渤海S油田高含水期剩余油的分布研究及挖潜方向

目前渤海S油田已处于高含水期开发前期,为了挖潜该油田的潜力,稳定油田的生产,在精细油藏描述和动态资料分析的基础上,探讨了该油田在高含水期的剩余油的形成与分布的控制因素,分析了普通稠油油田在高含水期潜能挖潜的主要方向,并通过采取针对性较强的配套措施,取得了高效开发效果。这表明,打加密调整井,挖潜剩余油富集区潜力、细分开发层系,进行产液结构调整和放大生产压差,实施大泵提液强采是普通稠油油田高含水期提高采收率普遍适用的有效措施。     

多层砂岩油藏综合调整井型优选研究

油田综合调整工作是多层砂岩油田缓解注采矛盾、提高开发效果的有效手段之一,井型优选是油田综合调整过程中一项重要研究内容。以M油田为研究背景,首先根据一次综合调整实施后,井的生产动态数据、单井控制储量和水驱采收率分析结果,初步评价了水平井和定向井在此类油田中的开发效果。然后基于实际油藏数值模拟模型和理论油藏模型,对于类似M油田的多层系油田,得出单井控制储量将很大程度上影响水平井与定向井的生产效果。当定向井与水平井的单井控制储量在2.65—3.10倍时,水平井与定向井累产油比值相当;同时得出水平井和定向井开发效果还与单井控制储量的水淹级别相关,不同水淹状况下,定向井与水平井开发效果不同。对于较厚的水淹程度不大或底部水淹砂体,采用水平井进行局部挖潜能够取得比较好的结果。     

低渗透窄薄砂体油田含水变化规律

为了更好地预测低渗透油田水驱含水变化规律,通过数值模拟、理论计算,研究了油层非均质性、原油粘度和含水阶段等地质因素对含水上升规律影响,分析了葡萄花油田开发过程中采取的调整方式、调整措施等开发因素对含水上升规律的影响,采用结构分析法和贡献值法,分析了结构调整以及打加密井、压裂、换泵、堵水、关井等生产措施对控水的作用。建立了基于油量的水驱曲线微分形式含水预测模型。结果表明,与传统公式相比,该模型更能掌握含水随时间变化的详细过程,准确预测含水变化。在高含水期开发中,可以准确预测开发指标变化趋势,对科学制定开发技术政策、指导油田合理开发有一定的参考价值。     

蒙古林砂岩油藏砂体微相特征及在开发中的应用

运用岩心观察描述、电性、生产测试及开发动态等动静态资料 ,综合分析了蒙古林砂岩油藏的沉积相 ,并在单井微相划分及各微相对应电性特征研究等的基础上 ,进行了油藏各沉积时间单元微相的划分 .分析认为 ,各微相具有不同的岩性、电性、物性、产能特征以及不同的砂体与油层发育规律 ,纵向上不同微相组合、平面上不同微相注采井组合对油田开发以及开发中后期剩余油分布具有较大的影响 ,从而明确了油藏潜力的分布与挖潜方向 .在以上研究的基础上 ,对已进入高含水开发期的蒙古林砂岩油藏施行了合理的纵、横向注采结构调整等调水增油措施 ,收到良好效果 ,确保了油田长期超开发方案指标运行     

蒙古林砂岩油藏砂体微相特征及在开发中的应用

运用岩心观察描述、电性、生产测试及开发动态等动静态资料,综合分析了蒙古林砂岩油藏的沉积相,并在单井微相划分及各微相对应电性特征研究等的基础上,进行了油藏各沉积时间单元微相的划分。分析认为,各微相具有不同的岩性、电性、物性、产能特征以及不同的砂体与油层发育规律,纵向上不同微相结合、平面上不同微相注采井组合对油田开发以及开发中后期剩余油分布具有较大的影响,从而明确了油藏潜力的分布与挖潜方向。在以上研究的基础上,对已进入高含水开发期的蒙古林砂岩油藏施行了合理的纵、横向注采结构调整等调水增油措施,收到良好效果,确保了油田长期超开发方案指标运行。     

油田开发措施规划方法研究

进行措施工程的优化将有助于提高油田开发的经济效益．本文在对措施规划影响因素分析和措施经济效益评价的基础上，综合考虑措施效果、潜力、含水、费用等因素建立了利润最大化非线性措施规划模型．与已有模型相比，本文研究建立的模型所考虑的因素更加全面，考虑了资金的时间价值，同时引入了满足措施增油量与实施井次数、费用之间非线性关系的约束条件．利用基于实数编码的自适应遗传算法进行了有效的求解．应用实例表明，基于本文模型编制软件具有运算快捷、可操作性强的特点，运算结果可有效地指导油田措施的规划，使编制的油田调整方案能获得好的经济效益．     

