基于投影寻踪模型的特高含水油藏剩余油可采潜力评价方法

影响特高含水油藏剩余油可采潜力的因素极其复杂,且各因素的影响程度差异明显,常规方法多以剩余油饱和度或剩余油储量丰度等单一指标评价剩余油潜力,难以有效指导特高含水油藏剩余油挖潜。在充分考虑特高含水油藏剩余油可采潜力影响因素的基础上,综合表征储层非均质性、剩余油可采储量规模、水淹状况以及油水分流能力的差异,构建了特高含水油藏剩余油可采潜力量化评价指标体系,并考虑不同指标对剩余油可采潜力控制程度的差异,将加速遗传算法与投影寻踪模型相结合来确定各评价指标的客观权重,从而构建了剩余油可采潜力指数,形成特高含水油藏剩余油可采潜力量化评价新方法。以渤海Q油田南区主力产层NmIL砂体为例,开展特高含水油藏剩余油可采潜力量化评价,结果表明,新方法可综合表征不同区域位置的储层物性、可采储量丰度和油水分流能力对剩余油可采潜力的影响,实现了主力产层NmIL砂体剩余油可采潜力分布的差异化定量评价,优势可采潜力区域刻画明显,将其作为NmIL砂体下一步井网加密调整潜力区域,以精准指导加密水平井的部署,为特高含水油藏剩余油挖潜提供了一种全新的分析方法与思路。

松辽盆地北部深层火山岩气藏勘探开发关键技术

松辽盆地北部徐家围子断陷火山岩气藏是徐深气田的主力气藏,具有岩性多样、储层非均质性强的特点,面临气藏富集规律不清、优质储层预测难、气井产能和井控储量变化规律复杂、剩余气挖潜难度大等一系列技术难点和挑战。通过开展火山岩气藏成藏演化过程分析、火山岩喷发期次描述、有效储层预测、井控储量评价、剩余潜力描述等工作,攻关形成了火山岩气藏成藏评价、三级火山体精细刻画、动态储量评价、剩余潜力评价及挖潜等技术。建立了“低渗增长型+高渗稳定型”2类动态储量模式及动静结合“六参数”挖潜技术政策界限,落实了烃源岩生气期及气藏成藏期,明确了气藏富集受源岩、断裂、储层、盖层四因素的联合控制,实现了对火山岩储层内部结构的精细表征,搞清了2类气井动态储量增长规律,形成了不同类型剩余气的挖潜技术对策。基于火山岩气藏一系列勘探开发关键技术的创新,徐深气田的天然气产量逐年攀升,形成的系列技术在大庆油田已得到全面推广应用,并取得了明显效果,有效支撑了大庆油田天然气产量的持续稳定增长。研究成果可为同类型气藏的勘探开发提供有效的技术指导。

断控缝洞型油藏底水驱剩余油分布规律及挖潜策略

根据断控缝洞型油藏构造成因和地震资料,分析了典型缝洞结构特征,设计并制作了“树状”缝洞结构三维大尺度可视化物理模型,开展了不同生产速度、不同井储配置关系下底水驱和底水驱后多介质协同开采实验,揭示了该类缝洞结构下底水驱剩余油形成机制和分布规律,明确了底水驱后不同开采方式下剩余油动用特征。研究表明,“树状”缝洞结构中,底水驱后剩余油主要包括非井控区断裂带剩余油和井控区断裂带顶部“阁楼型”剩余油;高生产速度下存在明显的底水沿断裂带的水窜现象,采用间歇式排采可以有效削弱断裂带间的干扰效应,起到抑制水窜的效果;与直井开采相比,水平井能够降低断裂带间的导流能力差异,呈现出较好的抗水窜能力;水平井越靠近“树冠”上部,底水驱阶段采收率越高,但综合考虑底水驱及后续注气开发,水平井部署在“树冠”中部且钻穿较多数量的断裂带时总采收率更高;底水驱后顶部注气吞吐优于气驱、大段塞吞吐优于小段塞吞吐,既可以有效动用与油井横向连通的井控区断裂带顶部“阁楼型”剩余油又可以动用非井控区断裂带剩余油,从而大幅度提高采收率。

