准噶尔盆地玛湖凹陷风南4井区百口泉组砾岩致密油藏地质“甜点”测井评价

为了有效评价砾岩致密油藏"甜点"分布,针对砾岩致密油藏非均质性强、油水分布复杂、"甜点"识别困难等问题,对风南4井区砾岩致密样品孔隙度、含油饱和度开展地层条件下的恢复校正,并结合阿尔奇公式以及动态地层水电阻率评价模型建立相应的孔隙度与含油饱和度测井评价模型;在此基础上,通过构建含油孔隙度参数,刻画单井垂向含油非均质性从而实现砾岩致密油藏地质"甜点"测井评价。研究结果表明:相比于地表检测值,地层条件下孔隙度减少约12.5%,含油饱和度增加9.3%左右;砾岩油藏"甜点"主要分布在T_1b_2~1及T_1b_3段,以Ⅱ类"甜点"为主,其次为Ⅰ类"甜点"。地质"甜点"的识别与评价可为玛湖地区砾岩致密油藏井位部署及水平井轨迹优化提供参考。     

水平井开发油藏水淹程度定量评价方法及其应用

为了利用动态资料定量评价水平井开发油藏水淹程度,运用两相渗流理论推导了包含水淹程度的函数关系,确定了计算水淹程度的思路,结合图解法提出了利用动态资料确定水淹程度的定量方法,并与数模结果、生产动态数据对比,验证了该评价方法的可行性。计算了江苏油田100余口水平井的水淹程度,将其分为整体水淹、局部水淹与点状水淹3种模式;针对低效水平井,依据水淹模式制定了不同的治理措施,其中整体水淹水平井以提液为主,其他水平井以调补层与卡堵水为主。通过分类治理单井增油超过500 t。     

低渗透CO2驱含油饱和度变化特征研究

研究岩心CO2驱油含油饱和度的变化特征,对于优化油藏开采方式、制定提高采收率方案具有积极的指导意义。通过对长庆西峰油田西137区块取心岩心CO2驱油过程进行CT扫描,实现了CO2驱油过程中含油饱和度分布可视化;并率先推导出了该过程中含油饱和度的计算方法。在较高的精度下计算出了驱替过程中的含油饱和度。研究表明,驱油过程开始后,含油饱和度首先从入口段开始大幅度下降,直到在出口段突破;然后,整个岩心中各个截面处的含油饱和度都开始下降,最终达到一个很低的数值,驱油效率很高。进一步该项工作可以为研究低渗透储层的渗流机理提供一个新的视角,并为低渗透油藏CO2驱油开采方式的现场应用提供借鉴。     

沙丘5井区梧桐沟组油藏开发效果差的原因

沙南油田沙丘5井区开发存在的主要问题是见水前产液稳定,含水低,见水后含水上升快,产油量下降快;油藏自然递战快;地层压力低.造成此问题的主要原因是沙丘5井区储层束缚水饱和度（Swi）、残余油饱和度（Soi）偏高、含油饱和度（So）和可动油饱和度（SOmov）偏低.     

S油藏产能评价及开发方式优化设计

S油藏属于复杂断块和局部异常高压油藏,在对其地质特征以及现有10口试油测试和试采井共23井次的测试资料系统分析基础上,运用层序地层学、试井边界探测分析、产能评价等多种油藏工程方法对S油藏P1、P2、P3组等3套含油层系的压力系统、原油性质、测试产能、米采油指数和采油强度等开发设计所需技术政策界限进行了评价,认为:P1组为一套正常压力系统、普通黑油为主、测试折算日产油能力在20 t左右、米采油指数较高的弹性水压驱动油藏;P2、P3组为异常高压、轻质挥发油为主、测试折算日产油在40～50 t左右、米采油指数较高的天然能量驱动油藏。结合S油藏地质条件,综合运用单井经济极限控制储量、经济极限井网密度、以及经济最佳井网密度等计算方法确定了S油藏合理井网密度和井距,运用复杂断块油藏建模及数值模拟方法对注水开采S区块P1油藏、天然能量间歇开采P2和P3油藏的开发方案进行了优化设计,提出最佳开发方案为部署直井14口井,水平井3口,预测15年后方案累产油93.48×104t,采出程度分别达到22.53%、8.19%和12.95%。     

水平井单井提液时机选择

提液的真正目的是要达到明显的增油效果.通过综合考虑提液能力和增油效果,借助无因次采油、采液指数分析方法,提出了水平井单井提液时机应选择在无因次采油指数递减较缓,且无因次采液指数急速上升之前的阶段.在现场实际的提液中得到了很好的印证,该提液时机选择方法对现场水平井单井提液可以起到很好的指导作用.     