低渗油藏合理井网密度的确定

合理井网密度的确定是低渗透油田开发的一个重要问题.利用谢尔卡乔夫的采收率与井网密度关系式,推得了单井可采储量、可采期的单井效益和单位面积总效益随井网密度变化的关系式.以单位面积总效益最大化为准则推得了合理井网密度及其对应的采收率、单井可采储量、可采期的单井效益和最大单位面积总效益,同时求出了经济极限井网密度.讨论了原油价格变化对合理井网密度及其对应的单井可采储量、可采期的单井效益和最大单位面积总效益的影响.油田应用实例表明,该方法对于低渗透油田开发方案和开发调整方案的经济技术论证有较好的指导作用.     

辽河油田超稠油开发单井效益评价研究

超稠油开发面临成本高、效益低的难题,对其进行经济效益评价显得尤其重要。单井效益是油田效益的基础与核心,本文针对辽河油田超稠油开发的实际情况,建立了以采油单井为评价单元,基于DEA方法的单井效益评价体系。通过对杜84区块206口油井的评价,区分了不同效益水平的油井,分析了原因,提出了管理建议。     

单井水驱储量评价研究

油田进入中高含水期后,研究剩余可采储量的分布规律是调整、挖潜的物质基础,而准确计算单井的水驱控制储量是分析剩余油分布的重要方法。通过分析单井的水驱特征,认为由于储层物性的差异和水驱控制程度的不同,单井之间的开发动态差异大,单井间的水驱控制储量相差悬殊;在油藏的开发过程中,储量会发生再分配,部分单井会“借走”邻井的储量,使其水驱控制储量比地质储量大。因此,评价研究单井的水驱控制储量具有现实意义。     

油田水淹成因分析及综合治理决策方法

针对油田注水开发区域出现单井、面积水淹现象,从油藏地质、布井、完井和生产方式等方面对水淹成因进行了系统研究分析,并结合油藏工程、采油工艺、注水工艺等改造措施,提出了综合治理决策方法,旨在将油藏地质、采油注水、工程措施有机结合,解决油田水淹井的水淹问题,进而达到提高油井单井产量及最终采收率、经济有效开发油田资源的目的。     

微构造精细表征及在剩余油预测中的应用

提高剩余油的预测精度对进入开发中后期的油田是极为重要的,只有准确预测剩余油的分布,才能通过开发调整提高产量。微构造形态控制着剩余油的分布,其表征精度直接影响着剩余油分布预测的可靠性。海上油田井网不规则且密度较小,仅依靠井点信息难以表征油田的微构造形态。因此探索研究了海上中后期油田的井震,结合精细表征微构造技术。通过研究总结出包括井震精细标定、地震切片识别微构造、精细构造成图等在内的一系列微构造精细表征技术。在海上油田开发调整研究阶段充分应用该技术,对该油田的微构造进行了精细表征,结合生产动态动静结合分析剩余油形成机制,达到提高剩余油分布的预测精度的目标,指导了调整井位的设计。后续新钻调整井证明,微构造形态表征精确,剩余油预测准确,提高了油田的产量。     

古城稠油油田BQ10断块剩余油分布数值模拟研究

摘要：特超稠油油田进入蒸汽吞吐中后期后,预测剩余油分布是研究的重要内容。以油藏地质建模和数值模拟为核心,根据古城稠油油田储层特征,建立精细的三维地质模型和油藏数值模拟模型,并对区块地质储量、采液量、采油量、注汽量及单井生产历史进行了拟合,综合应用剩余油储量丰度、砂岩有效厚度、渗透率和沉积微相类型等4个指标,制定剩余油的分类评价标准,分析BQ10断块中部区块H3Ⅳ9层的剩余油分布状况,为下步调整挖潜提供充分依据。     

井网调整后水驱控制程度及砂体接触方式研究

在油田开发过程中,随着开采的深入以及对油层认识的不断加深,部分区块有必要对原有的井网进行调整以满足当前生产的需要。为了进一步挖掘油田潜能,大庆油田某试验区通过细分重组层系,加密及注采系统调整等方式对老井网进行了重新调整,并根据沉积相带图及射孔等资料,研究了试验区井网调整前后的水驱控制程度及油水井所在砂体之间的接触方式。对比分析了控制程度和接触方式的变化情况,明确了不同调整方式对井网完善程度的贡献值。     

