油气田开发地震技术研究现状与展望——以济阳坳陷为例

胜利油田整体进入开发中后期,精细油藏开发与进一步提高油气采收率对开发地震技术提出了更高的要求。但由于济阳坳陷常规油藏受埋深差异大、多期构造运动、沉积类型多样等因素影响,储层展布与连通关系复杂;同时受到地震识别能力的制约,部分油藏井-震关系不明确,限制了储层精细表征精度。针对胜利油田不同类型常规油藏开发需求,通过实践形成了一系列开发地震技术,包括多方法集成的中浅层河流相储层预测技术、断棱精细刻画技术与多属性组合的一体化复杂断块油藏断裂系统精细描述技术、中深层低渗透储层预测技术、“断-缝-溶复合储集体”多参数融合的潜山油藏储层描述技术,为油藏开发提供了有力支持。但随着开发目标油藏“更深、更薄、更小”并逐步拓展至非常规油藏,对开发地震技术提出了更高要求和挑战,需要推进处理解释一体化进程,强化岩石物理理论研究,推广OVT域叠前反演在多类型油藏描述中的应用,攻关复杂断块-岩相油藏精细描述技术,突破井-地联采与重磁电震联合技术瓶颈,实现人工智能技术在开发地震领域的应用,进一步提高油藏开发水平。

江苏油田复杂断块低渗透油藏压驱研究与实践

针对江苏油田复杂断块低渗透油藏特点,开展了压驱技术研究与应用,确定了压驱选井条件,优选了H59井区作为研究对象,利用cmg软件模拟实现压驱的造缝机理、渗吸机理及低渗透油藏的压敏效应。在数值模拟、物质平衡分析的基础上,确定H59井区压驱井注入量3×10^(4)m^(3),日注入速度控制在600 m^(3)以下。研究成果为复杂断块低渗透油藏改善开发效果提供了新思路。

天然气充注成藏与深部砂岩储集层的形成--以塔里木盆地库车坳陷为例

在塔里木盆地库车坳陷深层天然气成藏条件分析的基础上,阐明深部有效储集层的形成机制。研究表明,天然气充注成藏过程与深部砂岩有效储集层的形成具有密切关系:早期曾捕获到油气的储集层,后期深埋后储集层性能较好;若早期未能捕获到油气,深埋后储集层则比较致密。深埋压实作用对孔、缝的保存影响较大。在储集层深埋致密化之前发生的油气充注过程,抑制了岩石的机械压实和裂缝闭合,阻碍了致密化进程,使储集层的有效孔、缝得以保存。库车深层煤系气源充沛,高演化侏罗系烃源岩成气潜力依然较大,深部砂岩储集层发育次生孔隙和微裂隙,膏盐盖层分布广,厚度大,生储盖空间配置好;以断裂为主构成的输导体系发育,排烃效率高,运聚系数大,油气被高效捕获成藏;盐构造下的深部和超深部圈闭发育。因而,库车坳陷深层和超深层成藏条件好,勘探潜力巨大。

低渗复杂断块油藏开发方式研究

低渗复杂断块油藏一般含油面积较小，由于砂体小而多，储量动用程度低，油层非均质性严重，横向变化大，连通性差，油藏类型多，油水界面多，沉积类型复杂、多变，油层物性差，油气水分布关系复杂，使得油藏开发的初期地质认识的难度大。以贝中次凹南一段的地质特征和开发中获得的资料为基础，运用油藏工程方法，通过对贝南一段储层岩性、物性、敏感性等特征的研究，对其进行注水开发的可行性分析论证。在此基础上，通过油藏数值模拟技术研究包括注水方式、天然能量利用与注水时机等开发方式对断块油藏开发效果的影响，从不同开发方式驱油特征的角度分析了造成开发效果差异的原因。研究结果对低渗断块油藏的早期开发设计具有一定的借鉴作用，将有助于提高此类油藏的开发水平。

低渗油田注水能力下降原因分析及其对策研究

对注水井注水压力高、注水困难的原因进行了诊断,指出注入水中机械杂质含量严重超标、机杂粒径大,与低渗储层的孔隙喉道大小不匹配是导致储层孔隙堵塞的主要原因,近井地带石蜡的析出是导致储层孔隙堵塞的另一原因.针对此类堵塞,研究了解堵增注方案.通过方案的部署实施,该油田注水难的问题得到了有效解决,区块的开发效果得到了明显改善,提高了区块开发的效益,为同类型油藏的开发提供了借鉴模式.

