深水浊积水道型储层砂体连通性定量表征探索

在深水浊积水道型油田开发实践中发现,因砂地比较高、储层品质较好,作为开发单元的复合水道砂体表现为整体泛连通,但是在不同位置连通情况存在差异。为准确、精细地刻画水道砂体内部不同位置的连通程度,提升注采受效和开发效果,采用构型表征的方法,将储层砂体细分为构型单元和构型边界,结合西秦岭地区重力流沉积露头展现出的精细特征分别定量刻画其对连通性的影响,并通过地质模型应用于开发生产。研究发现,对高砂地比的浊积水道型储层而言,水道构型单元和水道构型界面同时影响连通性,且一般构型界面占主导,可以采用构型单元-界面二元表征的方法将砂体间特征对连通性的影响加以刻画;通过“连通系数”定量刻画和衡量砂体间的连通情况,并通过“等效替代”的方法计算连通系数。     

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。     

基于储层构型的流动单元划分及对开发的影响

三角洲沉积储层非均质性强,储层内部渗流特征复杂,制约油藏高效开发。以南湖油田E1 f 43 油藏为例,采用
基于储层构型的渗流屏障识别技术及基于多参数聚类分析和逐步判别的流动单元划分方法,结合开发动态资料,开展
了渗流屏障分布规律和储层流动单元发育特征研究,分析了不同类型流动单元组合模式的连通关系,总结了渗流屏障
和渗流差异对开发的影响。结果表明：（1）研究区发育连片状和条带状2 种储层砂体类型,其中,条带状储层因注采井
砂体分别存在于砂体和渗流屏障内而产生注水不受效,剩余油富集;（2）研究区发育5 类流动单元,以II～III 类为主;
（3）储层连通砂体内部存在5 种不同的流动单元组合模式,不同模式下的储层砂体连通关系存在差异,连通砂体内不
同流动单元间形成渗流差异界面,使连通体内形成弱连通或差连通关系,制约油藏开发,造成剩余油大量富集。     

深水浊积水道储层构型叠置关系定量表征探索

为精细刻画深水浊积复合水道砂体内部单一水道砂体之间的叠置关系,对尼日尔盆地AKPO油田Z油藏开展了定量表征的探索。研究发现,深水浊积水道储层单一水道砂体间不同的叠置关系可以采用"叠置比例"参数进行定量表征,该参数可进一步细分为垂向叠置比例和侧向叠置比例;单一水道砂体间的叠置比例与其所在的复合水道砂体弯度存在一定的相关性,而水道弯度与所在盆地坡度、物源供给等地质因素高度相关;单一水道砂体间的叠置比例与复合砂体内部的连通性存在相关性,且可拟合"连通系数"作为判断储层内部连通性的参考。研究表明,叠置比例是重要的桥梁,可在砂体叠置样式、形态与储层连通性、开发效果间建立数学联系,是开展深水浊积砂体精细表征和数字化研究的有效手段之一。     

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。     

深水浊积砂岩油田含水变化规律精细预测方法

受复杂储层特征影响，深水浊积砂岩油田单井动态规律预测难度大，实现单井含水变化规律的精细预测对目标油田而言具有重要意义。以西非尼日尔三角洲盆地Akpo油田为研究对象，根据该油田储层构型的研究成果，综合考虑沉积相、注采井间的砂体连通性及储层非均质性等影响因素，形成一套基于储层特征的生产井含水变化模式划分方法；并通过油藏工程与动态分析相结合的方法，建立一套基于储层特征的单井全周期含水变化规律预测方法；通过分析不同含水变化模式下生产井各阶段的主要矛盾，提出有针对性的优化调整策略；并进一步论证该方法在其他油田中的适用性。结果表明，（1）深水浊积砂岩油田储层构型复杂，储层特征是影响含水变化规律的关键因素；（2）深水浊积砂岩油田单井动态规律差异明显，生产决策必须有针对性；（3）所建立方法首次将深水浊积砂岩油田复杂的储层特征与多样化的单井生产动态规律结合起来，预测结果精度高；（4）研究思路与流程对深水浊积油田具有普遍的适用性。     

