稠油油藏大段塞调驱后提高采收率新技术及应用

H1块为普通稠油区块,开展多轮次调驱后,取得较好的增油效果。但随着大段塞调驱剂注入,后期压力维持在较高水平,含水率持续上升,同时注入井吸水能力下降,油井产液能力下降,产量递减加大,亟需有效开发接替技术。为进一步改善开发现状,室内设计了在大段塞调驱段塞后,注入降黏剂进一步提高采收率。室内通过大量实验,筛选出了具有良好降黏性以及界面活性降黏剂JN-1,当质量分数达到0.2%时,降黏率可达82.0%,降低油水界面张力至4.72×10^(-3)mN·m^(-1)。室内物模实验表明,在注入0.3PV调驱段塞后,继续注入0.2%降黏剂段塞0.3PV,可充分启动残余油,进一步提高采收率16.8%。现场开展降黏驱4井组先导实验,设计注入质量分数0.2%、0.14 PV降黏剂,注入后平均单井日增油0.8 t,综合含水率下降6%。

胜利油区储层测井评价技术发展及展望

胜利油区油气资源丰富,储层类型众多,测井评价在勘探开发工作中发挥了重要的作用。值此建院60周年之际,系统回顾储层测井评价技术发展历程和特色技术,总结经验,展望未来,对于测井专业领域的发展和应用有着积极的意义。根据储层特点和评价难点,系统梳理了常规砂岩、复杂类型和非常规3种类型储层中形成的系列成熟测井评价技术。常规砂岩储层,系统地形成了适用性强的油层标准确定方法,创新了多层合试条件下的岩性、含油性下限约束的电性标准建立方法,开创性地提出了依据不同成岩带划分的储层参数解释技术;复杂类型储层,先后形成了陡坡带砂砾岩岩性测井识别、低渗透砂岩储层有效性评价、低电阻率油层识别及评价等技术;非常规储层,以评价储集性和含油性为主要目的,初步形成了基于二维核磁共振实验的储层参数测井评价技术。这些不同类型储层测井评价技术,都体现了井筒资料与地质认识的结合、岩石物理与测井模型的综合,展现了测井为地质、为油藏服务的能力,并取得了良好的应用效果。展望未来,剩余资源主要分布在隐蔽油气藏及深层,为满足勘探开发的发展和需求,有必要加强实验资料、气测录井和测试生产资料的分析,加强测井评价与地质结合,加强随钻测井、成像、核磁等测井新技术的应用,开展综合研究与评价,从评价目标上拓展产层性质评价和产量预测,从研究手段上,在常规技术的基础上,充分依托专家经验做好样本选取,深化大数据人工智能应用,一定会取得良好效果。

基于非等温加热区的厚层稠油油藏水平井蒸汽吞吐产能预测新方法

经典模型不适用于预测厚层稠油油藏水平井蒸汽吞吐产能,基于非等温加热区,提出考虑非等温和渗透率各向异性影响的厚层稠油水平井蒸汽吞吐产能预测新方法。在验证新方法的准确性后,分析加热区温度分布及前缘、不同生产制度下多周期产能、不同渗透率各向异性情况下产能。结果表明:新方法能够准确预测加热区平均温度、压力、前缘位置;同一周期内,随着生产进行,加热前缘呈现逐渐扩大的趋势;相同周期内生产时间下,加热区前缘会随着周期数增加而扩大;当保持低井底压力和高产量时,加热区平均压力较低,油藏压力衰减较快,反之亦然;厚层稠油油藏水平井蒸汽吞吐产能预测需要考虑各向异性渗透率影响,否则会降低产能预测准确度。

基于改进广义S变换时频分析的“板状”断控油藏油柱高度预测

塔里木盆地北部坳陷碳酸盐岩断控领域油气资源丰富。断控“板状”油藏油水界面的识别是该类油藏效益开发的关键工作。钻井探测油藏油水界面的成本高、工程实现难度大,而采用地球物理的方法识别油水界面是一种高效措施。文章提出一种基于广义S变换时频分析的应用方法,通过大量过井地震道时频分析结果与开发动态分析数据联合分析,发现地震资料主频随深度/时间的变化与油层厚度具有正相关关系,提出采用地震道时频道集能量包络异常拐点判别油水界面的思路。实验表明,针对“板状”油藏,当油柱厚度OCH<120 m时,分析结果存在不确定性;当120≤OCH≤250 m时,分析结果基本可靠;当OCH>250 m时,油层厚度可靠。应用表明,在富满油田某区某断裂破碎带预测油层厚度主体为200~520 m,与当地开发实际相符,可指导开发实践。