特低渗透断块油藏井网优化

通过海拉尔盆地贝中次凹南一段I油组的地质、试采、开发特征的综合分析研究，主力开发层系I油组属于特低渗透断块油藏，裂缝不发育，并建立南一段地质模型。对研究工区内探井、评价井各种资料数据统计分析，在考虑启动压力梯度条件下进行相关油藏工程计算，同时参考国内低渗透油田井网部署资料，综合油藏数值模拟方法得到南一段I油组井网优化部署研究结果：矩形反九点，排距井距150m×250m。综合南一段I油组地质、开发现状特征，部署56口开发井，应用地质模型合理粗化数据体进行油藏数值模拟，实现15年开发指标预测，为油藏的合理开发投产起到一定借鉴和指导意义。

CO_2吞吐在断块低渗透油藏的应用

垦利油田作为一个复杂的小断块油田 ,中低渗封闭小断块占有相当比重 ,地层能量低 ,边底水不活跃 ,采出程度低 ,如何提高断块低渗透油藏的采收率是一项很重要的工作。介绍了CO2 吞吐原理、条件并分析其应用效果。结果表明 ,CO2 吞吐在改善中。

伊通盆地莫里青断陷西北缘双阳组二段储层敏感性流动实验评价

伊通盆地莫里青断陷西北缘双阳组二段是莫里青油藏的主要产油层位,该油藏储层为中低孔超低渗透储层,储层敏感性对其物性影响较大,所以研究其储层敏感性对防止储层伤害和油田高效开发意义重大。在分析双阳组二段矿物成分和岩石性质的基础上,采用储层敏感性流动实验评价方法,对其储层敏感性进行了评价。结果表明:储层的速敏指数平均为37.23%,水敏指数平均为66.08%,盐敏临界矿化度为6272mg/L,酸敏指数平均为-31.37%,碱敏指数平均为7.71%;研究区储层属于强水敏性、中等偏强盐敏性、中等速敏性、弱碱敏性和无酸敏性储层。研究区储层中存在高岭石、伊/蒙混层、伊利石及绿泥石等粘土矿物,这些敏感性粘土矿物是造成储层伤害的重要因素。因此,在对研究区油藏进行施工时,应将防止水敏、盐敏和速敏放在首位,再考虑其他因素的影响,有针对性地采取措施来保护储层。

CO_2吞吐技术在断块油藏的应用

O2 吞吐技术室内研究表明 :将液态CO2 注入油层 ,在地层温度下 ,CO2 快速汽化混溶于原油 ,可降低原油粘度 85 9% ,从而增强原油流动能力 ;同时地下原油体积膨胀2 7 9% ,使储集层孔隙压力升高 ,在局部形成饱和地带 ,使部分残余油被驱动 ,提高了油相渗透率 ,可使驱油效率提高 7 5 % ,从而提高油藏的最终采收率。该技术对低渗、封闭未注水的复杂断块油藏比较适用。截至目前 ,已在孤岛采油厂实施 1 1口油井 ,累积增油 1 5 4 1 0t,取得了较好的矿场试验效果 ,展示出CO2

卫42断块特低渗油藏挖潜调整研究

濮城油田卫42断块油藏埋藏深、物性差、储层沉积环境和砂体连通状况不清、平面非均质性强、注水困难、井网不完善,开发效果差。以油藏精细描述和油藏动态分析为基础,研究了油藏剩余油类型及分布规律。油藏剩余油类型主要有层间干扰型、构造高部位型、注采不完善型和透镜状砂体型。针对油藏地质特点和剩余油的不同类型,开展了滚动扩边、层段重新组合以及调整注采井距和井网密度等油藏工程研究。实施结果表明,针对不同类型剩余油分布的井网优化和井网加密等措施明显改善了开发效果。