物理模拟融合油藏精细刻画法表征特低渗油藏中高含水期剩余油分布

中国低渗透油藏分布广泛,其中大部分区块已进入中高含水期,并且由于剩余油类型及成因不明确导致采出程度普遍较低,因此延长低渗透油藏稳产期是亟需解决的问题。结合井口生产资料和储层水驱前缘波及系数对油藏模型进行历史拟合,建立了特低渗油藏剩余油的精细刻画模型,并综合利用静动态物理模拟实验、生产资料动态分析等方法,明确了特低渗油藏中高含水期剩余油成因及类型,据此提出了针对性的剩余油挖潜策略,最终在姬塬油田耿155区长1特低渗油藏进行了现场应用。研究结果表明,特低渗油藏剩余油主要分为储层平面和垂向非均质性导致的储层非均质型剩余油、局部储层注采不对应导致的注采不完善型剩余油以及储层黏土矿物运移膨胀导致的欠注型剩余油,针对性挖潜后目标井组采出程度提高5.1%~12.4%。经现场应用后,预测原油累计采出量相比原始措施提高15.6%~37.3%,为特低渗油藏中高含水期挖潜提供理论和技术支撑。

一种窜流通道高强度封堵剂的制备与性能

针对大庆外围油田压裂后存在注入水突进、压裂裂缝见水等问题,采用水溶液聚合法合成了抑制窜流通道的高强度封堵剂,以保障后续重复压裂措施对潜力部位的有效挖潜。通过室内实验对封堵剂进行配方优化和性能评价,优选的配方为5%~10%丙烯酰胺+0.1%~0.5%N,N'-亚甲基双丙烯酰胺+0.03%~0.1%过硫酸铵+20%~25%偶联改性G级油井水泥。该封堵剂适用于40~65℃地层,初始黏度为10~15 mPa·s,成胶时间为1~5 h可控,具有较好的注入性能。封堵剂成胶强度为30~300 N可调,岩心封堵率大于98%,突破压力超过20MPa,具有较好的封堵性能。该高强度封堵剂适用于封堵原有压裂裂缝出水通道和射孔孔眼,保证重复压裂时裂缝转向而形成新缝,同时也适用于封堵天然裂缝形成的窜流通道,对油田后续重复压裂措施的有效开展、实现控水增油提供有利的技术支持。

复杂断块油藏高含水期剩余油分布规律研究

对于复杂断块油藏注水开发后期,剩余油分布规律刻画难度大,如何寻找剩余油甜点区成为提高水驱采收率关键。以H区块为例,在分析不同韵律性储层水淹特征基础上,开展剩余油分布特征研究,剩余油主要分布在生产井间、断层附近剩余油富集以及正韵律和渗透率极差小的反韵律厚油层顶部,并对不同类型剩余油制定合理的挖潜对策,包括实施加密井、老井侧钻及厚层顶部部署水平井等,现场部署实施各类井23口,日注水量增加440方,日产油量最高增加170t,采油速度提高0.28%,阶段累增油5.7万t,预计可提高水驱采收率5%,实现水驱控制储量有效动用。

番禺油田群稠油油藏储集层构型特征及剩余油挖潜

针对番禺油田群稠油油藏采出程度低、隔夹层发育、剩余油预测难等问题,亟需提高储集层构型解剖和预测精度。利用地质、地震和测井资料,采用自然伽马回返率和大数据统计技术,识别储集层3级、4级和5级构型界面,研究各级次夹层的分布模式,定量表征储集层构型单元砂体内部结构以及夹层的展布形态,分析剩余油赋存模式及其主控因素,厘清构型界面对剩余油的控制作用。研究结果表明:储集层中发育的3级斜交型前积夹层能延缓流体垂向渗流,4级叠置型水平夹层能阻止流体垂向窜流;剩余油运移能量和方向主要受3级夹层、4级夹层及韵律差异控制。利用低产低效井侧钻10口调整井,初期总产量为680.00 m~3/d,侧钻后日产油量为侧钻前的5倍。

