纵向强非均质性储层水平井提高油层钻遇率技术

水平井开发可以提高油藏单井产量和整体开发效益,但前提是水平井要获得较高的油层钻遇率。对于常规油藏水平井开发获得较高的油层钻遇率较为容易,但对于像ML油田长8油藏这种纵向强非均质性储层,难度较大,现场随钻跟踪工作也极为棘手。水平井开发主力层优选一般以定性化方法居多,定量化技术方法研究较少。从影响强非均质性储层主要测井参数的电阻率、声波时差等出发,结合水平井轨迹设计实际需求,提出了小尺度范围内储层纵向主力产层精细优选技术。2015年以来,水平井地质设计大规模应用定量化主力生产层段优选技术,在水平井水平段轨迹调整中,应用三维地质建模随钻跟踪和RDMS水平井随钻远程监控技术,在ML等油田矿场实践中获得了理想的应用效果。     

鄂尔多斯盆地西峰地区特低渗砂岩储层属性建模

针对鄂尔多斯盆地西峰地区低渗砂岩储层物性极差、非均质性强的特点,从储层低渗的成因机制研究入手,建立了"分选性砂岩含量"模型来约束孔隙度建模;并将"序贯指示模拟思想"引入到渗透率建模当中。通过贝叶斯指示模拟与协变量参数的有机结合,最终形成了一套适合于低渗-特低渗储层属性建模的方法。研究结果表明,砂质含量与颗粒分选程度、成岩作用类型及强度是低渗砂岩储集空间发育分布的控制因素,而有效的建模方法精确刻画了次生孔隙发育带与相对高渗区。建模结果客观反映了低渗储层的严重非均质性,改善了低渗储层随机建模方案,能为油藏数值模拟、开发方案的制定提供合理的地质模型。     

三肇地区水平井开发中低渗透薄层油藏的界限优化研究

大庆外围油田葡萄花油层具有单层厚度薄、储量丰度低、储层非均质性严重等特点。通过对三肇地区进行油藏工程分析及数值模拟研究,提出利用水平井开发该类油藏的有效厚度界限、井网形式、水平段长度、水平段方向、注采井排距等开发技术界限进行了优化研究,获得的水平井优化结果符合油田实际,为水平井开发薄层中低渗透油藏提供技术上的参考。     

埕岛油田馆上段储层非均质性研究

通过对我国第一个浅海-极浅海特大油田—埕岛油田馆上段储层层内韵律性、层间差异性、平面上砂体连续性、层间层内隔夹层的定量评价以及储层微观孔隙结构的研究,揭示了埕岛油田馆上段储层宏观、微观非均质特征,指出埕岛油田馆上段储层平面非均质性与微相带、砂体发育密切相关,并建立了埕岛油田馆上段储层四种类型的孔隙结构模式,对指导埕岛油田馆上段油藏进行各种开发调整有着重要的指导意义。     

相控在储层地质建模中的应用——以安塞油田152区长2油层组为例

目的相控储层建模技术是当前提高地质建模精度、实用性很强的新技术,其关键是准确地建立储层沉积(微)相空间展布的数字模型,进而模拟储层属性参数的空间分布规律,为油藏数值模拟、剩余油预测研究打下坚实的基础.方法应用多参数协同、分层次约束的方法,从沉积(微)相形成与演化的成因角度建立沉积相带的地质模型,以沉积相带的时空间展布特征对安塞油田长2河流相储层建模过程进行了约束.结果通过相控技术得到的储层模型,能真实地反映储层的非均质特性和砂体的连通性,并能较准确地模拟地下含油气储层的属性分布规律,同时为油藏模拟、剩余油预测及挖潜调整提供了可靠的依据.     