低渗透断块油藏合理注采井距研究

低渗透断块油藏储量丰度小,渗透率较低,存在启动压力梯度,很难建立有效的驱替压差,而且含油面积小、形状复杂,很多属于典型的窄条状油藏,难以形成规则的注水井网,后期井网调整困难,需要一次布井成功,所以注采井距一定要选取合理。采用油藏实际岩心,通过物理模拟实验,得到了低渗透油藏的启动压力参数;利用实验结果,通过理论分析和数值模拟计算,重点研究了启动压力梯度和储层条件等对有效井距、合理井距和井网形式的影响。提出了首先将物理模拟实验、油藏工程理论推导和数值模拟计算相结合,计算得到低渗透断块油藏的合理注采井距,然后在此基础上进行合理井网部署的方法。研究结果应用于油田实际区块的井网部署中,取得了较好的开发效果,与同类油藏相比采收率可提高1.86%～2.6%。

低渗透复杂断块油藏高含水期稳产技术研究

百49油藏属典型的低渗透复杂断块油藏,地层倾角较大,开发难度大,含水上升快,目前已进入高含水期。针对影响油田开发生产的不利因素,充分利用新理论、新技术、新方法,油藏先后经历了压裂、酸化、补孔以及注水等措施,在高含水期实施了大修扶躺、封堵换层、周期注水等措施。现场实践取得了较好的效果,对油田增产、稳产发挥了较大作用。实现了低渗透复杂断块油藏高含水期的增储上产,有效控制了含水上升率,增加了可采储量,改善了油田开发效果。对其它同类低渗复杂断块油藏高含水期开发具有一定的借鉴作用。

特低渗透断块油藏井网优选数值模拟

特低渗透断块油藏的几何形状以及流体非线性渗流特征都对井网部署有影响。针对不同几何形状的特低渗透断块油藏设计了不同形式的注采井网,以江苏油田花17断块为例,在考虑流体非线性渗流特征的前提下,应用研发的非线性渗流数值模拟软件对每种井网形式进行了开发效果评价。研究表明,对于可以部署两排直井的条带状断块油藏,注水井"隔一布一"地正对采油井部署的方式相对最优;小型条带状油藏选择水平井采油直井注水时,注水井的相对最优位置为水平井井趾的外围;对于可以部署少量直井的小三角形油藏,注水井置于采油井排外侧有利于提高开发效果。此项研究为特低渗透断块油藏的井网优化提供了一种新方法。

特低渗透断块油藏不规则三角形井网有效动用系数计算及应用

针对断块油藏的布井方式,考虑特低渗透储层流体非线性渗流特征,从非线性渗流基本公式出发,应用流管积分法推导不规则三角形井网有效动用系数计算公式,并分析注采压力差、井网几何形状及非线性渗流曲线等因素对有效动用系数的影响,进而将研究成果应用于江苏油田花17断块井网评价中并提出井网调整方案。研究结果表明:均质各向同性特低渗透断块油藏适合部署等腰或近等腰三角形井网;当井网形状偏离等腰三角形程度较高时,存在引起有效动用系数突变的注采压力差和井距;渗透率较大的储层,宜通过放大注采压力差来提高有效动用系数,而渗透率较小的储层,缩小井、排距为更有效的手段。

