低渗透油田微生物驱油规律及其影响因素

低渗透油藏的开发技术已成为中国油气开采领域的重要研究内容,微生物采油作为现代生物技术在采油工程领域开拓性的应用,特别是对于高含水和近枯竭的低渗透老油田更显示出其强大的生命力。文中根据鄂尔多斯盆地延安组A油田的地质特征和开发特点,结合现场应用情况,通过数理统计的方法分析总结了微生物采油技术在A油田的驱油规律和地质影响因素。研究表明,微生物驱油规律主要体现在注水压力上升,吸水剖面改善;同注水规律相似,连通性好的井增油效果较好;受效井类型不同,增油效果也不同;增油效果与见菌时间和见菌量相关。通过对微生物驱油地质影响因素的分析表明,油藏剩余油饱和度、含水、水线推进速度、储层物性和非均质性是影响微生物采油技术在低渗透油藏应用效果的主要因素。     

深水挥发性油田自喷生产井停喷时机预测方法—以西非尼日尔盆地Akpo油田为例

为了解决深水挥发性油田中高含水阶段生产井停喷风险日增的问题,以西非尼日尔盆地Akpo油田为例,以储层构型分类研究为基础,利用Akpo油田典型井实际生产资料,通过动态相渗规律性研究预测不同储层条件下生产井含水及液量等生产动态指标的变化规律,最终建立一套适用于深水挥发性油田生产井井口压力变化规律及停喷时机预测方法。结果表明:深水挥发性油田自喷井井口压力变化规律主要受到含水及液量的影响,不同储层条件下生产井动态变化规律不同;自喷井生产后期停喷风险日益增大,通过改造一级分离器压力模式可有效延长生产井自喷寿命,经济效益显著;研究方法预测精度较高,可直接用于指导现场生产,研究思路及流程为深水油田开发后期调整提供理论基础和技术支持。     

西峰油田西41井区特低渗油藏油水分布规律

目的研究西峰油田西41井区长8油藏油水分布规律。方法利用铸体薄片、常规物性、试油试采资料进行综合研究。结果西41井区单井产能及产水率与储层物性无明显正相关关系,出水井和高产水井基本为物性相对好的储层,而物性较差的储层产水率低。结论西41井区储层物性好的部分形成构造-岩性油藏,浮力对油气成藏具有一定的作用,从而导致相对优质储层构造低部位出水或高含水,但构造高部位高产;物性差的储层形成岩性油藏,浮力对油水分布无控制作用,具有普遍低产水、低产油的特征。     

喇嘛甸油田北西块一区隔夹层类型及测井响应研究

喇嘛甸油田位于大庆长垣北端的一个油田,属于背斜型砂岩油藏。储层沉积环境为河流-三角洲沉积,岩性以细砂岩、细粉砂岩和泥质粉砂岩为主,层内、层间非均质严重。储层非均质性是影响地下油、气、水运动及油气采收率的主要因素。隔夹层是形成河流相储层非均质性的主要原因之一,是导致油田开发后期水淹形式复杂的主要地质因素。因此,储层非均质描述是油藏开发中后期储层研究的核心内容。隔夹层的研究对合理规划开发层系、提高原油采收率有重要的意义。综合该区块隔夹层的测井曲线的响应特征及工区各井所具有的曲线,隔夹层位置的判别主要可以用到自然电位法、微电极幅度差法识别一类夹层更有效。由于二、三类夹层物性与储层物性差别较小,不易于区分,可采用微电位回返法识别。根据岩心资料和储层物性分析,对喇北西块一区隔夹层进行了类型划分及响应识别研究。为地质建模、测井解释、剩余油分布等工作提供了基础资料。     

调整井完井压力系统及固井工艺的优化与控制

针对油田调整井固井质量优质率低和提高固井质量难的问题,通过石油地质、油藏、钻井、采油工程的有机结合及系统优化与控制,以油藏数值模拟方法为手段,优化压力系统,精确预测分层压力状况,实施待钻井点层间压差及压力最小化控制。另外,对水泥浆凝固特性进行了研究,选择合适的水泥浆体系来提高固井质量。现场试验证明,利用层间压差最小化及改善水泥浆凝固特性的方法,提高调整井固井质量的措施效果好,工艺可行,同区块相比,固井质量合格率提高了4%以上,从而解决了长期困扰油田开发调整井固井质量差的难题。     