L35块重力浊积流油藏注水受效影响因素研究

本文以辽河油田L35块为例对重力浊积流沉积油藏注水受效影响因素进行了研究。L35块是典型的重力浊积流沉积的低渗-特低渗油藏,具有埋藏深、非均质性强、连通差、物性差、敏感性强的特点,水驱开发难度大。综合运用注采动态分析、室内试验以及跟踪监测方法对油藏注水受效特征的研究,明确了沉积特征、注采井距、水力压裂裂缝和注水水质是影响该类油藏注水开发效果的主要因素,为该类油藏进行注水调整,改善注水开发效果提供了依据。     

西非深水浊积复合水道储层连通模式表征

采用储层表征、构型刻画相结合的方法综合分析K油田A油组水道体系内部连通特征。基于岩芯、测井资料,分析深水浊积扇岩芯特征及测井响应特征;以单井相划分为基础,结合地震反演和平面属性特征,刻画浊积水道沉积相空间展布。采用井震结合的方法,分别从垂向、侧向对复合水道的空间几何关系进行剖析,归纳出4类15种构型样式,并总结出深水浊积复合水道构型演化规律。研究表明,深水浊积水道包含主水道、砂质天然堤两类亚相。主水道储层物性、均质性优于天然堤。复合水道在垂向上按照接触关系分为孤立式、叠加式、切叠式3类,在侧向上按照搭接程度可分为雁列孤立式、雁列叠加式和雁列切叠式,同时按摆动叠置关系可分为摆动孤立式、摆动叠加式和摆动切叠式。深水复合水道由近源至远源划分为5个区域,由近及远水动力强度经历了由弱增强再次减弱的过程;水道构型在近源以垂向孤立式为主,在中部随水动力增强,切叠、叠加样式增多,远源呈现摆动孤立式;由此水道连通性呈现从弱至强再减弱趋势。深水浊积复合水道具有多种构型样式,连通关系较为复杂,水道构型及连通性随水动力变化呈现规律性演化。     

砂体井间连通动态特征的精细刻画及分类表征方法

为解决高含水老油田优势渗流通道判别不准确问题,从静态(储层成因)和动态(生产特征)出发,采用添加虚拟井点的方法改进传统连通性方法,将砂砾岩油藏注采系统精确表征为砂体井间传导率和连通体积.并通过生产动态数据运用历史拟合算法反演校正,建立了精细的砂砾岩油藏井间连通性模型.基于该方法将新疆某砂砾岩油藏井间连通性划分为4个大类...     

MDT测压拟合方法及其在油藏开发调整中的应用

深水浊积水道沉积储层具有多期次水道垂向相互叠置的特点,砂体间连通关系极其复杂,各层砂体储量动用程度分析难度大,加剧了油藏历史拟合的不确定性及多解性,给剩余油分布规律及开发方案调整研究带来极大挑战。为此,展开了后续井MDT测压拟合指导深水浊积水道沉积储层油藏模型校正新方法的研究,其主要思路为利用后续井MDT测压资料作为拟合参数,通过拟合某一时刻下模型中各层压力和对应时间同一位置处新钻井MDT测压数据,不断修正模型中砂体的横向及纵向连通性,使模型砂体叠置关系及连通关系逐渐接近油藏实际,再结合常规开发指标拟合,最终完成剩余油分布规律研究以及开发方案调整研究。实际应用效果表明,后续井MDT测压拟合方法是一种拟合多期水道砂体连通关系的有效方法,显著降低了该类型油藏历史拟合的不确定性,为油田开发方案调整奠定了良好基础。     