非均质性对超低渗透油藏产水机制影响实验

 针对超低渗透油藏普遍发育微裂缝、导致储层非均质性强的特点,开展了裂缝型岩心的制作和不同组合方式下的超低渗透油藏天然能量开采的物理模拟实验。基质与裂缝型岩心并联水驱油实验模拟不同非均质性储层油藏产水规律。实验结果表明,非均质储层含水上升曲线分为无水采油期、含水上升期和高含水上升期、高含水期4个阶段。含水上升规律主要受储层平均渗透率、渗透率级差、微裂缝发育特征和含水层能量的影响。对于非均质性较强的超低渗透油藏,应重点关注较高渗透率储层、水层和裂缝较发育储层的含水上升变化特征。     

低渗油藏CO2驱井网优化调整及开发效果影响因素

CO2驱、水平井开发技术对于低渗油藏有着较好提高采收率的作用,但是对于非均质性较强的低渗油藏,水驱开发后存在动用程度低的问题,因此有必要研究低渗油藏后期注采方式及注采井网的调整优化和开发效果的影响因素。首先依据目标油藏建立非均质概念地质模型,建立了一个上下分别为低渗和高渗储层油藏模型,采用油藏数值模拟方法对油藏进行了模拟计算。在油藏模型进行一段时间水驱后,加密调整井网采用水平井注CO2进行二次水气同驱的开发模式。对比不同加密井网模式的采出程度和地层压力,得到最优的加密井网模式进行二次优化开发。然后基于以上得到的最优井网优化调整模型,研究了井排距、储层渗透率和注CO2压力对该调整井网模式开发效果的影响。油藏数值模拟计算表明：加密水平井采油优于加密直井采油;加密水平井注气可以适当缩短排距,使CO2的驱替更充分,当井距/排距为0.4时,采出程度最大;在不同储层渗透率条件下,在其他生产条件一致的情况下,加密水平井井网时,可以将水平井沿水平渗透率较小方向安置;适当增大注气井注入压力可以有效地提高采收率恢复地层能量。本文研究成果对该类非均质低渗油藏的开发具有较好的借鉴意义。     

河流相平面非均质储层水平井泄气范围确定方法

为了准确计算河流相平面非均质储层水平井泄气范围大小.通过分析完钻井、录井和测井资料获取气井水平段含气钻遇率及沿水平段不同单元物性参数大小,定量表征井控范围内储层的非均质性.再利用气井产量压力生产数据,采用流动物质平衡方法评价气井动态储量.在此基础上计算井控范围内的气井有效渗流面积,同时结合储层分布特征调整井控泄气范围边界,最终研究形成河流相平面非均质储层气井泄气范围确定方法.研究结果表明:在非均质储层条件下,计算气井泄气半径需综合考虑储层的含气性、物性参数变化和储层分布等因素,通过理论计算和实际井分析对比,可见考虑储层非均质计算的气井泄气半径更符合气井生产实际,泄气范围与有效储层分布契合度高.     

水平井优化设计中油藏地质因素的分析

水平井井身剖面的优化设计不仅应从钻井工艺和力学角度分析，而且也需从油藏地质条件出发进行考虑，本文根据塞平１井的设计施工实际，并结合国内外有关水平井资料综合论述了地质因素诸如油气藏开发地质类型、油层厚度，产层几何形态及储层非均质性等对水平井井眼轨迹优化设计的影响，分析了确定水平井段方位取向、水平段长度、水平段垂深和入靶点位置、初始造斜点位置选择以及井眼直径大小等参数的原则、方法，以达到地质—工程的统一．     

薄互层低渗透油藏水平井压裂产能模型

薄互层具有砂泥交互、储层平面各向同性、纵向非均质严重的特点,压裂裂缝在纵向上扩展呈非平面特征.考虑薄互层净总厚度比、纵向非均质性及压裂裂缝非平面特征,将压裂裸眼水平井周围流场划分为两个渗流区域,建立裸眼水平井多级压裂开发薄互层的稳态渗流数学模型,并推导出解析解.通过模型计算分析了净总厚度比、非平面系数、裂缝半长、启动压力梯度、应力敏感系数等因素对裸眼水平井多级压裂产能的影响.研究结果表明,薄互层的储层特性对产能有很大的影响,考虑薄互层特性计算的产能要明显小于不考虑薄互层特性的产能;净总厚度比越小、纵向非均质性越强、裂缝非平面性越强,多级压裂水平井产能越小;应力敏感系数越大,多级压裂水平井产能越小;启动压力梯度越大,多级压裂水平井产能越小.     

