夹层对底水油藏开发及剩余油分布影响研究

砂岩底水油藏在中国储量丰富,底水油藏开发面临的核心问题是底水锥进,而夹层对抑制底水锥进具有明显效果。由于夹层成因的复杂性,目前夹层研究尚没有统一模式。针对这一问题,提出从夹层分布面积、夹层厚度、夹层渗透率、夹层泥质含量等参数,将夹层归纳为无夹层、渗滤型夹层、小范围不渗透夹层和大范围不渗透夹层4种模式。无夹层模式底水锥进速度快,大范围不渗透夹层模式底水完全被抑制,这两种夹层模式下的油气开发效果较差;渗滤型夹层底水被转化为次生边水和次生底水,小范围不渗透夹层底水转化为次生边水,这两种夹层模式开发效果较好。无夹层模式远离井筒周围分布大量剩余油,可以通过完善井网来提高动用程度;渗滤型夹层开发效果好,剩余油分布很少;小范围不渗透夹层底部形成"屋檐油",顶部形成"屋顶油",这种剩余油可作为后期挖潜的一个方向;大范围不渗透夹层上下邻层均可存在大量的剩余油,是油田开发后期挖潜的重点对象。     

高浅南区边水断块油藏类型及剩余油特征

复杂小断块油藏的剩余油在开发后期极为复杂,不仅受多个因素的控制,同时,某一种因素单独控制的剩余油非常分散且数量有限。针对高浅南区小断块油藏边水发育的特点,考虑剩余油的主控因素、断块油藏的形状、天然能量的充足程度以及能量供体等将边水断块油藏划分为3 类：开启型边水断块油藏、半封闭型边水断块油藏以及封闭型边水断块油藏。并研究了每种油藏类型的剩余油分布特征和挖潜潜力。发现：开启型边水断块油藏采出程度最高、剩余油少而分散;封闭型边水断块油藏采出程度最低、剩余油多而连片;半封闭型边水断块油藏介于两者之间。在以上研究的基础上,根据每种油藏类型的特点提出了下一步挖潜的技术对策。     

夹层分布模式及其对剩余油的控制作用

在油田开发进入高含水后期,夹层对剩余油的控制作用越来越明显。从夹层描述入手,结合梁家楼南区的实际情况,按照夹层的形态、分布位置、夹层对剩余油的控制作用对夹层类型进行了分类,描述出了上部凸形、上部凹形、上部板状、中部凸型、中部凹型、中部板型、下部凸型、下部凹型、下部板型、楔状、弧状11种夹层分布模式,并且分别阐述了其对剩余油的不同控制作用,提出了上部凸型夹层剩余油最富集,中部凹型夹层剩余油分布最差。从挖潜方法来看,上部夹层封堵的剩余油宜采用水平井和堵水技术来挖潜,中部夹层封堵的剩余油宜采用不稳定注水方法来挖潜,上部和下部夹层封堵的剩余油宜采用堵水结合补孔措施来挖潜。     

底水油藏中隔夹层对水平井开发影响研究

本文结合物理模拟、数值模拟、实际井动态分析等多种方法,进一步研究隔夹层对水平井开发效果的影响。通过建立三维可视化底水油藏物理模型,研究水平井隔夹层大小对水平井效果的影响,表明靠近水平井远离油水界面的隔夹层下部出现“屋檐油”,此处的剩余油为油藏高含水期挖潜剩余油的主要方向。结合底水油藏数值模型,研究不同隔夹层展布范围以及不同隔夹层分布位置下水平井的开发动态,随着隔夹层展布范围增加,隔夹层距离油水界面越远（越靠近水平井下方）,则水平井开发效果越好;通过对国内某典型油田水平井生产资料进行分析,所得结论与物模、数模结果一致。     

