控制的剩余油将是今后油气开发的重点。

高分辨率层序地层学在油田深度开发中的应用

根据钻井岩心、测井和成像测井等资料,综合研究了火烧山油田二叠系平地泉组H_2层不同级次基准面旋回界面和湖泛面的成因类型及高分辨率层序地层学特征,从H_2层(扇)三角洲沉积体系中划分出2个中期、8个短期旋回层序。讨论了短期旋回层序的沉积序列、结构类型、叠加样式和分布模式与储层非均质性、水淹特征和剩余油分布规律的关系,建立了以中期旋回层序和洪泛面为年代地层框架。以短期旋回层序为等时地层对比单元的地层格架,以短期旋回为等时编图单元,编制了H_2层沉积微相图。应用相控储层建模技术,以短期旋回层序为建模单元,建立了火烧山油田H_2层精细地质模型。研究结果表明,高分辨率层序地层学在高含水油田深度开发阶段有着广阔的应用前景。