基于灰色关联的油藏开发效果评价及治理对策研究——以姬塬油田Y267侏罗系油藏为例

姬塬油田Y267区发育侏罗系延8、延9、延10三个油藏的规模较小、含油带窄、边底水发育,目前油藏整体进入中高含水期,存在底水锥进现象明显、剖面矛盾突出、低产井逐年增加等开发矛盾,后期稳产难度逐年加大。应用灰色关联综合评价技术对油藏水驱开发效果进行评价,运用三维地质建模和数值模拟对剩余油分布及潜力进行分析,结合静态地质研究及油藏动态,针对油藏存在的主要开发矛盾,制定相应的开发调整对策,在此基础上对不同对策方案进行模拟并优选最佳开发方案,为油田后期的整体调整以及同类油藏的开发调整提供了一定的借鉴作用。

JY油田C335区长8油藏开发效果评价及开发技术政策研究

针对JY油田C335区长8油藏有效驱替系统难建立、水驱见效差的问题,通过油藏压力变化、水驱规律及见效特征综合评价了油藏开发效果。在此基础上,结合油藏工程、数值模拟等多种手段,制定了合理开发技术对策,优化注采比为2.0,流动压力为6.0 MPa,采液速度为0.7%;对比三套方案可知,综合方案为最佳开发调整方案。

姬塬油田延安组成藏规律研究

本文对姬塬油田延安组成藏规律进行了研究。主要得到了以下结论:研究区延长组油源供给主要来源于长7、长6和长8储层;延长组油气沿着侵蚀端面向延安组进行运移;致密砂岩、泥岩对储层起封闭作用;受压实构造、岩性遮挡共同作用形成研究区延长组圈闭。

JY油田C335区剩余油分布规律研究

以C335区长8油藏为研究对象进行精细油藏数值模拟研究,定量表征了研究区各小层的剩余储量,整体采出程度较低,剩余储量主要集中在长82^1-2小层。在此基础上结合导流能力、剩余储量丰度,采用优势潜力场参数描述了剩余油分布规律,指明了剩余油潜力区平面上主力小层长82^1-2富集在不同开发单元的中部或东北部;剖面上主要富集在目前油层尚未动用或储层物性较差、非均质性强注入水难以驱替的区域。

关于油气田地质与采气率的探讨

我国的油气田根据地质特征分为四种类型,即以海相砂岩为主的中小型油气田,以陆相砂岩为主的大中型油气田,以复杂断块为主的复杂油气田和以大中型砂岩为主的油气田。本文主要针对不同的油气田地质所具有的特征探讨和采气率的关系,优良的地质特征能够提高采气率,较差的地质降低采气率,针对此种情况,研究出适合地质开采的各种开采方式,进而大大提高采气率。

边底水油藏低含水采油期合理开发技术政策探讨

针对边底水油藏储层非均质性、隔夹层及底水分布的特点,对低含水开发初期的开发技术政策进行研究。通过影响含水率上升指标分析,优化元267区现阶段技术政策:分3种接触类型优化射孔程度,在低含水期选取合理的采液速度及流压。

四川盆地中—上寒武统层序地层划分与沉积模式

据对四川盆地范店、岩孔以及三汇场等3个野外寒武系剖面的观察,特别是根据岩孔单井剖面和女基井—宫深1井等连井剖面的层序界面特征和序列分析,将四川盆地寒武系自下而上划分为SQ1、SQ2、……、SQ12共12个三级层序,其中下寒武统6个(SQ1—SQ6),中—上寒武统6个(SQ7—SQ12)。中—上寒武统发育多个潟湖→台内滩、潟湖→潮坪、台内滩→潮坪等向上变浅旋回,SQ7—SQ12中,高水位体系域的厚度均大于海侵体系域厚度,总体上表现为快速海侵、低速海退的特点。自西向东,中—上寒武统的沉积相为潮坪→台内滩→潟湖,同时其沉积厚度呈现东厚西薄的变化规律,与下寒武统具有互补性。中寒武世SQ7层序沉积区逐渐形成半封闭的浅水碳酸盐台地,但受西部陆源碎屑注入影响较大,发育滨岸沉积体系;晚寒武世SQ8—SQ12继承了中寒武世的沉积模式,但西部陆源注入影响变小,因此水体变浅,环境更局限,滩体更发育。台内滩多发育于高水位体系域的中、上部,平面上在川中和川东分布较多。