基于不连续边界识别的辫状河储层夹层研究——以渤海海域P油田馆陶组为例

渤海海域P油田发育河道切叠频繁的辫状河储层,已钻井揭示其储层内夹层发育,导致钻后水淹状态和产能差异较大,夹层精细刻画和精确表征是剩余油挖潜的关键。分析了P油田夹层分布特征及成因,认为夹层分布与构型边界具有较好的相关性,因此提出了基于不连续边界识别的夹层刻画方法。通过两级不连续边界分析识别出边界河道、内部主河道和内部次河道,分别对应复合心滩边界河道充填、单心滩边界河道充填和串沟充填3种夹层类型,建立了各级河道的定量判别标准,确定了夹层厚度中心线;根据研究区300个井组侧钻井资料,分析确定了夹层的平均厚度和翼展宽度;利用分类插值和井点校正得到了夹层厚度分布图。结果表明,P油田馆陶组辫状河储层夹层多以宽翼条带状分布,3种夹层的平均厚度分别为3、2和1m,平均翼展宽度分别为100、50和25m。应用本方法对C10井区L50小层进行了精细研究,夹层刻画结果有效指导了剩余油的挖潜。

喇萨杏油田河道砂岩厚油层夹层分布特征

通过对油田河道砂岩厚油层内部夹层的分布状况及河流相沉积环境中夹层的成因分析,结合油田目前夹层识别的技术现状,将河道砂岩厚油层内部夹层划分为单元间及单元内两大类。通过单砂体到单一点坝再到砂体内部夹层的描述思路,实现了侧积夹层的三维数字化表征,建立了水平状夹层三维地质模型,在储层深层次描述方面取得突破性进展。分别描述了它们的分布特征及其在油田开发中的作用,指出了夹层研究的主攻方向。

大庆油田萨北二类油层非均质特征

根据二类油层的界定标准,将大庆油田萨北油层分成高弯曲分流河道砂体沉积、低弯曲分流河道砂体沉积、内前缘枝状三角洲砂体沉积、内前缘过渡三角洲砂体沉积、内前缘坨状三角洲砂体沉积 5 种类型,分析了各类砂体的非均质特征. 结果表明:该储层有效厚度和渗透率均较小,分布零散,层内非均质性严重,形成“死油区”;多相带组合,多旋回沉积,河道切叠,层间非均质性严重,导致“单层突进”;受沉积相带控制,平面非均质性严重,导致“平面舌进”;由此影响剩余油的分布.

萨中北一区断东厚油层聚驱后井网重构

大庆喇萨杏油田聚驱后进入后续水驱阶段的储量逐年增多，为开发这部分储量，实现4000×10^4t稳产，以萨中北一区断东作为典型解剖区，通过精细地质研究，搞清剩余油特点及分布规律，明确聚驱后的剩余油潜力，在此基础上提出重新组合开发层系，重新构建井网系统，利用水平井和直井相结合的调整方式，提出了聚驱后现场试验的实施方案。该方案数值模拟结果表明，聚驱后层系重组、水平井和直井联合井网系统的进一步挖潜方式是可行和经济有效的。

水驱厚层油藏纵向波及系数预测新模型

针对厚油层内部的强非均质性和窜流现象导致的纵向波及系数预测精度低的问题,考虑层内受瞬时窜流及渗透率非均质性的影响,引入渗透率对数正态分布函数,结合拟相对渗透率法和水驱油理论,建立了纵向波及系数预测新模型。研究结果表明:模型计算结果与矿场实际数据基本吻合,从而验证了模型的可靠性和较高的精确度;敏感性分析表明,渗透率变异系数和流度比越大的油层,纵向波及系数越小,原油主要在高含水时期被采出,此时需调整注采井网,合理划分层系,从而提高油藏纵向波及系数。研究成果为水驱开发厚层油藏纵向波及系数的预测提供了理论指导。