气顶油藏动态诊断新方法研究与应用

气顶油藏在开发过程中存在原油、溶解气、气顶气、凝析油、地层水等多相流体。准确计算地层压力及各相采出程度是该类型油气藏动态诊断及剩余油气挖潜的关键。目前已有的地层压力计算方法难以有效考虑水侵等多种复杂驱动能量,导致各相采出劈分不确定性较大,增加了调整挖潜风险。通过水侵量拟合及牛顿迭代求解法,建立了1套以水侵特征分析及平均地层压力求解为基础的气顶油藏动态诊断新方法。该方法在M油田Y3气顶油藏应用结果表明,Y3气顶油藏产出油中原油占比为89.7%,凝析油占比仅为10.3%,产出气中气顶气占比为97.9%,溶解气占比仅为2.1%,气顶气与凝析油采出程度分别高达46.6%和31.2%,原油及溶解气采出程度仅为12.1%和1.7%,该结果与生产测试结果一致。

南翼山浅层油藏Ⅲ+Ⅳ油组压裂技术优化

青海油田南翼山浅层油藏藻灰岩储层Ⅲ+Ⅳ油组剩余油挖潜程度不高,压裂液对储层伤害大导致压后效果差,通过岩石力学分析、暂堵转向机理研究、压裂液体系优化选择,压裂施工参数优化,形成“机械剖面细分层+层间暂堵转向+缝内暂堵转向”组合压裂工艺技术,有效解决老井重复压裂挖潜剩余油程度不高难题。现场试验8井次,措施成功率100%,压后初期平均单井日产液13.3 m3/d,日产油3.4 t/d,效果比常规机械分层压裂提高55%,达到预期增油效果,应用效果显著。该技术对同类型储层压裂改造有很好的借鉴意义。

海上油田聚合物驱关键技术创新与实践

针对海上油田聚合物驱井组间受效差异大、海上平台对产出聚合物处理能力有限及调整挖潜缺少理论依据等问题,展开聚合物驱关键技术创新研究。探讨了聚合物驱流度控制差异化、产聚浓度合理预测和聚驱合理注采井距确定等3项关键技术,并应用于矿场实践。实践应用结果显示:聚合物药剂利用率提高,产油量增加;聚合物产出剂量超过平台处理能力的风险降低;注聚合物区域调整挖潜效果增强。

基于动态反演的“双高”油田驱油效率研究及挖潜实践

“双高”开发阶段油田水淹程度强,剩余油呈现整体分散、局部富集的分布特点,开展剩余油潜力精准评价对该阶段调整挖潜意义重大。以矿场实际生产数据为基础,在极限驱油效率室内试验认识的基础上,综合考虑矿场典型井网模式、水淹厚度、采出程度和含水率等因素,建立矿场级别下极限驱油效率动态反演数学模型,定量计算典型井网模式极限驱油效率。研究结果表明:1)原油黏度不同,驱油效率有差异,原油黏度为50 mPa·s时,驱油效率可达68%,原油黏度为300 mPa·s时,驱油效率可达62%;2)井网模式不同,驱油效率变化规律差异较大,结合SZ油田开发实际,定向井网极限驱油效率可达48%,水平井-定向井联合井网驱油效率可达61%~68%。SZ油田驱油效率仍有大幅提高空间,后续可通过调整井网进一步提高驱油效率。该研究成果考虑黏度差异的影响,定量评价高含水期油田井网调整对提高驱油效率的影响,为SZ油田潜力评价提供了指导,同时也为其他相同开发阶段油田提供借鉴。

