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。

中低渗油藏特高含水期深部调驱实践与认识

针对江苏油田典型特高含水油藏G6区块,结合当前开发现状及中低渗储层特征,选择分散型堵剂进行深部调驱试验,从注入粒径、注入浓度和注入体积等工艺参数对调驱工艺进行优化,现场应用2个井组。结果显示:由于长期水驱形成高渗条带与大孔道,柔性颗粒调驱剂的粒径选择不应依赖原始孔喉尺寸,应在调驱过程中根据注入压力和油井响应及时调整,添加超大颗粒或连续相高强度堵剂转向段塞,封堵高渗水窜通道;树立整体调驱理念,可有效避免注水井组互相干扰,扩大井区波及体积,达到整体降水增油的目的。

大庆油田特高含水期开发技术的进步与展望

全面回顾了大庆油田特高含水期开发技术的创新发展历程,系统总结了特高含水期储层精细描述、剩余油精细描述、长垣水驱开发调整、长垣外围油田开发、复杂断块油藏开发、聚合物驱、三元复合驱和难采储量有效动用等油田开发技术。在客观分析大庆油田振兴发展需求和特高含水后期面临矛盾问题的基础上,紧密结合油田开发技术现状,指明了油田开发核心技术主攻方向。围绕探索建立新一代提高采收率核心技术体系,对特高含水后期油气开发战略、油藏精细描述、长垣水驱精准开发、大幅度提高采收率和外围油田开发调整等技术的未来发展进行了展望。

喇嘛甸油田剩余油挖潜方法

针对陆相砂岩油田特高含水期开发阶段剩余油分布零散复杂的状况 ,从沉积学理论入手 ,对萨、葡储层进行精细解剖 ,揭示了储层沉积模式及非均质特点 ,从成因上分析特高含水期萨、葡储层剩余油分布特点。喇嘛甸油田萨、葡储层的剩余油一般富集在点坝砂体顶部、边部 ,主要条件是注采方向与渗流方向不一致 ,而其他类型砂体形成富集剩余油的主要原因是砂体物性变差、注采不完善、滞留区未射孔及井网控制不住等类型 ,措施调整方案实施后 ,取得了良好的挖潜效果。

特高含水后期油藏水驱效果评价方法

针对常规水驱效果评价方法不适用于特高含水后期油藏的问题,通过筛选指标、确定指标权重和确立指标标准,研究了新的评价体系。利用逻辑分析、矿场统计和灰色关联分析等方法,从常用水驱效果评价指标中筛选出适合特高含水后期的12项指标,根据石油天然气行业标准《油田开发水平分级》(SY/T 6219-1996),结合矿场统计数据,制定了各项评价指标的标准,应用层次分析法确定了各项指标的权重,并采用模糊综合评判法评价水驱效果,形成了特高含水后期油藏水驱效果评价方法。应用实例表明,与传统方法相比,该评价方法简单快捷,结果较为准确,具有较好的现场实用价值。

特高含水期剩余油微观力学成因及孔道选择机理

特高含水期剩余油多以非连续相存在,微观作用力影响明显。以特高含水期孤滴状剩余油为研究对象,对毛细管模型中油滴的微观力学成因进行分析,明确毛管力是孤滴状剩余油形成的主要微观作用力;选取双孔孔隙结构模型建立油滴运移孔道半径临界条件模型,研究剩余油滴选择毛细管孔道的机理,定量化分析结果表明,驱动力和黏滞力对油滴通过的孔道半径最小界限值的影响较大。该结果可为分析特高含水期剩余油动用条件及提高采收率提供指导。

萨中油田特高含水期加密调整方法

多层砂岩油田在进入特高含水期后,因为经过了多阶段、多套层系井网开发,所以递减加快,措施效果变差,油田稳产难度增大。通过对萨中油田各类油层特高含水期开发效果评价及对水聚驱现场试验的研究,认为多层砂岩油田在特高含水期,应适时构建三次采油井网,采取先期水驱加密调整挖潜,后期实施三次采油的加密调整方式,实现油田的长期稳产。在此基础上,以中区西部为例,依托原井网,部署了3套加密调整井网。通过新井完钻后地质特征和剩余油分布再认识,优化射孔选层,优化封堵、补孔手段等,加密调整井网对油层的控制程度进一步提高,改善了开发效果。并分析了特高含水期加密调整效果及开采特征,改进了特高含水期加密调整层系井网部署及射孔选层方法。

特高含水期分层注水技术政策界限

为解决油田特高含水期分层注水技术政策界限的划分问题,综合考虑油藏的物性差异、压力差异、层数差异及层段长度等因素对各层吸水、产液能力的影响,建立多组典型井组注采模型;以含水上升率级差作为油藏特高含水期的均衡驱替准数,准确表征各主要因素的影响;采用洛伦兹系数评价油藏纵向动用非均衡程度,最终得到特高含水期不同韵律特点、不同井网形式的特高含水期分层注水技术政策界限。深入分析各因素的影响,得到影响特高含水期分层注水技术政策界限的主控因素为渗透率级差与原油黏度级差。应用实例表明,研究得到的特高含水期分层注水技术政策界限可以为现场开发提供便利和指导。