孤岛油田河流相厚油层储层构型研究及应用

针对孤岛油田河流相厚油层油藏非均质特征，采用油藏综合分析、测井响应分析和数值模拟等方法，开展了密井网条件下以成因单元为边界的微型构造及辫状河心滩坝、曲流河点坝内部构型研究，建立了厚油层层内10m×1cm级精细三维模型，进一步深化了特高含水期厚油层剩余油研究。针对孤岛油田正韵律厚油层剩余油富集规律，提出了采用水平井挖潜。在井区综合含水率已达93．7％，采出程度高达45．3％的情况下，矿场实施23口水平井。水平井初期产油量达31．9t／d，是同期投产直井产量的3—4倍，综合含水率比同期投产直井降低了30％-50％。

WZ12-1油田南块涠四段油层有效厚度研究

针对WZ12-1油田南块涠四段低孔、低渗、低电阻率油层有效厚度划分中存在的问题,提出了油层有效厚度划分的图版参数。利用目的层段测井、地质和试油资料的统计分析和综合归纳,建立起储层岩性、电阻率、孔隙度、泥质质量分数、渗透率及含油饱和度的有效厚度下限标准。从而,在该区低电阻率、低孔、低渗、高水饱油层有效厚度评价中精细地反映储层岩性、物性和含油性特征,有效地剔除了钙质及泥质夹层、致密层、干砂层和不够标准的差油层,确定了各井油层的有效厚度,提高了测井解释和储层研究精度,为该区低孔低渗油田增储上产提供了有利目标。

厚油藏CO2驱气体超覆现象分析

针对厚油藏CO2驱过程中气体发生超覆会造成垂向波及效率低的问题,为研究CO2的超覆运移距离,自主研制高温高压超覆模型,采用分层采集流体的方式,改变岩心长度(分别为60,50,40 cm)开展气驱实验,上、下出口端的产量分别表征岩心上、下部的开发效果以评价其超覆程度.实验结果表明,重力分异作用下CO2的运移过程可以分为3个主要阶段:气体均匀推进阶段(0~40 cm)、过渡阶段(40~50 cm)和超覆完成阶段(50~60 cm).建立了比值法和面积法进行超覆程度的量化表征,气体运移距离越远,上、下出口端产油量差异越大,超覆程度指数增幅越大,总产油量降幅越大.因此,油田生产中,在保证经济利益最大化的前提下应尽可能减小井距以减弱气体超覆对开发效果的影响.

边底水驱高含水厚油层剩余油分布特征及挖潜实践

边底水活跃的油藏，天然能量充足，总体开发效果较好，但统计发现产油量往往与油层厚度不成比例，厚度2～3m的油层时常累产油达几万吨，而有些7～8m以上厚油层累产油不足万吨。通过剩余油监测，结合剩余油分布研究，高含水期的厚油层仍有较大潜力。近几年来，华北油田技术人员针对水淹厚油层剩余潜力，应用复合堵水、钻水平井等技术挖掘层内剩余油，取得较好效果，对同类油藏剩余油挖潜和提高采收率有一定借鉴意义。

井楼油田稠油厚油层高周期吞吐后剩余油分布规律研究

井楼油田一区主力层Ⅲ5-6层厚度在10.0m以上,平面非均质严重,为非均质稠油厚油层,蒸汽吞吐后期剩余油分布复杂。利用沉积微相、油层物性、动态监测、生产动态等资料,采用油藏工程分析方法,研究了稠油厚油层高周期吞吐后纵向及平面上剩余油分布规律,提出了挖潜建议。

厚层稠油油藏蒸汽吞吐后期立体注采井网设计及优化

蒸汽吞吐后期的厚层稠油油藏在平面上和纵向上油层动用不完善,油藏采用蒸汽吞吐开发潜力小,单井可采储量低,很难取得经济效益.为了合理开发厚层稠油油藏蒸汽吞吐后期的未动用储量,运用热采数值模拟方法,论证了厚层稠油油藏蒸汽吞吐后期直井—水平井立体注采井网的合理有效性,分别针对双水平井与直井平面上的井距、双水平井纵向上的井距和水平段长度进行了优化研究.结果表明,上部水平井（注汽）和直井在生产中起决定作用,直井扩大了蒸汽平面的波及效率；下部水平井通过排液发挥调节作用,扩大了垂向波及效率,提高了油藏动用程度.对于厚层稠油油藏,水平井与直井井排的距离为50 m,双水平井纵向井距为25 m,水平段长度为350～400m时,开发效果最佳.