用深度学习挖掘油田开发指标预测模型的知识

油田开发指标变化特征被当作油田开发规划、油田开采状况评价、油田开发方案设计与调整及油田开发风险预测预警等决策管理问题的重要依据。针对至今没有很好解决的建立智慧油田的瓶颈问题之一——油田开发指标智能预测系统的选择预测方法和模型的知识挖掘问题，基于油田开发的海量数据，利用深度学习的卷积神经网络和循环神经网络，提取反映油田开发动态特征和知识。在此基础上，结合已建立的油田开发指标预测的模型库及知识库，利用深度学习的实体和关系的联合提取方法，提出通过油田开发输入信息、油田开发动态特征指标、油田开发指标预测的模型库和知识库挖掘选择油田开发指标最佳预测模型的知识方法。概念设计的模拟实例表明，提出的知识挖掘流程可实现只要输入油田开发的相关信息，就能自主获得恰当的油田开发指标预测模型。     

井网调整后水驱控制程度及油水井接触方式研究

摘要：在油田开发过程中,随着开采的深入以及对油层认识的不断加深,部分区块有必要对原有的井网进行调整以满足当前生产的需要。为了进一步挖掘油田潜能,大庆油田某试验区通过细分重组层系,加密及注采系统调整等方式对老井网进行了重新调整,并根据沉积相带图及射孔等资料,研究了试验区井网调整前后的水驱控制程度及油水井所在砂体之间的接触方式,对比分析了控制程度和接触方式的变化情况,明确了不同调整方式对井网完善程度的贡献值。     

萨北二区西部取芯井区高台子油层沉积相精细研究

通过对萨北二区系统取心井岩心的精细观察与分析,得出研究区高一组主要发育三角洲内前缘亚相,在取心井上共识别出5种主要沉积微相。精细分析了取芯井区的平面沉积微相展布,从而揭示了单砂体的空间分布特征。并重点刻画了三种单砂体的参数及特征,为油田开发调整特别是剩余油的预测提供重要的地质基础。     

井间示踪监测技术在腰英台油田的应用

井间示踪监测技术能准确得到注入水的平面水流方向及推进速度,判断井间连通情况和油藏非均质特征,为油田开发调整提供直接依据。2008-2009年,腰英台油田在6个重点井组运用了井间示踪监测技术,指导油田开发调整,取得了较好的效果。     

高含水油田沉积微相至单砂体级精细研究——以大庆油田杏十三区太103井区PI油层组为例

以大庆油田杏十三区太103井区为例,通过岩心及测井资料分析,得出研究区PI油层组在河流-三角洲沉积背景下主要发育分流河道、废弃河道、决口水道、溢岸薄层砂和分流河道间等微相.通过沉积时间单元精细划分、对比、测井微相模式的建立以及沉积微相研究,揭示了单砂体的空间分布规律,为高含水油田剩余油预测、开发调整提供了可靠的地质依据.     

低渗透油藏注水开发中地应力方向变化的研究分析

摘要 基于油田开发过程中对地应力方向变化及其影响机制认识不足的现状, 对鄂尔多斯盆地安塞油田某区块长6 油层组4 口取芯井各向异性钻柱, 分别在干样与地层原位条件下进行现今地应力方向相对油田开发初期地应力方向偏转值的测定, 并对其影响机制进行分析。结果表明: 干样与地层原位条件下测试的地应力方向变化存在较大差异, 因此对于油田储层地应力进行地层原位条件下的测试具有重要的意义; 在油田注水开发过程中最大主应力方向相对偏转值在 4.65°~8.73°之间, 平均值约为 7°, 从储层物性特征、岩石破裂机理等方面进行分析, 认为“天然水道”对地应力方向的偏转具有重要的控制作用; 根据油田开发初期地应力方向(NE65°), 确定研究区现今地应力方向约为 NE58°。研究结果对油田开发过程中水力压裂、加密布井以及井网调整等实际问题有重要指示意义。     

克拉玛依油田七西区三叠系下克拉玛依组储层微观非均质性定量评价

克拉玛依油田七西区克下组油藏开发面临单井产量衰减快、含水高,水驱开发效果差,剩余油分布规律不明确,需要加强目的储层微观非均质性评价。利用岩心观察、薄片分析等研究手段,对储层岩石学及储集特征进行分析;以压汞实验分析为基础,利用“主要流动空间”和“分形维数”分别从“量”和“形”的角度关注目的储层孔隙结构非均质性程度,对储层微观非均质性进行定量表征。结果表明：克下组储层岩性以砂砾岩为主,储集空间类型多样,以剩余粒间孔为主,储层以低孔特低渗为主。“主要流动空间”反映渗流能力贡献率为95%的主要流动空间仅占整体储集空间的不到三分之一;受微裂缝影响,“分形维数”分布于2.6～2.7的样品孔隙结构相对较好,整体反映出储层孔隙结构非均质性很强,最终主要利用上述两个参数对储层微观非均质性进行合理评价,为后续高效开发提供地质依据。