断块油藏水平井提液参数优化

在断块油藏开发中水平井具有改善断块油藏连通能力的特点,并且提液作为一种重要的剩余油挖潜手段,具有降本增效的特点。为研究水平井提液参数优化,采用数理统计的方法,针对典型断块油藏的水淹模式进行总结,运用多元线性回归方法对水平井提液效果主控因素进行分析,并针对提液效果开展三参数的响应曲面研究。研究结果表明三个参数中注采比对提液效果的影响最大;快速水淹井晚期提液总体效果明显,并且提液时机越早,采出单位的水带出的油越少,水的处理费用越高;缓慢水淹井早期提液总体效果明显,其提液规律与快速类表现基本类似,不同之处在于,提液时机越晚,采出单位水带出来的油越少,水的处理费用越高;经过优化后,快速水淹井提液后累产油提高12.64×10⁴ m³,缓慢水淹井提液后累产油提高7.24×10⁴ m³。     

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。     

特低渗透砂岩油藏水驱微观机理

为探讨特低渗透砂岩油藏水驱油的微观机理及水驱后的开发潜力,选取鄂尔多斯盆地延长组典型岩心进行水驱油实验并进行核磁共振测试.结果表明:特低渗透砂岩油藏小孔喉中赋存的石油很难被驱替出来,剩余油大部分集中于小孔道;岩心的原始含油饱和度普遍小于可动流体百分数,驱油效率小于可动油百分数;随着岩心渗透率的增大,原始含油饱和度、可动油饱和度、可动油百分数、驱油效率均有增大的趋势;且渗透率越低,随着渗透率的变化,上述参数变化的幅度越大.可动油百分数、可动油饱和度是影响驱油效率的主要参数.剩余油由剩余可动油与剩余不可动油组成,剩余可动油是油藏下一步挖潜的目标,其评价参数为剩余可动油百分数.水驱油实验中,只驱出了可动油的66.22%,还有33.78%的可动油残留在岩心中,特低渗透砂岩油藏水驱后还有很大的挖掘潜力.     

容积法储量计算中确定原始含油饱和度的常用方法研究——以A油田X区长2油层组为例

原始含油饱和度是容积法计算石油地质储量的一个重要参数,其准确与否影响着储量计算的精度。为求取油藏的原始含油饱和度,以A油田X区长2油层组为例,综合应用岩心分析测试、试油及测井等各项资料,详细介绍了密闭取心分析法、压汞法、相渗法和测井解释法确定原始含油饱和度时的各类图版及具体计算方法。长2油藏的原始含油饱和度计算结果,密闭取心分析法47.4%,压汞法48.3%,相渗法47.5%,测井解释法47.2%,测井解释计算值与岩心分析值误差不大,可以用于储量计算。研究为储量计算确定原始含油饱和度提供借鉴。     

利用碳氢比测井技术评价剩余油及水淹程度

碳氢比测井是以地层中的碳、氢元素为主要研究和探测对象,以碳氢比值求解含油饱和度,降低了孔隙度的影响且不受矿化度的限制。依据5种类型油藏,15口井的测井解释结论与试油结论、密闭取芯含油饱和度资料进行分析研究,验证碳氢比（R_CH）与孔隙度和含油饱和度的关系,R_CH受孔隙度影响比较小,主要受含油饱和度的控制,随含油饱和度的变化而变化;测井解释结论与取芯含油饱和度和试油结论资料的准确性、可靠性、一致性和相关性都较好。实例分析结果表明：该方法可有效评价油层水淹程度、含油饱和度和油水界面,为寻找遗漏油层和堵水等措施提供有效资料,在砂泥岩剖面中适用范围较广,无论是砂岩、砾岩以及低阻油藏均可取得显著的地质效果。     

辽河水平井挑起二次开发大梁

7口水平井单井日产油10～20t，是同区块直井产量的3-6倍；区块日产油由过去的37t上升到现在的141t。预计将提高油田采收率15．2％——这组最新数字表明，濒临废弃的新海27块依靠水平井技术在老油田二次开发中起死回生．这预示着老油田二次开发将在辽河油田乃至更多的油田大显身手。     

石油文摘

<正> 提高复合油层水平井完井速度的新系统/W.J.Pike OCEAN IND.V.27,no.2PP42—44,March 1992.(ISSN 0029—8026;2refsMaersk 迄今有关用水平井开采低渗透油藏的经验表明,要获得满意的完井效果,或注酸液或注支撑剂进行分区段封隔和压裂是必须的。在 Dan,Valdemar 和 Gorm 低渗透油田中,所钻的水平井大都是长—中半径水平并,在产油区段用7英寸衬管注水泥固井完井。一口典型的水平井有大约10种单独的增注措施。一口典型的水平井有大约10种单独的增注措施。本文讨论了 Meersk 利用射孔、增注和封隔系统(PSI)进行完井的方法及在射孔、增注技术和在应用 PSI 系统时使用螺旋联接管方面所做的几项重大改进。设计此系统旨在减少酸化压裂和加砂水力压裂的增注时间,减少或消除完井液漏失,便于用螺旋管进行选择性再增注以及封隔产生过量气或水的层段。     