水平井挖掘正韵律厚油层潜力影响因素分析

用整装油藏资料建立了正韵律厚油层的概念模型,对水平井挖掘厚油层潜力的影响因素和技术参数界限进行了分析。研究结果表明,为提高油藏采收率,水平井注采井组中注水直井在上部注水效果较好;地层垂向渗透率应保持一个最佳值;无因次隔层面积最好大于6.9。采用水平井挖潜,无因次水平段长度应大于0.25;剩余油富集地层厚度应大于4.3m;厚油层整体含水率应低于95%;生产压差和产液速度应保持合理水平。

厚油层内部夹层特征及在剩余油挖潜中的应用

以岩芯、测井、分析化验和生产动态等资料为基础,通过静态和动态研究相结合的方法,对东濮凹陷古近系沙河街组厚油层内部夹层类型、成因和展布特征,对剩余油的控制作用及其在挖潜中的应用进行了研究。结果表明:东濮凹陷厚油层的夹层类型主要有泥质、物性和钙质夹层三类,以泥质夹层为主,前两者属沉积成因,而钙质类层主要属成岩成因。从厚油层内部夹层的空间分布特征来看,可将其分为层状连续分布夹层、片状不稳定分布夹层和不规则冲刷-充填夹层3种。统计结果表明:横向延展非常稳定且井间对比性较强的夹层数量约占30%,而横向延展稳定性较差且连片程度不高,具空间随机性分布特征的夹层数量约占70%。夹层空间分布特征与注采配置方式共同控制了厚油层内部的不同剩余油分布模式,对夹层的深入研究有效提高了对厚油层内部剩余油的认识精度。从不同空间分布夹层所控制的剩余油分布特征出发,采用水平井、井网整体调整、补孔等方法和措施可获得较好的挖潜效果。

曲流河点坝型厚油层内部构型及其对剩余油分布的影响

目前中国大部分厚油层类油田已进入高含水开发阶段,水淹严重,剩余油高度分散。为明确曲流河点坝型厚油层的剩余油分布规律及其影响因素,在曲流河点坝内部构型分析的基础上,利用面控制建模方法建立点坝精细构型地质模型;并运用数值模拟方法,采用正交试验与单因素实验相结合,对曲流河点坝型厚油层剩余油分布进行研究。结果表明,曲流河点坝型厚油层剩余油整体分散,局部富集;剩余油主要分布于点坝顶部、侧积层遮挡部位以及井间水驱未波及区域;侧积层倾角、注水方式、侧积面曲率、侧积间距、井网以及侧积层连通性等因素均会对剩余油分布产生重要影响。正交试验结果表明,侧积层倾角越小,连通性越差,侧积间距越大,曲流河点坝型厚油层的开发效果越好。根据曲流河点坝型厚油层剩余油分布特征,可采取在其上部钻水平井、中部转换注水方式和下部调堵油水井的方式进行挖潜。

正韵律厚油层剩余油富集区水平井段优化研究

水平井技术是挖潜特高含水期正韵律厚油层顶部剩余油富集区最为有效的方法。在影响水平井开发效果的多种因素中,水平井段长度是水平井设计的重要参数,直接影响水平井的开发水平。本文以胜坨油田二区沙二段74小层为例,建立相似油田概念模型,利用精细油藏数值模拟,研究不同水平井段长度和无因次水平井段长度下的整个油藏水平井开发效果,研究成果为同类型油藏剩余油富集区的水平井挖潜提供了借鉴。

油田二次开发储层精细描述方法研究

厚油层层内非均质是二次开发储层精细描述的重点。以大港油区二次开发先导区羊三木油田为例,在单砂层级地层精细对比及沉积微相研究基础上,对厚油层进行细分研究。重点识别层内夹层,采用储层构型分析的思路,建立厚油层细分三维地质模型,将厚砂层分为多个相对独立的流动单元,并利用水淹层解释、剩余油饱和度监测井等手段,描述厚油层层内剩余油分布。