复杂断块油藏细化分类及开发技术政策研究

现河油区复杂断块油藏已进入特高含水开发阶段，开发难度越来越大。本文针对其各单元开发状况和潜力存在的差异，建立了适应油藏细化分类的标准和依据，开展了技术经济政策界限研究，提出了不同类型油藏调整挖潜技术对策，指导复杂断块油藏特高含水阶段的开发调整。     

砂砾岩油藏特高含水期储层参数变化规律

以典型的砂砾岩油藏—双河油田为例,运用特高含水期油井密闭取芯、长岩心水驱油实验等室内实验资料,对油层水淹状况变化规律、物性参数变化规律孔隙结构参数变化规律、储层渗流特征变化规律等进行了分析研究;结果发现,随着储层水淹程度加剧,储层物性参数、孔隙结构参数与渗流特征均发生了根本变化,由此认为,油田开发后期调整挖潜对策应相应变化。     

特高含水期扇三角洲储集层剩余油分布及挖潜途径

综合分析岩芯、测井、生产资料等静态和动态资料，并在油藏三维两相模拟的基础上，多层次、多角度探讨了双河曲田北块Ⅳ1－3层系扇三角洲储集层油藏特高含水期剩余油分布规律、成因因互及潜力类型。研究表明：扇三角洲储集层油藏特高含水开发期后期，剩余油高度分散和隐蔽，不同储层砂体剩余油分布、潜力、水淹模式不同，前缘席状砂体、河口坝砂体是进一步挖潜的对象。层内、层面及平面非均质性控制了水驱油田的开发和剩余油的分布，层内及层间非均质性控制了油层的水淹厚度及垂向上剩余油的分布，平面非均质性控制了油层的水淹面积及剩余油平面分布。在完善井网的基础上，进行注采结构及注水合理调配是扇三角洲储集层油藏特高含水开发后期综合挖潜的途径。     

渤海特高含水期油田剩余油分布规律及挖潜策略

油田进入特高含水期后,受储层韵律性、平面非均质性、断层边界及纵向夹层等影响,油层水淹规律及剩余油分布十分复杂。为进一步提高油田采收率,结合新钻井水淹层测井解释成果、密闭取心、生产动态及油藏数值模拟等资料,对渤海Q油田水淹特征和剩余油分布规律进行深入研究,并提出相应的调整井挖潜策略。认为油层底部、井点附近及边水油藏注采主流线水淹严重,油层中上部、井间区域、遮挡带附近和底水油藏边部水淹较弱或未水淹,纵向上井间区域水淹层占比为8%～65%,平面上生产井有效动用半径为70～150 m。提出利用水平井进行井间加密、边部完善井网、垂向穿夹层动用屋檐油及井网调整等挖潜策略。结果表明:利用水平井挖潜特高含水期剩余油,可有效改善开发效果,提高油田采收率,并为海上类似油田的调整挖潜提供借鉴。     

剩余油“势控论”的初步构建及再生潜力区模式

油田开发(注水)中剩余油的分布与富集规律受油藏的静态与动态因素控制,低势闭合区是形成经济可动剩余油的必要条件,是油藏剩余油可能分布与富集的基本单元,而仅立足于单一的静态因素的“正向型微构造”控油论不能合理地解释开发实践中潜力区的新类型与新领域.由此提出并初步构建了剩余油的“势控论”理论,摆脱了油田剩余油分布与富集的“正向型微构造”控油论的束缚,同时,建立了“动态富集再生油藏成藏模式”,为目前油田剩余油研究与实践领域的开拓提供了理论基础,拓展了油田的挖潜领域与方向.这将对我国老油田后期的挖潜与提高采收率,尤其是特高含水低效开发油藏的战略调整、停产与半停产油藏的产能恢复及废弃油藏的再度开发等二次采油期的延拓具有重要的战略意义.     

特高含水期油藏数值模拟应用技术探讨——以胜二区为例

特高含水期水驱油特征和油水两相渗流规律研究表明,油藏进入特高含水开发阶段后,剩余油的分散程度增强;同时随着驱替倍数的增加,残余油饱和度会进一步降低,油藏物性也发生了变化,导致用常规数值模拟技术难以精确描述剩余油的分布。因此,需要研究特高含水期油藏数值模拟方法。在应用高驱替倍数相渗曲线的基础上,实现了数值模拟中的过水倍数的计算;提出了有效过水倍数的概念来反映真正的水驱油效果;建立了有效过水倍数与饱和度之间的关系;大大改进和完善了传统物性时变数值模拟技术。将上述特高含水期油藏数值模拟方法应用到胜坨油田胜二区74~81单元中,更准确描述了目前近极限含水阶段,剩余油局部完全水洗,局部相对富集的现状。     