徐家围子断陷登娄库组三段成岩模拟与致密砂岩储层类型预测

为了预测松辽盆地徐家围子断陷深层登娄库组三段致密砂岩储层的类型和质量,根据深层的勘探实践和储层分析化验资料,将碎屑岩的成岩作用进一步细化为早成岩阶段A期、B期,中成岩阶段A1亚期,A2亚期、B1亚期、B2亚期,晚成岩阶段A期和B期3个阶段8个(亚)期,其中处于晚成岩阶段A期和B期的致密砂岩储层已不能产出工业气流。孔隙度和渗透率的统计结果表明,徐家围子断陷致密砂岩储层的物性主要受沉积相和成岩作用的影响,不同的沉积相和成岩相组合形成了致密砂岩3种类型的储层(Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ类)。通过模拟古地温、镜质组反射率、甾烷异构化、粘土矿物转化和自生石英含量随时间的变化规律,模拟了成岩演化史、预测了成岩阶段和成岩相的平面分布。综合考虑沉积相和成岩作用对储层物性的影响,应用成岩作用数值模拟技术,通过成岩相分析,结合沉积相的研究成果,预测了登三段致密砂岩各种类型储层的平面分布特征。目前已发现的工业气流井主要位于Ⅱ、Ⅲ类储层分布的范围内。Ⅳ类储层中未发现工业气流,该类致密砂岩储层主要分布在晚成岩阶段A期—B期或处于滨浅湖相。引起成岩作用差异的主要因素是埋深。

高温低渗油藏用耐温抗盐调驱体系的研究与应用

中原油田文东、文南属于深层低渗、异常高温、高压复杂断块油藏。针对该油藏研发的耐温抗盐凝胶体系,以含有五元环结构和强亲水基团-SO3M的共聚物PSLF-1200为主剂,以酚醛树脂和有机铬的复合物为交联剂,外加两种功能性添加剂。对各个组分及用量进行了实验筛选,得到了凝胶驱油体系配方:2000 mg/L PSLF-1200+500 mg/L稳定剂MT-I+1000 mg/L调节剂JN+2000 mg/L复合交联剂。形成的凝胶体系在温度110℃,矿化度20×104mg/L下,黏度达6.1 Pa.s以上,转速120 r/min下剪切60 min后凝胶黏度保持率在90%以上,具有较好的抗剪切性。110℃下长期热稳定达90天以上。人造岩心封堵实验显示该凝胶体系可使岩心渗透率降低80%,最高可提高采收率13%。采用该凝胶体系在中原油田实施30井组,冀东油田实施52井组,工艺成功率100%,措施有效率85%,取得了较好的经济效益。

冷西深层低渗透隐蔽油气藏的优化部署研究

在分析总结冷西深层低渗透油气藏特点的基础上 ,结合其试油试采效果 ,对比我国其它低渗透砂岩油藏的开发实践 ,运用科学、合理的技术手段对该油藏进行了优化部署研究 ,对油藏的开发层系、开发方式、井网井距及注采系统等油藏参数分别进行了优化设计 ,并提出了合理的开发部署意见。

低渗透油藏提高采收率的井网调整研究

注采井网调整是提高老油田高合水期原油采收率的重要手段．通过对欢５０断块低渗透油层地应力和储层裂缝方向的研究，进行渗流场的数值模拟．找出了影响低渗透油层油水运动的主要因素．在此基础上提出了注采井网调整方案，为低渗透油田中晚期注采井网调整提供了依据．

锦27-平1稠油水平井钻井液、完井液研究

根据锦27块大凌河油层岩性及低渗稠油油藏特点,以及水平井钻井施工要求,钻井过程中大斜度段选用低土相硅聚合物钻井液体系,水平段选用无土相复合盐水聚合物完井液体系。结果表明,上述钻井液、完井液体系不仅满足了水平井大斜度段防塌防漏、井壁稳定和清洁井眼要求,而且满足了水平段油层保护要求,获得了良好的生产效果。

火烧油层技术在庙5块低渗透稠油油藏中的应用

方法在物理模拟的基础上，利用数值模拟及油藏工程方法，对影响火烧油层的技术参数进行了优选研究，并对影响火驱成败的油藏地质参数、注气参数进行了分析。目的寻找适合庙５块低渗透稠油油藏的开采方法。结果提出了庙５块火驱的最佳开采方式、点火参数及注气参数；庙５块火驱生产后，平均单井日产液由０１ｔ上升到５６ｔ，平均单井日产油由０１ｔ上升到３５ｔ，生产２６ｄ后由于压风机供风不足被迫停止火驱注气；从数模结果看：火驱最终采收率可达３９８％。结论火烧油层是一种潜力很大的稠油开采方法，但其物理、化学反应机理复杂，火烧前缘难以控制；庙５块火驱初期虽然见到了一定的生产效果。