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。     

次生底水油藏的三元复合驱替特征及影响因素

原生整装油藏经过长期注水开发后,逐渐演化为次生底水油藏。次生底水油藏的剩余油类型包括中上部的弱动用可动剩余油、中下部水驱绕流式可动剩余油和高水淹区的水驱后残余油。对该类型油藏开展三元复合驱以进行挖潜。利用油井生产数据,将三元复合驱替历史分为驱油剂的受效前期、持续受效期和受效后期3个阶段,确定驱油剂持续受效期时间跨度。利用驱替特征曲线定量化确定各井在驱油剂持续受效期的驱替能力,同时分析了影响驱替效果的工程和地质及化学因素。结果表明,次生底水油藏的三元复合驱开发特征与常规底水油藏开发明显不同,而工程和地质因素对该两种油藏类型生产特征的影响作用是相似的。驱油剂中的聚合物组分对整个开发历史的油水渗流具有重要的影响。     

气顶底水浊流相油藏剩余油分布研究

浊流相油藏中存在气顶和底水时,因其特殊的沉积特点,内部油气水运动变化复杂,开发中后期剩余油分布研究难度较大。以欢17块大凌河油藏为例,应用油藏数值模拟方法,定量研究了气顶底水浊流相油藏开发中后期剩余油分布规律。通过研究,明确了此类油藏地质模型建立过程中的关键点在于隔夹层分布的正确描述。给出典型范例详解了隔夹层分布的修正过程;指出了此类油藏拟合过程中的重要拟合指标综合含水率和产气量的拟合关键点,并分析得出油侵气顶区及构造顶部区是该类油藏剩余油的主要富集区域。最后,基于剩余油数值模拟结果,提出了压水锥和侧钻水平井相结合的开发调整方式,为高效开发此类油藏提供了技术支持和决策依据。     

南海B油田夹层特征及其对剩余油分布影响

为有效指导油田高含水阶段剩余油挖潜,综合运用岩芯、测井、地震和生产动态等资料,开展夹层成因与展布特征研究,及其对剩余油分布影响研究。结果表明,油田夹层可分为泥质夹层、钙质夹层和物性夹层3种类型,建立了夹层测井识别标准;平面上夹层可分为零星发育式、局部连片发育式和全区发育式3种类型,建立了各类型夹层平面分布标准;垂向上均质储层内部多发育单一类型夹层,非均质性较强储层内部多发育复合类型夹层;并分析了不同类型夹层对剩余油分布影响,其中,局部连片夹层和全区发育夹层下部剩余油相对富集,是油田开发后期挖潜重要方向。     

复合河道砂体劈分及隔夹层研究——以大庆油田北一区断东葡I2小层为例

目前大庆油田已进入高含水开发阶段,厚油层内剩余油的挖潜成为重要的研究内容.厚油层内隔夹层的存在使其内部非均质性更加复杂,进而严重影响剩余油的分布.以大庆油田北一区断东为研究区,研究厚砂劈分及隔夹层特征,为厚油层内剩余油的挖潜提供可靠的依据.首先利用研究区目的层的沉积特征和测井资料确定了复合砂体的可分性,其次确定不同期次河道砂体间沉积的隔夹层为复合砂体的劈分依据,最后根据成因和岩性将隔夹层划分为泥质夹层、钙质夹层和物性夹层三种类型.将复合砂体劈分与隔夹层结合研究.     

大庆杏北地区剩余油分布影响因素研究

大庆油田开发后期含水率较高,剩余油分布不均。本文综合分析了影响剩余油分布的各种因素,如沉积微相、非均质性、隔夹层、水淹资料等,并分析了各种因素影响下的剩余油分布规律,为大庆油后期开发调整,提高采收率提供参考。     

底水油藏高含水期剩余油挖潜可视化驱油实验

C油田馆陶组油藏为强底水油藏,储层物性具有高孔、高渗特征,经过长期天然能量开采,整体进入高含水开发阶段,亟待探索新的补充能量方式,提高剩余油动用程度。研究为了实现油藏开发过程模拟的可视化,结合油藏实际情况,设计了满足几何相似条件的物理胶结模型和两组不同介质(活性水,气体和泡沫交替)驱替实验,利用X射线安检机直观了解岩层中流体渗流情况、底水锥进现象以及剩余油分布特征。研究表明：大尺寸平板模型实验能够直观地描述底水油藏水锥形态;2组实验在初始底水驱阶段水驱规律相同,水驱采收率达到42%,波及范围有限,井间和顶部剩余油富集;活性水驱阶段提高采收率0.73%,剩余油动用程度不高,顶部剩余油富集;气体和泡沫交替驱可有效动用井间和顶部剩余油,较水驱提高采收率2.14%。     