分流动单元相渗曲线归一化方法及应用

目前常用的相渗处理方法是对有代表性的相渗曲线归一化,但对整个油藏区块归一化难以反映储层非均质性,分区归一化的分区指标又不十分明确。流动单元能较好的反映储层的非均质性及流体的渗流特征,本文将流动单元作为不同分区,引入流动层指数作为分流动单元的依据,按流动单元对相渗曲线归一化。以某油田为例,将储层分为四个流动单元,其归一化的相渗曲线差别明显,表明不同流动单元的储层渗流差异较大,反映出的油田开发动态也大不相同。该方法为油田开采准确利用相渗曲线提供依据。     

强底水砂岩油藏水平井含水上升模式及不同开发阶段下产水规律影响因素——以塔河油田九区为例

强底水砂岩油藏生产中后期,进入中高含水期,底水锥进现象突出,产量递减严重,需采取排水控锥等调流场措施维持正常的生产,明确油藏的含水上升规律的主控影响因素及含水上升模式能有效地指导调流场工艺措施的实施。基于塔河油田九区生产现状,对井区水平井产水情况进行了统计,总结了现阶段井区水平井含水上升模式图版;根据井区地质及工程特征,结合不同生产阶段条件下的含水上升规律模式,在时间与空间上定性分析了油藏含水上升规律的主控因素;结合灰色关联法及机器学习方法计算不同区域不同生产阶段各影响因素的关联度,在时间与空间上定量分析油藏含水上升规律的主控因素。结果表明：现阶段塔河油田九区水平井含水上升模式图版为：爬坡型、阶梯型、快速水淹型和开井水淹型四种。结合定性定量分析,生产初期含水上升规律的主控因素为：构造位置、避水高度水平井井段与古河道方向夹角;开采中期含水上升变化规律由层内夹层展布为主,储层非均质性为辅;后期流场调节主要受储层非均质性及夹层展布影响。为不同生产阶段条件下的提液控液及流场调节等工艺措施的实施提供一定的理论指导。     

特低渗透纵向非均质油藏周期注水研究新方法

 大庆外围某特低渗油藏不仅储层薄,渗透率特低,而且纵向上非均质性较强,水驱开发过程中层间矛盾严重,明确注水方式对特低渗透纵向非均质油藏的影响对于解决层间矛盾十分必要.建立了基于该区块地质特征的纵向正韵律非均质地质模型,采用5点井网进行数值模拟计算,考虑流体在特低渗透储层中遵循的非线性渗流规律及压力敏感性特点,研究不同周期注水方式的渗流规律.结果表明,增注-减注注水方式相同含水率下采出程度高于增注-停注注水方式;增注-减注注水方式比增注-停注注水方式储层吸水剖面均匀,相对低渗储层吸水能力增强,相对高渗储层吸水能力减弱;增注-停注注水方式增注周期注水井附近压力梯度普遍高于0.2MPa/m,注水能量被消耗在建立水流通道上.该模型能直观判断周期注水方式对非均质性开发效果的影响.     

胜坨油田二区高含水期三角洲储层非均质特征

胜坨油田二区沙二段 7,8砂组三角洲砂岩油藏高含水期 (综合含水率大于 90 % )的储层层内、层间非均质性有所减弱 ,但是其平面非均质性增强 ,且不同微相不同部位的储层非均质性有较大差异。但是 ,大都具较小的非均质综合指数 ,呈现出较强的非均质性。按照非均质性的强弱 ,这些微相依次为分流间湾、天然堤、远砂坝、水下分流河道和河口砂坝。其中在河口砂坝内 ,侧缘储层的非均质性最强 ,坝主体次之 ,坝顶部则呈中等非均质性。较强的储层非均质性对注水开发影响较大 ,因而造成剩余油分布的较大差异     

陕北吴起地区延长组储层非均质性特征

储层非均质性是造成储层砂体内部渗透率垂向及平面变化的主要因素。通过对砂岩储层中碎屑颗粒、填隙物含量等演示学特征及成岩作用的分析,利用非均质性计算指标分析吴起地区延长组储层非均质性特征。研究表明吴起地区延长组以发育长石砂岩为主,具有分成熟度高、分选好的特征,成岩作用主要表现为压实和压溶、胶结作用、交代作用和溶蚀作用,从层内非均质性、层间非均质性和平面非均质性等非均质性指标分析认为,单砂体粒度特征以正韵律、正韵律叠加和复合韵律较为发育,层理构造的垂向变化引起渗透率的垂向变化,泥质夹层、钙质夹层对油藏进行了分割,储层砂体渗透率值非均质性强的特征明显。储层非均质性差异导致吴起地区延长组砂体在平面上使得渗透率值呈北东-南西向展布,是由于不同沉积环境水动力条件变化的结果。     