水下分流河道单砂体剩余油分布规律与挖潜对策

依据层次分析法,对升平油田葡萄花油层葡Ⅰ油组水下分流河道单砂体的层次及平面展布形态进行研究,并通过油藏工程分析及数值模拟,研究各类单砂体的剩余油分布规律、影响因素及相应的挖潜对策。结果表明:研究区单砂体相当于复合河道砂体层次,可分为连片式、交切条带式、孤立条带式3种展布样式,单砂体宽度和厚度逐次降低;砂体越连片,厚度越大,受平面非均质性和沉积韵律影响越严重;砂体越分散,厚度越小,受注采不完善影响越严重;高含水期的剩余油挖潜对策为连片式砂体调整为五点法注采井网,交切条带式调整为枝状分散河道注水、交切区采油的注采井网,孤立条带式调整为点状交错注采井网,同时注水井采用周期注水方式,采油井采取放大生产压差提液,对薄差砂体部位的水井实施酸化改造,油井实施压裂改造。     

水下分流河道单砂体剩余油分布规律与挖潜对策

依据层次分析法,对升平油田葡萄花油层葡Ⅰ油组水下分流河道单砂体的层次及平面展布形态进行研究,并通过油藏工程分析及数值模拟,研究各类单砂体的剩余油分布规律、影响因素及相应的挖潜对策。结果表明:研究区单砂体相当于复合河道砂体层次,可分为连片式、交切条带式、孤立条带式3种展布样式,单砂体宽度和厚度逐次降低;砂体越连片,厚度越大,受平面非均质性和沉积韵律影响越严重;砂体越分散,厚度越小,受注采不完善影响越严重;高含水期的剩余油挖潜对策为连片式砂体调整为五点法注采井网,交切条带式调整为枝状分散河道注水、交切区采油的注采井网,孤立条带式调整为点状交错注采井网,同时注水井采用周期注水方式,采油井采取放大生产压差提液,对薄差砂体部位的水井实施酸化改造,油井实施压裂改造。     

鄂尔多斯盆地靖安油田杨66区延101油层组砂体连通性评价

鄂尔多斯盆地靖安油田杨66区延101油层组属于低孔-低渗储层,渗流条件相对较差,注水见效情况不均.为了合理有效地开发油田,将静态和动态两种连通性分析方法相结合,系统地阐述了延101油层组的砂体连通性特征.通过单砂体叠置类型判别砂体静态连通性,并引入连通厚度与连通系数概念进行定量评价.在开发过程中,从产能变化与注水响应两...     

深水浊积水道典型切叠模式水驱波及实验研究

针对典型的深水浊积复合水道切叠模式，建立大尺度二维剖面物理模型，开展水驱室内实验，并通过岩芯尺度数值模拟进一步探究总结了不同横向和纵向水道叠置比例对波及规律的影响。结果表明，水道中部及两期水道切叠连通处为主流线区域，波及效率和驱油效率均较高，水道上部和下部物性相对较差区域波及效率低，尤其生产井所在水道上部剩余油富集，是剩余油挖潜重点区域；不同期次水道叠置比例是影响复合水道注采井间连通性及剩余油分布的重要因素，横向和纵向叠置比例越高，整体表现为注采井主流线区波及效果越好，非主流线区波及效果变差；对于典型深水浊积复合水道切叠构型模式，建议尽量提高非主力砂体射孔完善程度，以增加波及效率，提高采收率。     

尼日尔三角洲富泥型浊流沉积储层特征

西非尼日尔三角洲F区发育深水沉积体系,储层以砂泥岩薄互层为主,与尼日尔三角洲典型深水沉积储层差异较大。为厘清研究区砂泥岩薄互层沉积成因、沉积特征及储层品质主控因素,通过岩相识别及分类,识别出4类10种岩相。基于岩相分析岩石类型及沉积构造,结果表明,研究区是在限制性环境转变为半限制—非限制性环境中发育的远端极低能—低能富泥型浊流沉积。构造坡度的变化及限制性环境的减弱导致浊流流速减弱,沉积物在陆坡上沉积形成浊积水道-天然堤复合体。水道是主要的储集空间。不同期次水道-天然堤沉积体表现为垂向加积、侧向迁移,晚期沉积体会侵蚀早期沉积体。储层为极细粒至细粒长石砂岩和亚长石砂岩,物性较好,为中高孔渗储层。由于薄层泥岩夹层普遍存在,储层品质及储层连通性受到一定影响。     

三角洲前缘砂体高含水期剩余油分布研究

渤海SZ油田发育典型三角洲前缘沉积,目前已进入高含水期,剩余油分布更趋零散,挖潜难度日益增大,有必要开展高含水期剩余油分布研究.研究表明,高含水期三角洲前缘砂体内部结构与注采井网的配置关系对剩余油的形成与分布具有直接的控制作用.在讨论研究区井间单砂体的注采连通性的基础上,按井间单砂体注采完善状况将研究区宏观剩余油分布模...     