局部网格粗化与加密技术在大底水油藏数值模拟中的应用

大型底水油藏数值模拟模型的网格数量庞大,其中底水区域的网格数目占绝大部分,占用很大数值计算量。同时,对于储层较厚的底水油藏,常规的网格系统通常无法准确描述油水分布及开发动态。针对大型底水油藏数值模拟中存在的问题,提出了底水区域实施适当网格粗化,生产井附近区域适当加密的处理方法。采用此方法既能保证计算精度,同时减少了模型网格数,大幅提高模拟计算效率,同时为该类油藏生产井的射孔位置、厚度等指标的设计优化提供了技术保障。     

底水稠油热采温度场影响因素物理模拟研究

利用高温底水物理模拟实验系统,以渤海LD底水油田为例,依据目标层位的储层特征,填物理模型,开展高温底水物理模拟试验研究。模拟研究了热水驱和蒸汽驱、直井和水平井、注蒸汽温度、水平井井筒距底水距离条件下温度场的变化特征。实验研究结果表明,热采驱替方式、井型、水平井筒的位置、注蒸汽温度对底水稠油油藏热采时温度场的形成发育都有明显的影响。温度场的变化决定稠油油藏中油层被加热的范围,影响着底水稠油热采开发效果。利用高温底水物理模拟研究热采温度场的实验技术可为渤海底水稠油热采开发方案的制定提供技术支持,可推广应用在渤海底水稠油热采开发的研究中。     

Box-Behnken法研究底水油藏直井底水锥进影响因素

 底水锥进是影响底水油藏开发效果的重要因素。用某实际油藏资料建立了底水油藏的数值模型,在综合考虑各种影响底水锥进的单因素基础上,设计底水锥进影响因素的无因次参数群,应用数值模拟计算的累积产油、产水和产液量回归俞启泰水驱特征曲线,以求得反映直井见水特征的参数b（水驱特征曲线斜率）。以参数b 为研究对象,运用Box-Behnken 试验设计,通过曲面反应法研究不同因素对b 值的影响,并得出各影响因素对底水锥进的影响显著性、影响顺序和影响趋势。     

低渗透底水油藏长水平井产能公式

低渗透底水油藏长水平井产能对长水平井开发可行性论证及优化有重要指导意义。依据渗流力学与油藏工程相关理论方法,在考虑低渗透底水油藏的各向异性、启动压力梯度、定压边界特征及长水平井流场特征的基础上,运用流场劈分、镜像反映原理、等值渗流阻力法及复势理论推导了低渗透底水油藏长水平井稳态产能公式,并通过实例计算研究了避水高度与启动压力梯度对产量的影响。发现产量随无因次避水高度增加而降低,并综合确定最佳无因次避水高度为0.5;启动压力梯度增加,产油量降低;启动压力梯度越大,油藏各向异性对底水油藏长水平井开发的产能影响越小。     

河流-三角洲相储层特高含水期产层特征

胜坨油田广泛发育河流-三角洲相储层,根据特高含水期储层非均质性特征及剩余油分布模式,将其产层分为3种模式:正韵律模式、反韵律模式和均质模式.通过研究不同产层模式生产井的提液效果差异,建立了不同产层模式采油指数与生产压差之间的关系,并从毛管力的角度阐述了不同产层模式的开发特征.研究结果表明,储层物性非均质性和剩余油分布非均质性共同控制了产层的开发特征,受毛管力作用方式的影响,正韵律产层模式层间、层内干扰最为严重,开发效果相对较差;反韵律产层模式层间、层内干扰不明显,适合开展强注强采;均质产层模式是最为理想的产层组合方式.只有将储层物性差异以及剩余油分布差异最小的产层组合在一起才是合理的.     