高渗透大厚层油藏水淹模式及潜力研究

为对我国老油田后期挖潜、尤其是特高含水低效开发油藏的战略调整等提供新的思路,拓展老油田挖潜的领域与方向,以东营凹陷梁家楼油田沙三中纯47块高渗透大厚层高含水油藏为例,对其水淹特征与剩余油分布规律进行了综合研究。结果表明,该块油层水淹程度仅80%左右,剩余油在平面上分布于区块的绝大部分区域,且与构造高低无明显关系,纵向上主要集中于层段的上部,尤其是位于该块西北区构造低部位的北断层区潜力单元,是与目前老油田潜力区主要局限于正向型微构造区所不同的新类型与新领域。在此系统研究与总结基础上,提出并建立了高渗透大厚层油藏水驱与水淹模式图,同时提出了剩余油动态富集形成再生油藏的新观点,并建立了剩余油动态运移富集形成再生油藏的成藏模式。     

高渗透大厚层油藏水淹模式及潜力研究

为对我国老油田后期挖潜、尤其是特高含水低效开发油藏的战略调整等提供新的思路，拓展老油田挖潜的领域与方向，以东营凹陷梁家楼油田沙三中纯47块高渗透大厚层高含水油藏为例，对其水淹特征与剩余油分布规律进行了，综合研究。结果表明，该块油层水淹程度仅80％左右，剩余油在平面上分布于区块的绝大部分区域，且与构造高低无明显关系，纵向上主要集中于层段的上部，尤其是位于该块西北区构造低部位的北断层区潜力单元，是与目前老油田潜力区主要局限于正向型微构造区所不同的新类型与新领域。在此系统研究与总结基础上，提出并建立了高渗透大厚层油藏水驱与水淹模式图，同时提出了剩余油动态富集形成再生油藏的新观点，并建立了剩余油动态运移富集形成再生油藏的成藏模式。     

胜坨油田聚合物驱转后续水驱技术对策研究

后续水驱阶段是聚合物驱油的重要增油时期,该阶段工作制度及相关技术对策研究尤其重要。胜坨油田经过聚驱开发后,油层开采程度得到了较大提高,但聚驱后油田仍存在较大生产潜力,为了寻求后续水驱阶段剩余油切实可行的有效挖潜方法,利用油藏动态分析和数值模拟结果,研究了胜坨油田后续水驱开采阶段行之有效的挖潜措施,应用于现场试验后,取得了较好增油降水效果,为有效指导油田聚合物驱提高采收率提供了依据。     

孤七区西东部特高含水期油藏挖潜方向探索

为了探索特高含水期增产挖潜方向,以孤东油田七区西东部为研究对象,在剩余油分析的基础上,应用渗流理论、油藏工程及动态分析法进行了研究,配套相应的工艺技术,制定了平面、层间、层内剩余油挖潜方法,取得了较好效果,探索了特高含水期多层水驱油藏增产措施新路子。     

影响长垣油田固井质量的地质因素分析

为分析影响长垣油田固井质量的地质因素,根据长垣油田储层特征,选取六、一、三厂具代表性的岩心样品106块,通过室内试验,测定样品的孔隙度、渗透率及岩石密度。通过各项物性参数与固井综合优质率及非优井段分别进行回归拟合分析,得出其最大相关系数,以此区分影响固井质量的主要因素和次要因素。研究结果表明：对固井质量影响较大的地质因素是孔隙压力和气油比。气油比与非优井段比例相关系达到0.76,压力系数与综合优质率呈反相关,相关系数0.665。通过开展油田高含水后期油层物性变化对固井质量影响关系及配套技术的研究,定量分析油田高含水后期储层物性变化对固井质量影响,为研究适应油田开发需要的调整井固井工艺技术提供依据,对保证油田高含水后期开发效果具有重要意义。     

油田注水过程中油藏物性变化规律研究

油田注水过程中不仅会引起储层流体饱和度的变化,而且会引起储层温度、压力的变化。它们的变化都会对纵波速度造成不同的影响,并会在时移地震剖面上有所反映。利用Biot Gassman方程,并结合各种经验公式,获取流体体积模量、岩石弹性模量,分析讨论了砂岩地层纵波速度随温度、压力、含水饱和度单独变化和共同作用的变化规律。通过对渤海油田砂岩地层纵波速度变化规律的研究,将有助于对该地区时移地震监测技术的发展和提高时移地震监测油藏变化的能力。     

