密井网区叠前高分辨率反演及其在薄储层预测的应用

针对大庆长垣油田密井网区SⅡ油层组陆相河流-三角洲相沉积微相类型变化快、井间厚度2 m以下的窄小河道砂体预测误差大、河道走向预测多解性强、砂体间连通关系判别差异性大等问题,以长垣油田A区块为例,开展叠前井控道集处理技术、基于改进的Xu-White岩石物理模拟技术、基于“波形指示马尔科夫链-蒙特卡洛”随机模拟算法的叠前波形指示反演技术研究。结果表明:研究区砂岩储层具有低纵波阻抗、低纵横波速度比值的特征,纵波阻抗为3.8~8.2 Gg/(m^(2)·s),纵横波速度比为1.7~2.1;随时砂岩厚度的增加,其纵波阻抗及纵横波速度比有减小的趋势。通过70口后验井的定量分析及评价,在密井网区叠前波形指示反演对厚度为[1,2)m的薄互层砂体识别精度为80.7%,对厚度大于等于2 m的砂体识别精度为85.1%。研究成果对河流―三角洲相薄储层开发方案的合理制定及措施调整具有指导意义。

大庆油田萨中开发区二、三类油层同步挖潜补压结合射孔方法

大庆油田萨中开发区二类油层和三类油层平面、纵向交互分布,目前尚未形成同步开发方法。从射孔角度出发,通过分析油层特点,匹配射孔工艺方法,二类油层匹配深穿透(穿深为956 mm)射孔、三类油层匹配超深穿透(穿深为1 308 mm)射孔,建立单井“组合射孔”模式;针对大段三类油层,通过抽稀射孔数,提高单卡层段数,提高过孔压力,建立“组合射孔+限流法压裂”模式。数值模拟和现场分析结果表明:该方法在萨中开发区2个二、三类油层同步挖潜区块应用,“组合射孔”实施20口井,采出端单井含水率多降低2.0%、日产油量增加1.2 t;“组合射孔配套限流法压裂”实施6口井,实现了单孔排量0.6 m3/min以上,平均单井产液量增幅17.56%,含水率多降低0.94百分点。研究成果可有效指导投产设计,对二、三类油层的同步挖潜和提质增效具有重要意义。

排水采油与气水协同复合挖潜在某井组应用

塔河碳酸盐岩是经过多期构造破裂和古风化壳岩溶共同作用的缝洞型油气藏,储集空间主要有溶洞、裂缝及孔隙三种类型,其特点是不规则形态和非均匀分布,储层非均质性极强,油水关系复杂。文章从排水采油原理出发结合H20井组地质背景、生产特征、连通情况入手对井组连通情况、见水特征进行分析,根据井组水侵规律认识,制定排水采油复合气水协同组合治理对策,实现井组复合挖潜,效益开发。

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。

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。

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。

渤海油田中曲率半径侧钻井关键技术

随着渤海油田的不断开发,高含水和高采出程度是油田开发中面临的主要问题。近年来,利用老井侧钻中曲率半径平井技术是解决渤海油田平台槽口和在生产井控制储层面积有限问题、降低开发成本、进一步挖潜剩余油、提高油田产能的有效技术手段。由于中曲率半径侧钻井在钻完井工程中存在轨迹曲率半径小、套管开窗、过窗难度大、导向钻具疏松地层定向困难、套管下入摩阻大等难题,从轨迹设计、开窗工具优化、钻具组合设计、钻井摩阻水力学分析、下入管柱结构优化等方面形成了渤海油田中曲率半径侧钻井工艺体系。通过实际应用,证明该技术成功解决了该类型井靶前位移不足的问题,为海上油田安全、高效实施提供技术支撑,大大缩短了钻完井工期,节省了费用,提供了海上油田“挖潜剩余油”的新思路,对同类型井具有较强的指导意义和推广前景。

大位移绕障技术在老矿山挖潜中的应用

介绍了福7井通过水平井绕障技术、带压钻井技术、带压固井技术和超长水平段施工建井工艺,提高了矿区控盐量和生产能力,并重点介绍了施工过程、关键点项和注意事项,通过技术攻关达到预期效果。