油水黏度比对油藏注水开发效果的影响

对于层间流体性质差异较大的多层非均质油藏,在进行笼统注水开发时,层间油水黏度比差异对于油藏开发效果有较大影响。通过使用CMG油藏数值模拟软件建立多层油藏一注两采机理模型,从剩余油分布、波及系数、驱油效率及采出程度等多个方面分析层间油水黏度比差异对开发效果的影响,确定多层合采油藏合理的层间油水黏度比级差界限。研究认为,多层非均质油藏笼统注水开发时,低油水黏度比油层对高油水黏度比油层有较大影响,层间油水黏度比级差越大,层间矛盾越突出,低油水黏度比层波及系数、驱油效率明显上升,高油水黏度比层波及系数、驱油效率大幅下降,层间动用程度差异越大,剩余油主要富集在高油水黏度比层,油藏开发效果越差,合理的层间油水黏度比级差应控制在3以下。     

新民油田高含水期剩余油分布特征及控制因素分析

新民油田目前已经处入高含水开发后期,油水关系复杂,注采矛盾显著,采收率大幅降低,亟待开展精细剩余油分布规律研究。以新民油田民1区块扶余油层为研究对象,基于单砂体精细刻画工作,利用三维地质建模-油藏数值模拟一体化技术开展单砂体层次的剩余油分布研究,进而分析剩余油分布的控制因素。结果表明:剩余油分布特征体现在层间差异、层内差异和平面差异等方面;沉积微相、沉积韵律、单砂体叠置关系、废弃河道遮挡、断层封闭及注采井网不完善等因素单一或组合控制剩余油的分布;层间差异主要受沉积微相控制,层内差异主要受沉积韵律等因素控制,平面差异受控于单砂体叠置关系、废弃河道遮挡、断层封闭及注采井网不完善等因素。     

河流相储层剩余油成因类型及分布模式

以鄂尔多斯樊家川油田为例,通过综合分析开发地质、生产动态资料,研究了河流相储层剩余油成因类型及分布模式.河流相储层剩余油可细分为13种成因类型,其中井网未控制型、注采不完善型、层间干扰型、呈片分布差油层型、微正向构造控制型剩余油是注水开发后期主要挖潜的对象.在纵向上,剩余油分别呈分散相、片状、集合块状连续层状分布于单砂体不同部位,在渗透性差异较大的不同砂体之间由于层间干扰形成层间干扰型剩余油;在平面上,河道砂主体侧缘主要为决口扇或溢岸成因的薄层近未水淹剩余油层和上倾尖灭型剩余油.而在河流相复合砂体的任何部位,都可能存在被漏掉的微砂体、微构造型、外延断棱型剩余油.     

延长油田滞后注水区注水开发特征及效果

 延长油田地理位置处于黄土高原之中,水资源匮乏,地面条件恶劣,早期开发未实施注水,且井网很不规则.为高效开发石油资源,近年采取补救性注水开发,取得了显著的增油效果,但也暴露了很多问题.本文通过注水区产量、含水、地层压力、注水压力、注采比及采收率分析,研究了延长低渗透油田注水开发特征,评价注水开发效果及注水参数的适应性.不同的油藏性质表现出不同的注水开发特征,反映了对不同注水技术政策的需求.延安组底水油藏和弱底水发育的延长组长2油藏,储层物性相对较好,渗透率在2.0×10^-3—80×10^-3μm²之间,在温和注水条件下,储层流体以孔隙渗流为主,注水各向受效均衡,油田原有不规则井网基本适应.延长组长6油藏为裂缝性岩性油藏,储层物性差,渗透率在0.3×10^-3—2.0×10^-3μm²之间,注水开发受储层裂缝及砂体展布方向影响较大,油田原有不规则井网注水适应性差,方向性含水上升快,后期调整困难,沿裂缝强化注水方式很难在老井区实施.指出针对长6油藏不规则井网,常规堵水、调剖措施将是改善注水开发效果的有效途径,并提出增加注水井的“多点少注”的注水开发方式的设想.针对长6油藏纵向多油层复合连片的特点,提出分层注水的必要性.