延长油田滞后注水区注水开发特征及效果

 延长油田地理位置处于黄土高原之中,水资源匮乏,地面条件恶劣,早期开发未实施注水,且井网很不规则.为高效开发石油资源,近年采取补救性注水开发,取得了显著的增油效果,但也暴露了很多问题.本文通过注水区产量、含水、地层压力、注水压力、注采比及采收率分析,研究了延长低渗透油田注水开发特征,评价注水开发效果及注水参数的适应性.不同的油藏性质表现出不同的注水开发特征,反映了对不同注水技术政策的需求.延安组底水油藏和弱底水发育的延长组长2油藏,储层物性相对较好,渗透率在2.0×10^-3—80×10^-3μm²之间,在温和注水条件下,储层流体以孔隙渗流为主,注水各向受效均衡,油田原有不规则井网基本适应.延长组长6油藏为裂缝性岩性油藏,储层物性差,渗透率在0.3×10^-3—2.0×10^-3μm²之间,注水开发受储层裂缝及砂体展布方向影响较大,油田原有不规则井网注水适应性差,方向性含水上升快,后期调整困难,沿裂缝强化注水方式很难在老井区实施.指出针对长6油藏不规则井网,常规堵水、调剖措施将是改善注水开发效果的有效途径,并提出增加注水井的“多点少注”的注水开发方式的设想.针对长6油藏纵向多油层复合连片的特点,提出分层注水的必要性.     

调整井完井压力系统及固井工艺的优化与控制

针对油田调整井固井质量优质率低和提高固井质量难的问题，通过石油地质、油藏、钻井、采油工程的有机结合及系统优化与控制，以油藏数值模拟方法为手段，优化压力系统，精确预测分层压力状况，实施待钻井点层间压差及压力最小化控制。另外，对水泥浆凝固特性进行了研究，选择合适的水泥浆体系来提高固井质量。现场试验证明，利用层间压差最小化及改善水泥浆凝固特性的方法，提高调整井固井质量的措施效果好，工艺可行，同区块相比，固井质量合格率提高了4％以上，从而解决了长期困扰油田开发调整井固井质量差的难题。     

B-A油田白垩系储层物性特征及影响因素分析

目的 研究分析影响B-A两油田储层物性差异的主要因素.方法 通过岩心分析、测井资料综合解释和试井分析等手段研究B-A两油田白垩系的储层物性分布规律;通过岩性、成岩作用、沉积环境和构造运动等方面分析物性差异的影响因素.结果 B油田白垩系具有高孔高渗的储层物性特征,而A油田为中孔低渗的特征.B 油田为一套辫状河道沉积,沉积物胶结疏松且粗组分含量高而黏土矿物和碳酸盐胶结物含量低.A油田为三角洲沉积,沉积物细且碳酸盐胶结作用强烈,碳酸盐和黏土矿物含量高.结论 沉积环境和成岩作用是造成两个油田白垩系储层物性差异的主导因素.     

海拉尔油田储层保护技术研究

随着大庆长垣内部高渗油田的开发,综合含水逐年上升;稳产的难度增大,加快外围海拉尔低渗透低产油田的开发,对大庆油田的产量接替和稳产都有着至关重要的作用.而海塔盆地地质条件复杂,储层保护的难度大,严重制约了勘探开发进程.为了适应海拉尔油田勘探的快节奏,针对海塔探区的地质特点,开展了海拉尔油田储层损害机理、保护储层钻井液体系等方面的研究,并优选了有效防止水敏损害和防止水锁损害的处理剂;优化后的钻井液体系现场应用效果良好.     

海塔盆地实施欠平衡钻井可行性分析

近年来,随着大庆长垣内部高渗油田的开发,综合含水逐年上升,稳产的难度增大,加快外围海拉尔盆地低渗透低产油田的开发,对大庆油田的产量接替和稳产都有着至关重要的作用.欠平衡钻井最明显的优点就是它能够有效地保护储层,提高深层机械钻速.为了加快海塔盆地的勘探进程开展,有必要进行欠平衡钻井可行性的研究.通过综合分析海塔盆地地质特点:地层温度压力、井壁稳定性、地层出水情况以及欠平衡钻井技术发展情况和经济效益,发现欠平衡钻井完全适用于海拉尔盆地.现场应用证明采用欠平衡钻井可有效解决海塔盆地深部地层钻井难题,对提高钻井速度,发现和保护储层,降低井漏风险,节约钻井成本,具有十分重要的意义.     