苏里格气田致密气开发井网效果评价与调整对策

鄂尔多斯盆地致密气资源丰富,其天然气资源量占全国致密气总资源量的60%以上,已发现苏里格、神木、大牛地、延安、米脂等多个致密气田。其中苏里格气田引领中国致密气开发已20年,由于气田开发井网复杂多样,其结构特征与开发效果缺乏系统评价,因此未来天然气井网优化调整对策尚不明确。为此,充分利用区内1.8×104余口气井的动、静态生产资料,系统梳理了开发进程中井网的持续优化过程,将其划分为直井规则、混合、水平井整体、加密试验与欠完善等5种类型,并采用加密井增产气量评价方法,评价了不同井网的特征和开发效果,提出了高效调整对策。研究结果表明:(1)500 m×650 m、600 m×600 m井网下,天然气的采收率较高,但优化调整面临较大风险;(2)600 m×800 m井网较优,既可达到较高的天然气采收率,又具备优化调整空间;(3)混合开发井网占比高,但储量碎片化严重,优化调整潜力有限;(4)水平井整体井网的优化调整可能性较低。结论认为,针对成熟天然气开发区需加强剩余气精细挖潜与井网精准调整技术攻关,针对未开发区应强化储层结构精准描述与可视化部署、差异化井网实施与储量极致动用技术研究,从而为气田长期稳产及提高天然气采收率提供支撑,也为我国致密气藏高效开发提供技术参考。

塔河油田块状底水砂岩油藏开发特征及挖潜对策

塔河油田块状底水砂岩油藏油层较薄,油井投产后见水、含水率上升和产量递减皆快,稳产难度大。通过对油藏开发特征分析,对油井的含水率上升模式进行分类,确定其剩余油分布特点及其主要影响因素。结果表明,影响底水油藏剩余油分布的主要因素是构造、夹层、储集层非均质性和开发方式。针对底水油藏高含水期剩余油分布特点,提出了改善开发效果的有效挖潜对策:油井提控液调流向、天然气驱及CO_(2)驱。数值模拟与现场实践均取得了较好的效果,可供同类油藏开发借鉴。

特高含水期油藏潜力区与开发对策耦合方法

针对高含水期油藏剩余油分布特征,以油藏工程理论为基础,考虑经济因素,建立了特高含水期油藏剩余可采储量丰度分区划分方法,得到了整个油藏的高潜力区域与低潜力区域。结合油藏渗流状况划分出了油藏的高速流动区域与低速流动区域。综合考虑2种分区结果,进一步确定了不同区域的开发对策。在实际区块的应用结果表明,综合考虑油藏的高潜力区域与低潜力区域和地层渗流的低速流动区域与高速流动区域,可以与开发对策进行有效耦合,对特高含水期油藏调整开发对策具有实际指导意义。

渤海湾盆地沾化凹陷新生界断层精细表征及地质意义

断层的精细表征对高含水期复杂断块油田剩余油挖潜具有重要意义。利用井-震标志层对比、地震同相轴变异识别与断层叠合模型验证等方法,对渤海湾盆地沾化凹陷新生界复杂断块油田开展了断层精细表征。研究结果表明:(1)沾化凹陷复杂断块油藏断层两侧岩层的对接关系复杂,断层组合样式多样,继承性小微断层发育,通过断点定位、断面解释、断层平面组合与空间叠合建模等,实现断层特别是小微断层的精准识别、定位与表征。(2)研究区小微断层发育的重要特征为地震剖面中同相轴的扭曲、分叉、合并等变异现象,同相轴微扭动、微扭曲、微错断是小微断层断点识别与定位的重要依据。(3)断层精细表征使研究区断层的断边“盲区”和“模糊区”变为剩余油富集的潜力区,断层两侧外扩可新增地质储量。断层精细表征可优化完善井网布局、增加挖潜开发实效,还可为进一步明确剩余油富集分布规律、调整开发井网和实施精准开发等提供科学依据。

未确知测度模型在南堡H断块油层潜力评价中的应用

如何准确评价当前油层潜力直接影响着开发中后期复杂断块注水油藏剩余油的挖潜工作。通过静态油藏地质特征与动态开发效果综合分析,确定了复杂断块油藏剩余油分布的主控因素,并利用基于未确知数学理论和属性测度理论的层次分析+未确知测度评价方法进行油层潜力评价。通过构建评价指标体系,建立精确的未确知测度函数,利用置信度识别准则判定评价空间,最终得到油层潜力评价结果。研究结果表明:利用层次分析+未确知测度综合评价油层潜力,建立了7个参数组成的评价体系并构建未确知测度函数,根据油藏潜力大小可将油层分为4类,其中,Ⅰ、Ⅱ类油层潜力较好,评价结果与数模结果相似,并通过现场实施验证评价结果的可靠性。