江汉盆地新沟嘴组致密油藏成藏特征及其形成环境

江汉盆地新沟嘴组下段Ⅱ油组发育一套厚层泥岩沉积,并发育多套碳酸盐岩、粉砂岩夹层,具备形成致密油藏的良好条件。从烃源岩、储层特征,含油饱和度及其主控因素等方面详细总结了致密油藏特征,在此基础上,利用岩心、测井、分析化验等资料分析了江汉盆地新下Ⅱ油组致密油藏的形成环境。分析结果认为,致密油藏具有自生自储、烃源岩成熟度低,储层致密且厚度小、层数多,油藏含油饱和度低,油藏大面积准连续分布的特征。亚热带湿润气候下的盐湖沉积环境是决定致密油藏特点的主要因素。综合烃源岩及储层发育条件,初步确定了江汉盆地致密油藏有利分布区域。     

水平井分段压裂在特低渗透油藏开发中的应用

基于樊147区块特低渗透低砂泥岩薄互层状油藏,通过数值模拟进行了水平井与直井联合注采井网的优化研究,确定采用反九点注采井网;通过渗流特征研究确定了分段压裂水平井的压力分布数学模型;通过水平井参数的优化研究确定了水平井的轨迹沿着主力油层中部。根据油藏高压异常的特点,采用井口带有防喷器的连续油管喷砂射孔、分段加砂压裂技术。根据实际效果分析,水平井分段压裂产能是相邻直井的3倍,稳定日产油15 t左右,递减比直井慢,一口水平井投资是直井的两倍,因此提高了经济效益。体现了水平井分段压裂技术开发低丰度油藏的优势和前景。     

含油层早期产能预测方法

油藏勘探阶段，利用录井地化热解资料可以准确地求取原油粘度和含油饱和度。在此基础上，建立储层油相渗透率与含油饱和度关系模型，避免了在资料较少情况下求取油相渗透率的不确定性。根据流体渗流理论，利用原油产能指示参数预测模型可以对产层进行原油产能预测。对胜利油田不同层位、不同流体性质、不同含油性等储层的33口井42层产能预测结果与试油结果进行了对比。结果表明，利用该方法能进行早期产能预测，并且能够达到较高的预测精度。     

辫状河流沉积油藏注聚初期调整方法及效果

针对孤岛油田中一区 Ng5 - 6砂质辫状河沉积油藏 ,注采对应程度较低 ,平面矛盾突出 ,在注聚初期表现出了与曲流河沉积油藏不同的动态特点 ,在深化油藏地质特征认识的基础上 ,分析了注聚初期油藏动态变化特征 ,采取了完善井网、水井调剖、调整产液结构等措施 ,取得了良好的开发效果 ,2 0 0 1年累计增油 2 .2× 1 0 4 t     

含油饱和度对火驱开发影响的实验研究

在室内利用火烧油层物理模拟实验装置,开展了稠油油藏不同含油饱和度条件下燃烧基础参数测试和火驱开发效果评价实验研究。实验结果表明,同一油品条件下,含油饱和度对门槛温度、燃料消耗量和空气耗量等燃烧基础参数影响较小,但对火线推进速率有较大影响,火线前缘推进速率随含油饱和度增加而降低;实验条件下能够实现高温燃烧的最低含油饱和度界限值为15%,低于该含油饱和度无法形成持续稳定的火驱前缘。从驱油效率和空气油比指标评价了不同含油饱和度条件下火驱的驱油效果,综合分析认为火驱开发含油饱和度下限值为30%。     

水平井在定边油田长7致密油藏的开发效果分析

定边油田长7油藏是典型的"三低"即低压、低渗、低产油藏,具有连续性好、规模大的特征,初步估算含油面积约300 km~2,储量估算约1×10~8t。本研究主要针对常规井网难以有效动用致密油藏的问题,采用不同井网试验效果分析,总结优选适合本区域的水平井注采井网。研究认为:水平井开发是目前开发致密油藏最有利的开发方式,其中水平井七点井网、交错七点井网、五点井网应用效果较好。同时,对水平井的注水开发、天然能量开发以及注水吞吐3种不同开发方式,进行效果分析,为后期定边油田长7致密油藏规模建产提供了参考。     

地化录井技术在XH27块二次开发中的应用

应用地化录井技术解释储层含油性,进而为XH27块油藏二次开发提供准确的储层含油性评价及判断油水界面,辅助水平井导向,提高油层钻遇率提供依据。