基于测井资料的页岩油储层甜点预测

页岩油储层甜点预测受很多因素的影响,明确其主控因素并赋以合理权重是快速、高效地进行甜点评价的关键。传统的页岩油甜点预测法在赋以权重以及划分标准方面不尽合理。为此,首先,采用灰色关联分析法进行主控因素分析;其次,利用复相关系数法对优选的主控因素按照其所属储层类型进行合理的赋值;最后,综合建立储层的地质工程甜点系数来实现页岩储层甜点的精准预测。以长庆油田陇东地区长₇段页岩油储层为研究对象,利用测井资料从烃源岩特性品质（SQ）、储层物性品质（RQ）和完井品质（CQ）评价方面优选了10个具有代表性的地质和工程甜点参数,并建立了工区页岩油储层地质工程双甜点评价标准：X_SQ>0.581、X_RQ>0.494和X_CQ>0.715,该标准预测得到的工区甜点与实际高低产区吻合度高,证实了该方法的准确性。本研究可为陇东地区长₇段页岩油储层的甜点预测和井位部署提供理论依据。     

基于多层次模糊综合评价的剩余油分布研究方法

大庆油田杏六区油藏经过43 a 的注水开发,现已进入高含水开发后期,总体采出程度高,水淹严重,地下油水 关系复杂,亟需对剩余油分布进行精细研究。在对影响剩余油分布的地质因素和开发因素综合分析的基础上,结合杏 六区油藏的动静态资料,筛选出4 个地质因素、5 个开发因素共计9 个动静态因素构成剩余油潜力评价因素集。依据 二次加密后取芯井资料和各小层水洗资料,对各因素进行层次划分和权重统计,运用多层次模糊综合评价法研究剩余 油分布。将最终计算出的S2 7 小层各单井点剩余油概率评价结果绘制成剩余油平面分布概率图,并与数值模拟结果 和现场取芯分析结果对比,单层剩余油识别符合率达到86.7%。该方法能够精确预测剩余油分布,具有较高的实用性 和可靠性,为类似油藏的剩余油分布研究提供了依据。     

扇三角洲水下分流河道砂体注采井网优化

高含水老油田经过长期注水开发,油水关系分布进一步复杂化,随着油气藏开发的不断深入,剩余油分布越
来越分散,相关地质研究越来越细。剩余油分布不但受储层物性、砂体分布、构造的影响,同时也受注采井网与砂体配
置关系的影响,因此注采井网与砂体如何进行配置的研究成为老油田进一步提高采收率的关键因素之一。以冀东高
深南某断块为例,建立了扇三角洲前缘砂体地质模型,在搞清扇三角洲前缘水下分流河道的基础上,应用数值模拟研
究了水下分流河道砂体与储层物源方向对注采井网、井位的影响,提出了扇三角洲前缘水下分流河道储层类型的注采
井网部署优化方案。     

头台油田扶余油层油水判别方法研究

大庆头台油田的地层水严重制约着油田的开发,扶余油层复杂的河流-三角洲相沉积体系以及高含量的钙质、泥质和低孔低渗的储层特征给油水层判别带来了困难。通过分析储层特征、流体参数等因素对测井曲线的影响,选择了符合研究区地层水识别的特征参数;同时结合地质、取心、生产动态等资料分析,建立了综合判别油水层流体性质的图版;并对疑难层位进行了重点分析,经验证,油层和水层的解释精度均达到了90%。     

五3东区上乌尔禾组油藏剩余油富集分布研究

本文针对五3东区上乌尔禾组低渗透储层非均质性严重、油田高含水、水驱动用程度较差的特点,以精细油藏数值模拟技术为基础,通过油水相对渗透率关系及分流量方程建立了计算水淹程度分布的方法;通过油水相对渗透率关系反求出含水率为98%时的残余油饱和度,建立了计算剩余水驱可采储量分布的方法。在上述研究的基础上,以剩余储量丰度和含水率小于75%的中等水淹程度作为筛选剩余油富集区的第一标准和第二标准,结合有利的地质构造和沉积微相叠合得到剩余油的富集分布,总结了该区块剩余油分布的五种模式,给出了挖潜的有利区域。研究的结果对于指导该区块的二次开发和挖潜调整具有重要的指导作用。     