新的基于压力导数的反褶积模型研究

压力反褶积对原始地层压力非常敏感,且该参数精度必须控制在0.5% 以内,而通过Levitan 等方法来确定该参数时,不仅至少需要两个不同流动期数据,且易受压力流量非线性等诸多因素影响。提出的基于压力导数的反褶积模型不仅对原始地层压力值不敏感,而且可仅通过一个流动期来确定该参数值。通过分析,该模型可以处理压力误差,也可以处理流量误差     

安塞油田长10储层渗流特征研究

为了全面研究陕北低渗透油田—安塞油田长10油藏渗流机理,解决开发过程中渗流阻力大、注水效果差等问题,进一步改善油田开发效果,应用室内高精度微量泵和高精度压差传感器对长10储层岩心开展了油水渗流特征、水驱油效率、启动压力梯度等多项实验研究,并推导了低渗透油田IPR新方程,结果表明该储层原油的物性非均质性较强,流体渗流不遵循达西定律,存在启动压力梯度且启动压力梯度与储层的渗透率成反比;油水两相渗流特征反映束缚水饱和度较高,油水两相流动范围窄,具有典型的低渗亲水油藏特征,因此可通过降低启动压力梯度、增大生产压差来改善开发效果。     

胜坨油田三角洲储层岩石物理特征

注水开发油田三角洲储层剩余油分布复杂 ,其主要原因是储层间不同微相及不同部位的岩石物理特征有明显差异。对胜坨油田二区沙河街组二段 7、8砂层组岩心及测井分析资料进行了研究 ,结果表明 ,随注水开发程度的提高 ,三角洲储层表现为强亲水性 ;不同微相及不同部位砂体的毛管压力差异明显 ,这种差异也是造成剩余油分布复杂的重要原因。储层的相对渗透率曲线交点平均值较大 ,形态不对称 ,油水两相共渗区跨度较小 ,这进一步印证了储层的强亲水润湿性。该研究结果对研究区剩余油的挖潜具有重要的指导意义     

特低渗透油田经济开发差异化井网调整方法

低渗透油藏存在启动压力梯度,只有建立有效驱替压力系统,才能有效开发油田。而技术极限井距一般小于经济合理井距,甚至小于经济极限井距。分析认为,国外特低渗透C油田原来井距为400 m的反七点井网不能建立有效驱替,是注水效果差的直接原因。通过技术极限井距和经济极限井距,论述注水经济开发的有效厚度下限。根据不同区域油层分布情况,采用不同的注采井网调整方法和储层改造对策。结果表明菱形反五点差异化井网加密调整方法适用于国外此类油藏注水开发,实现了该类特低渗透油田的经济开发。     

河南油田注水地层异常压力理论研究

为了解决河南油田经过常年注水开发,使得地层压力发生变化,加上地层非均质性和复杂断层等方面的影响,地层压力变得更加错综复杂的问题。通过以渗流解析公式和油藏数值模拟两种手段为基础,研究了注水井泄压半径和地层异常压力分布规律,分别建立出注水井泄压半径理论图版。两图版相互验证,虽有一些差异,但趋势和结论均一致。结果表明:当地下注采比大于1时,无因次泄压半径均大于0.5,而且随着无因次波及面积的增大,无因次泄压半径逐渐增大。该图版不仅对河南油田高压区块的现场钻关井方案的合理制定提供了理论依据,对解决其他油田的类似问题也具有指导意义。     

海上潜山油田压力监测系统优化研究

井下压力计是获取地层压力的直接手段,每口井均下压力计能够全面取得地层压力参数,但增加了操作成本和油井管柱的复杂性。通过对JZ25-1N潜山油田压力分布、井位分布、构造特征等分析,综合考虑油田各井流动系数、产液、综合含水等参数对压力监测井位的影响,提出了海上潜山油田压力监测系统优化方法,并建立了数学模型。利用该方法优化了JZ25-1N潜山油田合理的压力计监测井位,定量分析压力监测井位以及压力监测井最小井数、比例等参数,所选取压力监测井位既代表了全油田的生产井和压力分布特征,又保持了合理的监测比例,实现了JZ25-1N潜山油田压力监测系统的优化部署。     

新疆塔河油田1区低含水期稳油控水效果分析

当油井生产形成压力降落大于油水密度差引起的重力差时，砂岩底水油藏锥进即会发生。塔河油田1区通过采取已有直井减小油嘴以降低生产压差约0．25MPa、新投产直井选用小油嘴工作制度、高含水井关井压锥、水平井陆续投产及TKl06H、TKl08H以略低于临界产量方式生产等措施，使油藏达到降低水油比、产量递减变慢目的，从而在低含水阶段末，采出程度达到4．85％，远高于采取控水措施较少的2区三叠系中油组的0．5％，起到稳油控水、提高最终采收率作用。