丘陵油田陵2西区三间房组油藏注水运动规律

目的了解丘陵油田陵2西区三间房组油藏注水在平面上、纵向上的运动规律。方法在充分认识油藏静态地质特征的基础上，利用压力测试、油井产液剖面、注水井吸水剖面等测试结果，结合注水井和采油井生产数据的动态分析，认识各种地质及生产动态因素对注水效果的影响和控制作用。结果丘陵油田陵2西区三间房组注入水在平面上主要受沉积微相、砂体平面延伸方向及储层物性三方面因素的控制，纵向上受沉积韵律性及层间差异性的影响。结论提出平面上封堵、转注，纵向上封堵、补孔及调整注水压力与注水量等措施，以达到提高油藏采收率的目的。     

西澳大陆架深水重力流砂体富集规律及主控因素

澳大利亚西北大陆架是目前全球深水油气勘探的热点区域。针对西澳大陆架Vulcan 次盆南部Vulcan 组砂体 成因类型、沉积体系展布、富砂区控因不明确等问题,通过岩芯观察、钻测井资料和地震属性的分析,刻画了以海相三 角洲前缘滑塌体为主导的贫砂富泥型深水沉积体展布,重点研究了深水沉积砂体的分布规律和富集主控因素。认为 研究区东南部的缓坡带发育海相三角洲,在Swan 地堑边界断层下降盘发育滑塌体和浊积体,北西部的陡坡带发育水 下扇沉积。深水砂体的富集在4 个层次上受5 种因素的控制,表现为“四级五元”的控制特征,即：构造决定了沉积体 系类型,海平面的升降约束了砂体在层序中的分布层位,沉积底形控制了深水沉积体系的外观形态,断层调节带改变 了沉积体系的分布格局,深水底流对砂体进行了二次分配。该认识对研究区寻找规模储层和油气勘探都有重要作用。     

孤岛油田馆(1+2)砂层组沉积模式及其对剩余油分布的控制

在地层划分和对比的基础上,结合粒度分析、河流砂体形态、河流曲度等特征,对孤岛油田馆(1+2)砂层组沉积模式进行了研究。结果表明,馆(1+2)砂层组属河流相沉积,对比Miall的16种河流分类方案,其属于细粒曲流河沉积。剩余油分布研究表明,馆(1+2)油藏主力油层仍是剩余油分布富集区,非主力油层则是剩余油分布高饱和度区;受注水波及程度和重力分异作用的影响,储层内部垂向上形成中上部剩余油富集,而平面上低渗结构单元和注采不完善地区剩余油富集。孤岛油田馆(1+2)砂层组曲流河相沉积模式控制了储层砂体的内部结构和宏观非均质性以及注入水的空间运动规律,从而控制了剩余油的空间分布。     

孤岛油田馆（1＋2）砂层组沉积模式及其对剩余油分布的控制

在地层划分和对比的基础上，结合粒度分析、河流砂体形态、河流曲度等特征，对孤岛油田馆(1 2)砂层组沉积模式进行了研究。结果表明，馆(1 2)砂层组属河流相沉积，对比Miall的16种河流分类方案，其属于细粒曲流河沉积。剩余油分布研究表明，馆(1 2)油藏主力油层仍是剩余油分布富集区，非主力油层则是剩余油分布高饱和度区；受注水波及程度和重力分异作用的影响，储层内部垂向上形成中上部剩余油富集，而平面上低渗结构单元和注采不完善地区剩余油富集。孤岛油田馆(1 2)砂层组曲流河相沉积模式控制了储层砂体的内部结构和宏观非均质性以及注入水的空间运动规律，从而控制了剩余油的空间分布。