注水开发油田剩余油分布及挖潜技术研究

针对注水开发油田剩余油的挖潜问题,首先对注水开发油田剩余油分布及挖潜技术研究现状进行分析,对剩余油的分布特征进行探讨,对剩余油的挖潜技术进行深入研究,为推动我国注水开发油田的进一步发展奠定基础。研究表明:对于注水开发油田而言,其剩余油的分布主要呈现出窄条带状以及孤岛状的基本特征,因此,在进行开发的过程中需要采取相应的措施,在进行剩余油挖潜的过程中,需要从重复压裂技术、压裂配套技术角度出发,分别采取多项有效措施,进而使得剩余油挖潜效果可以得到一定的改善。

双河油田扇三角洲前缘沉积微相特征及剩余油分布

油田开发后期,储层沉积微相是控制剩余油分布的主要地质因素之一,微相砂体间储层物性的差异,决定了储量动用程度的差别。双河油田非均质严重,目前综合含水高达93%,采出程度35%以上,储量动用很不均衡。在对双河油田扇三角洲前缘沉积微相特征研究的基础上,利用分层动态测试、水淹层测井解释及数值模拟结果,分析了双河油田扇三角洲前缘不同沉积微相砂体内部储量动用状况及剩余油分布特征,对不同微相砂体提出了挖潜对策。

重新认识河道砂体储层层内非均质性——从注水开发高含水阶段挖掘层内剩余油潜力谈起

根据我国东部主力油田储层绝大多数都属于河道砂体,注水开发进入高含水阶段后,层内剩余油超过层间剩余油,层内矛盾上升为主要矛盾这一特点,从挖掘层内剩余油潜力出发,提出要重新认识河流砂体储层层内非均质性,并指出高含水期河流砂体储层改善采油(IOR)目标主要有:①封堵强水洗段,控制注入水无效循环;②加大中水洗段注水冲洗强度,达到目标水驱效率,并有可能超过目标效率;③提高未、弱水洗段的注采对应程度和注采井数比,达到有效驱替,提高波及程度。围绕这些目标,通过例证提出重新认识河流砂体层内非均质性设想建议和研究方向。

断块区岩性油藏剩余油分布特征及挖潜方法--以松辽盆地葡北油田葡萄花油层为例

受断层遮挡和断砂配置关系影响,断块区岩性油藏剩余油分布十分复杂.分析葡北油田葡萄花油层正向构造识别、沉积微相解剖、断层侧向封闭性和‘断—砂’匹配样式,认为断块区岩性油藏剩余油主要受"势—断—相"及其匹配关系控制,即断块边部正向断圈和内部微幅度构造高点控制剩余油富集部位;断层侧向封闭性影响剩余油富集程度;浅水三角洲水下分流河道及主体席状砂构成剩余油富集优质储层;断层与砂体匹配样式决定剩余油富集层位.建立4种剩余油类型,提出断块边部遮挡型剩余油钻大斜井,微幅度构造型剩余油钻高效加密直井,河道注采不完善型剩余油钻水平井,席状砂非均质性型剩余油采用油井压裂等挖潜方法.该研究结果对高含水期断块油田高效开发具有指导意义.

应用地质-动态分析法预测剩余油分布--以华池油田华78区为例

目的研究剩余油分布规律。方法以华池油田华78区为例,在充分利用注水井的吸水剖面资料、油井的产液剖面资料、注水见效和措施增油等动态资料的基础上,运用物质平衡原理,从地质与动态分析相结合的角度来研究剩余油的分布规律;绘制小层剩余油饱和度图,分析小层水淹状况,定性-半定量研究剩余油分布规律。结果受地质因素和生产动态双重作用的控制和影响,油藏边部、井网未控制及不完善区,储层渗透率较低的区域,储量动用程度较差,剩余油富集。结论根据地质-动态分析法预测剩余油分布,结果可靠,与实际生产情况吻合较好,从而为下一步调整开发方案,提高采收率提供了理论依据。

点坝砂体内部剩余油分布及挖潜方法研究

利用砂体内部构型油藏数值模拟技术和室内物理模拟实验技术,充分应用密闭取心井资料,探索性地开展了点坝砂体内部剩余油分布规律及挖潜技术研究。研究表明,由于受侧积层遮挡,点坝砂体内部仍有近20%的石油地质储量未很好动用,主要位于点坝砂体顶部及侧积层上部。针对剩余油分布特点,对部署水平井、部署直井、脉冲注水、调剖、堵水等一系列挖潜方法的增油效果和经济效益进行了论证。结果表明,点坝层内剩余油挖潜首推的技术对策为调剖堵水,注水井调剖时采油井需对应实施。