加密钻井后北二东油层发育状况再认识

油田开发过程中,对油藏的认识不是一成不变,也不可能一劳永逸,需要不断地对油层发育状况进行再认识。北二东试验区经过40年的开发调整,大部分已进入特高含水期开采阶段,油田产量逐年递减。为了增加可采储量,加密井完钻后,运用取心井和新井解释资料,对北二东试验区块进行油层发育状况重新认识评价。搞清该区块各油层组有效厚度、渗透率等储层特征参数及砂岩分布特点,为原油的稳产提供了有力的保障。     

特高含水期整装油藏数值模拟中的几个关键问题

油藏经过长期注水冲刷以后,储层渗透率及油水运动规律发生明显变化,特别是进入特高含水期后,储层的这种变化特征以及夹层和高渗流带对剩余油的影响,是油藏数值模拟需要考虑的重要因素。通过对泥质、灰质、物性夹层参数进行分类赋值,并建立储层物性渗透率时变模型和不同含水阶段相对渗透率模型,实现高精度历史拟合和剩余油描述,为制定开发技术政策界限以及设计优化开发调整方案提供可靠依据。     

大庆油田水平井漂浮下套管技术研究

在油田开发中、后期,水平井钻井技术对剩余油挖潜举足轻重,是提高原油采收率及开发低渗透油层的重要手段,可降低综合成本、环境污染风险,减少生产占地,有效开发低效储量,提升油气田的产能和开发效益。目前大庆油田水平井随着水平段加长,导致套管下入困难,施工时被迫减少套管扶正器的数量,使套管居中度达不到设计要求,固井质量差。针对这些问题开展了相关技术研究,研制配套了系列工具并形成了一套适合大庆油田水平井漂浮下套管工艺技术,目前现场应用115口井,应用效果良好,提高了套管下入时效及固井质量。     

浅层疏松砂岩稠油油藏聚合物驱矿场试验效果评价

哈萨克斯坦CB油田具有埋藏浅、胶结疏松、地下原油黏度大、地层水矿化度高、储层高孔高渗的特点,经过多年的注水开发后,地层非均质性加剧、注水波及效率低、采出程度低、综合含水高,油水关系日趋复杂,开发效果亟待改善。开展聚合物驱试验的目的是通过优选适合CB油田特征的抗盐聚合物体系,实现封堵高渗流通道、改善吸水剖面、增大水驱波及体积,达到深度调驱、提高采收率的目的。通过在油田4个井组应用聚合物复合弱凝胶实施聚合物驱试验,结果表明聚合物复合弱凝胶有较强的适应性,注聚施工后井组平均日产油量增加了21. 7 t,平均含水下降了7. 7%,降水增油效果显著,累计增油超过2×104t。建议在该油田针对不同区块的地质油藏特点精选注聚井组,通过推广应用逐步扩大注聚规模、形成集中效应,不断提升油田的开发效果。     

深海浊积砂岩油田高效注水策略及实践

以尼日尔三角洲盆地典型的深海浊积砂岩油田AKPO为研究目标,剖析了浊积水道和朵叶的储层特征,以注采井组间砂体连通方式为基础,结合生产动态特征评价了注采井组间的连通性,确定油田在无水采油期的注水策略。基于时移地震揭示了不同储层类型的水驱波及特征,形成了油田注水突破后的注水以及控堵水策略,建立了适宜油田不同开发阶段的高效注水策略。在无水采油期阶段,基于注采井组间砂体的连通方式应用以“控制压力”为重点的注水强度优化策略,实现不同井组的分级配产配注;在中低含水阶段,基于储层沉积类型应用以“提高波及”为重点的注水强度优化方法,即依靠水动力学方法来改善水驱波及系数,水道储层注采井组采用周期注水提高“纵向”波及系数;朵叶储层注采井组采用改变液流方向提高“平面”波及系数;在高含水阶段,应用适宜深海油田的“低成本”分段控堵水方法,实现深海油田经济有效的控堵水。上述深海浊积砂岩油田高效注水策略经AKPO油田实践,实现AKPO油田高峰采油速度达到5.5%,连续7 a实现稳产,预测油田采收率达到53%。系统形成深海浊积砂岩油田在不同开发阶段的高效注水策略,该策略简单易行、经济有效,可以指导同类深海油田的注水优化。