三维流线模拟技术在鸭儿峡油田L油藏注采单元评价中的应用

鸭儿峡油田L油藏自1958年投入开发以来,经历了弹性—溶解气驱阶段、边外注水开发阶段以及边外、边内综合注水开发阶段。由于受过去开采时间长、开采技术落后、开采设备老化等诸多因素的限制,目前油藏虽处于高含水阶段,但还有很大的二次开发潜力。根据L油藏历年动态监测资料,再结合油水井生产数据及注水单元注水数据,动态生产数据、监测数据与静态地质、储层等数据结合,充分刻画目前L油藏的生产动态,摸清其注水替油井、注水单元注水井与采油井的对应效果,通过注采井组间流线模拟来评价注采单元中油井受效程度,并通过与现场注采井组间示踪剂监测成果对比来验证流线模拟的准确性,结果表明,三维流线数值模拟井组间连通性与示踪剂监测井组间连通性成果的一致性达到60%以上,模拟可靠程度高、评价周期短,提高效率的同时节省了大量成本。

深层低渗透油藏开发技术对策研究—以鸭儿峡油田白垩系油藏为例

鸭儿峡油田白垩系油藏产量递减快,基于对研究区地质概况分析,结合油藏生产实际,提出适用于研究区的开发技术对策。鸭儿峡白垩系油藏可采用两套开发层系,一套井网进行开发,井底流压介于7.91 MPa^10.1 MPa;平均单井日注量为45 m3~75 m3。目前平均单井理论最大日产液量为11.6 m3,平均单井理论最大日产油量为5.25 m3。建议原有油水井继续生产,Y554、Y542低产井转注,加密一口水井和油井,注采比为1:1。

地震属性技术在鸭儿峡白垩系K_1g_1油藏精细勘探中的应用

鸭儿峡白垩系K_1g_1油藏为构造—岩性油藏,断裂发育,构造复杂,储层为溶蚀孔隙型,非均质性强,有效储层预测困难。GeoEast系统用于预测储层的地震属性种类繁多,作用不尽相同,优选相对比较敏感的相干、曲率等地震属性对研究区开展构造精细解释、储层预测,落实断裂系统、预测裂缝发育区;利用均方根振幅、高亮体等属性预测砂体平面展布,刻画河道厚砂体;利用流体活动性检测属性预测有效储层展布。实际应用表明,构造与储层预测属性相结合,落实了油藏面积,实施新井钻探,效果较好。

基于电成像资料的裂缝有效性评价和储集层品质分类——以鸭儿峡油田白垩系为例

酒泉盆地鸭儿峡油田柳北地区K1g0段为扇三角洲前缘亚相的砂砾岩裂缝性油藏,有效裂缝是主要的储集空间和渗流通道,也是产能的主控因素。为了研究K1g0段裂缝的有效性和储集层的品质分类方法,综合利用电成像和试油试采资料,分析了裂缝宽度、密度和倾角这3项关键参数对裂缝有效性的影响;通过关键参数和裂缝发育厚度构建了裂缝发育度和裂缝开启度用以定量表征裂缝的有效性,并建立了这2项表征参数和米采油量指数的定量评价图版。结果表明:裂缝发育度和裂缝开启度指数能较好地评价研究区裂缝的有效性;裂缝有效性指数和储层产油量的评价图版可实现定量、快速的裂缝性砂砾岩储层品质分类。这为研究区裂缝性储层的老井复查和新井产量预测提供了参考依据。

酒西盆地鸭儿峡油田志留系潜山油藏地质特征及油水分布

利用三维地震解释、储层反演和相干数据体新技术 ,结合野外露头、地质、测井、钻井及生产动态等资料 ,对酒西盆地鸭儿峡志留系油藏的构造形态 (尤其是次一级构造 )、断裂系统、裂缝控制因素及发育区带、水体分布及运动规律、油气聚集特征及剩余油分布进行深入研究。研究结果认为 :油藏的油气聚集主要受构造高部位、断层、裂缝发育、岩性 4大因素的控制 ;潜山顶部 ,白云岩分布区、侵入体拱起区的次一级构造高部位 ,是油气聚集的有利区 ,也是目前剩余油富集区。

裂缝性潜山变质岩油藏的合理生产技术对策——以鸭儿峡油田志留系油藏为例

裂缝性潜山变质岩油藏的生产特征复杂,以鸭儿峡油田志留系为例对该类油藏的开发特征进行了分析。结果表明,油藏开发过程中高产井产量递减速度快、累积产油量高、持续时间长,低产井生产状态不稳定,注水初期油井见效明显,油藏含水变化复杂。油井转注、分层酸化压裂、卡水和深抽提液措施实施后油井含水下降,产油量明显上升,显示出良好的开发效果,为后期稳产提供了坚实的技术保障。