示踪剂监测技术及在桥口油田调整挖潜中的应用

针对非均质复杂断块油藏注水开发中后期油水分布关系复杂的实际情况 ,开展了井间示踪剂监测技术研究及应用 ,对油藏进行精细地描述 ,以便了解主力油层水驱控制及动用状况、油藏物性的差异 ,弄清油井见水、来水方向。通过采取相应措施 ,调整注水产液结构 ,提高了Ⅱ、Ⅲ类薄差层动用程度 。

中原油田文25东块聚合物微球调驱研究与应用

针对中原油田高温高盐油藏开发后期的剩余油挖潜,提出了聚合物微球深部调驱的技术设想。通过调整水相比、交联剂比例和耐温抗盐单体共聚,研制出了适用于文东试验区孔喉尺寸及油藏特征的系列调驱微球;在高温高盐油藏条件下,评价了微球的膨胀性能、抗剪切强度和稳定性;采用均质和非均质填砂模型,模拟了微球质量浓度、注入量和注入模式对调驱效果的影响。在文25东2个层系9个井组进行了微球调驱试验,通过"PI技术"的动态调整,共注入各类调驱微球276.47 t,总体达到了升高注入压力、提高波及体积和明显增油的目的。通过微球调驱,区块自然递减显著下降,油田稳产基础进一步得到增强。

三维储层地质建模与砂砾油层挖潜研究——以克拉玛依油田七中区、七东区克拉玛依组砾岩油藏为例

利用三维地质建模对砾岩储层非均质性进行定量研究和高密度定量表征,阐明油田主要挖潜方向及潜力区。储层构造建模建立了一种利用地震解释、钻井对比得出的断点数据与分层数据相互校正的构造模型;沉积微相建模定量表述了储集砂砾体大小、几何形态及其三维空间分布;相控储层参数建模实现了储集相带分布概率、原始储层数据及三维地质解释经验约束的储层参数模型。通过建模较好地解决了各种数据分辨率不同给储层数据信息结合制造的矛盾,优选出符合油田实际生产状态的非均质砾岩储层地质模型,形象、直观地显示出砾岩油藏断裂扩边潜力区和有利沉积相带控制油气储层规模及范围。

双河油田ⅧⅨ油组高含水开发后期剩余油综合挖潜技术

双河油田ⅧⅨ油组经历了30多年的开发,目前已进入特高含水开发后期,调整和挖潜的难度增大,单元开发效果持续变差。通过主力油层细分流动单元、分时剩余油研究、强水淹层细分评价等综合挖潜技术,对双河油田ⅧⅨ油组进行综合评价,搞清了单元的剩余油分布特征,并利用补孔、调层、解堵、复产、大修等手段对潜力层进行挖潜。通过一系列综合调整挖潜后,进一步完善了注采关系,提高了单元开发效果。

老井复查评价技术在老区增储增效中的应用

老井复查是在充分利用现有各项资料的基础上,结合现代油藏描述技术,对受当时技术条件限制被误判为"水层、干层"的"薄、差"低效储层进行重新评价认识,以达到滚动增储和挖潜增效的双重目的。近两年对老井进行了挖潜增效、精细构造研究、滚动评价和滚动增储技术的研究应用,取得了较好的开发效果和经济效益。

喇嘛甸油田精细构造描述及调整挖潜

针对喇嘛甸油田密井网区的开发需求和构造认识存在的问题,分析了影响构造解释精度的关键因素,提出了油田密井网区井震结合精细构造研究及描述技术,主要包括井资料的处理分析、精细标定及层位追踪、建立精细三维速度场、井震匹配精细断层解释、深度域井震断层匹配及建模、地震约束层位建模、精细构造的成图及再认识。该技术能够克服地震速度影响,精准表征井间微幅度构造,在大庆喇南区块的精细构造描述研究中得到应用,在借助高效井、水平井及补充钻井的调整挖潜中见到了很好效果。