海上特高含水期油田精细油藏描述技术及应用——以陆丰油田海陆过渡相A油藏为例

为满足强非均质储层高含水后期小尺度、高精度挖潜需求,以陆丰油田海陆过渡相A油藏为例,针对海上油田水平井、高速开发的特点,构建了多资料、多学科融合的一体化精细油藏描述流程,形成了3项关键技术:(1)基于沉积微相指导的层系细分、充分利用水平井沿程归位信息的精细构造描述技术,实现了3 m以内低幅微构造刻画;(2)基于井震相的储层分类及神经网络预测、充分利用测井和试井动静数据的储层精细描述技术,实现了3 m以下泥钙质夹层盲井符合率80%以上;(3)基于不同驱替倍数岩心水驱实验、结合不同时期测井数据的油藏参数时变精细模拟技术,模型中过路井饱和度更吻合实钻,生产动态拟合率达93%。依据油藏描述结果,部署了2口调整井,实钻构造误差约2 m,储层钻遇率100%,剩余油分布与模型预测基本一致。

渤海Q油田特高含水期水淹特征与剩余油挖潜

渤海Q油田为海上大型河流相砂岩油藏,进入特高含水期后,剩余油高度分散,低效井增多,稳产及低成本开发难度加大,探寻高效的挖潜方式对油田稳产及后续开发意义重大。在分析渤海Q油田开发存在的问题及制约瓶颈的基础上,对油田现有低效井进行了分类梳理,并根据钻井、测井、密闭取心、生产动态监测等资料剖析了油田特高含水期平面及纵向的水淹类型及特征,总结了剩余油富集模式。围绕低效井治理及剩余油高效挖潜,探索出集注采调整、措施改造、老井侧钻等多手段低效井治理与剩余油高效挖潜对策。相关措施在渤海Q油田不同类型油藏区块低效井的治理及剩余油的高效挖潜中得到了成功应用,油田综合含水稳定在93.7%,油田产量递减明显变缓。成果及方法为该油田特高含水期的低效井治理及高效挖潜探索出了一条有效途径,可供类似油藏高效挖潜借鉴。

特高含水期微观剩余油分布状态及驱油效率表征研究

提高驱油效率是油田关注的焦点问题,为高效开发特高含水期剩余油,文章分析了剩余油的形成机理和分布状态,以简化毛管束模型为例,对油滴运动进行受力分析,得出微观驱油效率定量表征,分别从优化注采方式和调整驱替参数两个方面提出开发对策,为特高含水期剩余油分布研究、提高驱油效率提供理论依据和指导。

渤海Q油田特高含水期自然递减率与提液效果影响因素分析

渤海Q油田目前处于特高含水期,提液生产是油田增产挖潜的主要措施手段。通过对油田产量自然递减率定义及理论公式变形推导,明确油田递减率主要影响因素。基于油田生产实际,进行不同水驱类型油藏在扩容后提液、未提液及不同提液幅度下的油井含水上升幅度统计分析,确定渤海Q油田不同水驱类型及提液幅度下含水上升及产量递减影响因素,以此为指导开展扩容后提液井优选,取得良好增产效果。通过对比近年油田实际生产和自然递减率变化情况,预测了油田后期自然递减率变化,提高了油田配产的科学性与合理性。

特高含水期油藏精细管理方法

随着油田开发工程的推进,中国许多油田都已经进入开发后期,这一阶段的油田普遍含水量较高,给开采工作带来严峻考验。为保证油田的开采量满足生产需求,科学、合理的管理必不可少。

特高含水期水驱剩余油挖潜技术研究

在深入分析油层动用情况与潜力的基础上,深入分析特高含水期水驱剩余油挖潜技术应用与效果,其主要目的是提高油田特高含水期开采效率与开采量。

水驱砂岩油藏特高含水期注水井细分界限初探

非均质严重的水驱砂岩油藏进入特高含水期,注水井细分调整对于提高非主力油层动用程度、控制产量递减和含水上升,是一种有效的常规手段。根据油藏的布井现状,以面积井网为例,应用平面径向稳定渗流的微分方程,推导组合层段内各小砂岩层液体的移动时间和驱替面积,以驱替时间最长或驱替面积最大小层为标准,计算各层的液体移动时间比值和驱替面积比值,根据比值的变化趋势确定组合层段小层级差范围。根据驱替面积比值计算不同个数小层组合层段的驱替体积比例,确定合理组合小层个数。通过细分段顶底砂岩层生产压差和不同级差小层液体移动时间比值分析,得到合理纵向跨度。在特高含水期层段组合最大界限是渗透率级差小于7,组合小层数小于7。