Z11块E_2d_2油藏剩余油分布质量评价

针对江苏油田Z11块E_2d_2油藏进入高含水阶段面临剩余油挖潜的问题,在划分不同储层类型的基础上,根据油藏数值模拟结果,分析剩余油分布规律。进一步提出利用动用难易指数和剩余储量丰度两个指标建立剩余油分布质量评价方法,根据迭代阈值法计算得到的评价指标分类界限,将剩余油分布质量分成4种类型并确定相应的挖潜方向。最后,根据Z11块E_2d_2油藏剩余油分布质量评价结果,开展剩余油挖潜的现场应用,取得了较好的调整效果。

延安北S井区长21储层潜力及剩余油精细表征新探索

文章紧密结合研究区开发生产实际,并应用最新空间三维建模方法表征长21储层剩余油的分布,兼顾储层构型对油藏剩余油的控制作用和油藏渗流特性,为油田后期注水开发方案的调整提供了新的思路。

普光高含硫碳酸盐岩气田开发调整关键技术

中国石化已在四川盆地成功开发了普光和元坝两大高含硫气田,但进入“十四五”以来气田开发进入稳产中后期,面临水侵及硫沉积日益严重、剩余气分布复杂、部分气井油压接近外输压力等新问题。为实现气田稳产和提高天然气采收率,以普光高含硫碳酸岩盐气田为例(以下简称普光气田),对气田开发调整的关键技术及方法进行了系统研究,梳理了储层精细表征及建模、剩余气精细表征与挖潜、控水、控硫、增压开采等5个方面形成的关键技术。研究结果表明:①揭示了礁滩相碳酸盐岩储层不同储集空间类型的孔-渗特征,形成了“相控+震控”储层精细建模技术,精细表征了储层非均质性空间展布;②建立了普光气田5种类型剩余气分布模式,确定了普光气田储层非均质性控制纯气区剩余气分布,受井网完善程度和高渗条带分布控制,水侵区剩余气分布呈现小零散特征,形成了不同类型剩余气挖潜技术;③提出了普光气田采取“高部位控产、低部位排堵结合”的控水治水对策,实现水侵前缘均匀推进;④明确了储层硫沉积主要发生在近井地带(小于6 m),可导致渗透率最大下降70%~80%(表皮增大6.5~12倍),实验证实了重复酸压治硫效果好于注入溶硫剂;⑤建立了考虑产水及硫沉积的气井多相渗流产能评价方法,确定了气田增压潜力、增压幅度、增压时机及增压方式。结论认为,普光高含硫碳酸盐岩气田开发调整关键技术的实施,确保了气田自“十四五”以来稳产目标的实现,研究成果对我国高含硫气田开发调整具有重要的指导和借鉴意义。

基于核磁共振驱替实验的低渗透砂岩流体可动性及剩余油赋存特征研究

海上低渗透油藏动用程度低,具有巨大的开发潜力,但由于其孔隙结构非均质性强导致流体可动性和油水赋存特征非常复杂,使得低渗透砂岩在开发阶段剩余油挖潜难度大。利用核磁共振驱替实验结合高压压汞、微米CT驱替实验以及渗流数值模拟方法,探究低渗透砂岩全孔径的孔隙大小分布特征及其对流体可动性以及剩余油赋存特征的影响。结果表明:低渗透砂岩的孔隙大小具多尺度特征,呈双峰分布,其中可动流体主要赋存在较大孔隙(0.1~10μm)内,微小孔隙(<0.1μm)内主要赋存束缚水。原油进入低渗透砂岩时存在优先赋存于较大孔隙的差异赋存现象,且物性越好,原油差异赋存现象越显著。在物性相对较好的低渗透砂岩中微观剩余油主要以孔隙充填形式赋存于较大孔隙,而在物性相对较差的砂岩中主要赋存于微小孔隙中。孔隙充填型剩余油是由于非均质的孔隙结构在水驱过程中产生优势渗流通道导致部分较大孔隙弱波及形成的,是后期重点挖潜对象。通过降低油水界面张力、增大驱替速度可以有效减少优势渗流通道,提高低渗透砂岩剩余油的动用程度。