鄂尔多斯盆地低压致密油藏不同开发方式下的水平井体积压裂实践

鄂尔多斯盆地致密油不同于北美地区致密油,其突出特点是储层压力系数低,并且孔喉及渗流特征复杂,孔渗条件极差,属于典型的低压致密油藏,前期直井采用传统适度规模压裂技术改造单井产量低,难以实现经济有效开发。因此开展了自然能量及注水开发补充能量条件下的水平井体积压裂探索实践。文章介绍了综合应用井下微地震进行水平井体积压裂裂缝评价、体积压裂模拟研究、不同开发条件下的水平井体积压裂缝网匹配研究及现场试验分析等技术而形成的水平井体积压裂优化方案。现场试验效果分析显示,在低压致密油藏不同开发方式条件下,实现了体积压裂改造体积的优化控制,并与井网相匹配,取得了较好的开发效果,总体上单井产量提高8~10倍,为国内低压致密油资源探索出了一条成功之路。

川东地区东岳庙段沉积环境演化及其页岩油气富集主控因素分析

川东地区下侏罗统自流井组东岳庙段富有机质泥页岩发育,且在局部地区已获工业页岩油气流,但尚未实现规模开发,其页岩油气富集机理研究滞后于生产实践。本文在野外调查和测试分析的基础上,对其沉积环境演化及页岩油气地质条件进行分析,并探讨其页岩油气富集主控因素,以期为实现东岳庙段页岩油气突破提供有益借鉴。结果显示:川东地区东岳庙段发育一个完整的水进水退沉积旋回,富有机质泥页岩主要发育于中部半深湖相,厚约15~30m,TOC平均为1.79%,以II型有机质为主,热演化程度较高,达凝析油—湿气阶段。以黏土矿物粒间孔和有机质孔为主,脆性矿物含量中等,脆性指数平均为62.1%。平均孔隙度为8.85%,而渗透率极低,均值仅0.239mD,呈现出“高孔低渗”特征,层内油气以侧向运移为主。其页岩油气的富集主要受富有机质泥页岩分布、热演化程度和裂缝发育条件的控制。推论垂向富有机质泥页岩连续发育的现今油气低势区是川东地区东岳庙段潜在的页岩油气高产区。

功图计量误差原因分析及对策探讨

本文通过查阅文献及深入分析功图计量原理,得出影响功图计量准确度的3个主要因素—柱塞的有效冲程Spe、泵的漏失量ΔQ、泵排出压力下的油水混合物的体积系数B,并通过选用W地区F采油作业区X14、X7、X3、X16增压站这4个站点某一天的实际产液量与功图计量液量之和进行对比分析,对这3个主要因素的影响程度进行了定量分析,求解出了这3个影响因素的具体误差值或者计算公式。

安塞油田老井套管开窗侧钻难点及对策分析

安塞油田利用老井井眼开窗侧钻对油藏进行再开发挖潜,使停产、减产老井重新恢复产量。在钻井施工中因安塞油田老井眼固井质量差、腐蚀穿孔套损、产层延长组超前注水地层压力高、环空间隙小、井斜方位变化大等因素致使在开窗侧钻井施工过程中出现出窗困难、定向托压、粘卡、井控风险高等难点。经现场实践,采用具有防塌、抑制、良好润滑性的低固相聚合物钻井液体系,结合应用套管内堵漏、窗口回挤水泥浆、动态压井等钻井工艺解决了钻井施工中出现的一些难点,完善了安塞油田老井套管开窗侧钻井工艺技术。

浅谈动态监测技术在油藏开发中的应用

油藏动态监测在油田开发中具有重要作用,它是油田增产和挖潜的基础。本文首先阐明了加强油藏监测的必要性和技术面临的主要问题。随后研究了动态监测技术在油藏开发中的具体应用,说明该技术对促进和管理油田各项工作的重要性。最后在动态监测技术取得的新进展的基础上,阐述了其技术攻关重点和未来发展方向。对生产实际有一定指导意义。

开窗侧钻井小井眼小间隙固井技术讨论

随着国内大多数油田进入开发中后期,侧钻井数量逐年增多,而开窗侧钻井存在小井眼、小间隙的限制,固井质量往往难以保障,本文对此进行了开窗侧钻井小井眼小间隙固井技术的研究分析以及提高固井质量的探讨。

元214长4+5、长6油藏老井复查实践及其意义

元214长4+5、长6油藏属于典型的"三低"油藏,2005年投入规模开发,随着开发时间推移,含水上升井、水淹井、低产井逐渐增多,单井产能逐步下降,通过老井复查,通过实施补孔、重复压裂、酸化等一系列措施,老井产能得到恢复,同时为油藏滚动扩边及发现新油藏提供了可靠的支撑,在有限的区块范围内增加了储量及新建产能。因此老井复查在区块开发过程中有着重要作用。