胜坨油田二区高含水期三角洲储层非均质特征

胜坨油田二区沙二段7,8砂组三角洲砂岩油藏高含水期（综合含水率大于90％）的储层层内、层间非均质性有所减弱,但是其平面非均质性增强,且不同微相不同部位的储层非均质性有较大差异。但是,大都具较小的非均质综合指数,呈现出较强的非均质性。按照非均质性的强弱,这些微相依次为分流间湾、天然堤、远砂坝、水下分流河道和河口砂坝。其中在河口砂坝内,侧缘储层的非均质性最强,坝主体次之,坝顶部则呈中等非均质性。较强的储层非均质性对注水开发影响较大,因而造成剩余油分布的较大差异。     

利用储层随机模拟提高油藏数值模拟的效果

概述了储层随机模拟技术的国内外发展现状，重点探讨了随机模拟技术和油藏数值模拟结合进而提高油藏数值模拟效果的若干应用，其中包括用于泥岩空间展布的研究；以单井压力测试数据为条件的储层非均质性研究；刻画渗透率分布的各向异性和合理的计算有效渗透率；利用储层多阶段随机建模研究水出时间．通过研究认为，把随机模拟技术作为油藏数值模拟的前期手段，对研究和掌握非均质油藏的注水开发行为有重要意义．     

乐安油田草4块沙四段储层沉积特征与非均质性研究

储层沉积特征和非均质性已成为制约边际稠油油藏开发生产的瓶颈.利用地震、钻井、测井、岩心资料,对乐安油田草4块沙四段储层的沉积特征与非均质性及其对稠油开发的影响进行了研究.结果表明,研究区草4块沙四段发育两个三级层序,其岩石矿物学特征不同,沉积特征明显不同,含油性也不同;沙四上亚段为滨浅湖滩坝相沉积,而沙四下亚段为近岸水下扇沉积,其控制着95%的储量.储层渗透率变异系数为0.61～1.43,突进系数为2.21～5.41,渗透率级差大,层内、层问非均质性强,平面上非均质性相对较弱.综合评价出了有利的开发层段,其中沙四段4砂层组的3,4小层为有利开发层段,油层分布稳定,连通性好,可采用小井距强化注水面积井网或蒸汽吞吐热采开发,并采取适当的防砂措施.     

鄂尔多斯盆地致密油体积压裂水平井产量预测

目前常用的水平井产量预测数值模拟方法和理论解析方法都难以解决致密油储层横向非均质变化大和人工裂缝发育程度描述难的问题。为解决以上问题,基于测井解释资料和体积压裂施工参数,从地质和工程两个方面对致密油水平井产量进行分析和效果评价,并采用灰色关联分析法,将水平段地质参数（标准录井气测全烃值、渗透率、脆性指数）、油层包络面面积、储层横向非均质系数作为影响储层含油性、渗透性、可压性和非均质性的敏感性参数;将施工参数的单井总入地液量作为产量的工程敏感性参数。通过拟合回归,建立对数预测模型对致密油水平井产量进行预测,达到降低致密油规模开发中的投资风险,提高产建效益的目的。应用该方法对合水长7致密油区块6口水平井进行产量预测,预测值与实际值平均相对误差仅为8.0%,效果较好。     

高含硫气藏水平井硫的饱和度预测模型研究

为了对高含硫气藏水平井硫沉积进行准确地预测研究,在气藏硫沉积机理研究的基础上,考虑水平井不同的渗流阶段以及与压力相关的气体参数的变化,建立了相应的硫的饱和度预测模型。利用某高含硫气田一口水平井的数据进行实例分析,得到了如下结论:1对于水平井硫沉积可以只考虑靠近井地带的径向流阶段,当发生硫沉积导致气井产量下降时,一定要合理控制气井产量,若发生硫沉积堵塞,加注硫溶剂可以有效地解除近井地带的污染;2与直井相比,水平井硫沉积的影响因素还包括水平段长度以及储层的非均质性。在相同的产气量下,水平井水平段越长,硫沉积的速度就会越慢;储层非均质性越强,硫沉积越不容易发生。