底水油藏水平井开发影响因素研究

利用水平井技术可有效控制底水油藏普遍存在的水锥问题,然而这一技术受油藏地质条件、操作参数等许多因素影响。本文以江苏油田永安25区块为例,详细研究了不同油藏参数、操作参数等对原油产量的影响。研究结果表明,水平井产量随水体倍数、油层厚度、平面渗透率的增加而不断增加;对于该地区,合适的避水高度为0.3h～0.4h;合适的采液速度为130m3/d;合理的提液时机在含水率达到50%～60%时。     

基于Cluster的大型油藏数值模拟的并行计算

大规模整体油田的精细油藏数值模拟需要并行处理。该文基于Cluster并行系统,将三维三相油藏压力计算,转化为以油层为并行计算粒度、通过井筒压力耦合全油藏压力的多层二维二相的压力计算,用网格节点排序方法和预处理算法等缩短计算时间,实现了100.2万网格点的实际大规模油藏数值模拟问题,在17个处理机并行计算时,加速比达6.75。结果表明,该并行计算具有较好的效果,该并行软件正在胜利油田得到应用。     

深部调驱技术在洲城复杂断块油藏研究中的应用

开展适合极复杂断块中高渗透油藏特性的调驱体系研究和应用,以提高水驱波及体积.通过对油藏注水动态特征和有机冻胶类深部调驱体系的评价研究与调驱现场应用,研究形成了适合于苏北盆地洲城油田的深部调剖工艺技术,所研制的聚合物冻胶深部调驱体系交联时间、交联强度可控,具有较强的选择性注入和封堵能力,同时与地层配伍性和稳定性较好.现场应用后,见到了注水压力升高、油井含水下降、产油量增加的理想效果.说明深部调驱能够解决极复杂断块油藏注入水沿冲刷孔道无效循环、水驱波及效果差、采收率低的问题.     

柴达木盆地西部南翼山浅油藏储层特征

柴达木盆地西部南翼山浅油藏的主要储油层系为新近系上新统下油砂山组(N21)上部及上新统上油砂山组(N22)下部,为背斜构造控制的岩性层状油藏.南翼山浅油藏储层岩性主要包括:(含粉砂)藻灰岩、粉砂质(泥质)泥晶灰岩和灰质(泥质)粉砂岩.各油层一般都包括这3类储层岩性,其中以粉砂质(泥质)泥晶灰岩为主,其次为(含粉砂)藻灰岩和灰质(泥质)粉砂岩.南翼山浅油藏储集空间类型主要包括:溶孔、成岩缝、粒间孔、微孔隙.各油层一般都包括这四类储集空间类型,其中溶孔是最主要的储集空间类型.南翼山浅油藏储层物性最好的为(含粉砂)藻灰岩,其次为粉砂质(泥质)泥晶灰岩和灰质(泥质)粉砂岩.南翼山浅油藏储层的主要控制因素包括:沉积微相、断裂作用、晚期沿断裂带大气淡水的溶解作用、有机酸的溶解作用.     

底水稠油油藏水平井含水规律预测方法

针对底水稠油油藏水平井出水位置难以确定的问题,通过建立底水稠油油藏物理及数学模型,利用Green函数、Newman乘积方法和叠加原理推导底水稠油油藏水平井非均匀产液的压力响应解析解,采用Stehfest数值反演算法得到考虑井筒储集效应和表皮效应的底水稠油油藏水平井分段产液试井井底压力解.通过绘制水平井分段试井典型图版,进行流动阶段划分及分析,进而得到不同生产段长度、生产段数目、生产段位置分布、流量分布等影响因素影响规律,并绘制相关解释图版.矿场应用实例验证了研究结果的有效性及广阔的应用前景.     

稠油剩余油形成分布模式及控制因素分析--以辽河油田曙二区大凌河油藏为例

从蒸汽吞吐和蒸汽驱采油特点出发,总结了辽河油田曙二区大凌河稠油油藏剩余油形成控制因素和分布模式。确定了五个级次的剩余油分布模式,包括微观级、单井单层级、井问单层级、层问级和平面级。提出了剩余油形成的三大控制因素,包括油藏地质类、油藏工程类和井网部署等。强调了油藏地质条件的关键作用,阐述了各种地质因素对剩余油形成和分布的控制作用。     

碳酸盐岩油藏储层测井挖掘效应的综合分析

H油田碳酸盐岩油藏由于构造变化大,岩性复杂,在流体识别及流体界面的划分中出现了很多矛盾。对于气体识别,采用补偿中子测井挖掘效应在有些区块有效,而有些区块是无效的,因此,需要对挖掘效应的影响因素进行分析。首先,分析了H油田碳酸盐岩油藏岩性和孔隙结构特征;然后,分析了其中的KA、KB储层孔渗等物性特征;并通过多口井的测井曲线,总结了中子测井和密度测井在气层所形成的挖掘效应响应特征,分析了形成真假挖掘效应的原因;从理论上阐述了密度测井与中子测井的相互关联性,推导了两种测井响应的关联方程,从井眼扩径、孔隙结构、孔渗物性及饱和度等多个角度分析了挖掘效应的因素影响的机理,最后,给出了综合利用挖掘效应判断气层的分析方法,提出了判断真假挖掘效应的几条依据。根据这一方法,较好地完成了H油田K油藏流体识别,可为后续H油田以及类似的碳酸盐岩复杂油气藏准确识别流体类型提供借鉴。     

苏北盆地高邮凹陷方巷油田和黄88断块原油地球化学特征

高邮凹陷方巷油田和黄88断块新近发现的断块油田,明确所发现原油的成因与来源则是油气勘探关心的核心问题。分析结果表明两个地区原油族组分十分相似,它们难以提供有用的信息确定其成因和来源;而生物标志物分布与组成特征则可以提供相关地球化学信息。两地区原油在生物标志物分布与组成特征上的共性主要体现在均具有低的姥植比,伽马蜡烷含量中等,贫重排甾烷,说明这些原油的烃源岩应该形成于还原性强、古盐度较高,且缺乏黏土矿物催化作用的沉积环境。它们之间的差异表现为方巷油田的原油中C_(29)H/C_(30)H比值较高,且其C_(27-29)甾烷碳数呈不对称"V"型,这些特征与高邮凹陷阜二段烃源岩较为接近;而黄88断块的原油中C_(29)H/C_(30)H比值较低,且其C_(27-29)甾烷碳数呈对称"V"型,这些特征与高邮凹陷阜四段烃源岩较为接近,由此表明方巷油田和黄88断块油田的原油具有不同的来源。两地区原油中C_(29)甾烷成熟度参数[C_(29)20S/(20S+20R)和C_(29)ββ/(αα+ββ)]均小于0.40,显示典型低成熟油的特征,说明它们是有机质在低演化阶段的产物。     

低界面张力黏弹流体驱油效果评价及微观驱油机理

特低渗油藏储层物性差、层间非均质性强,注水开发过程中普遍存在含水率上升快,产量递减严重等问题,为进一步改善特低渗透油藏水驱开发效果,开展了低界面张力黏弹流体驱油研究。采用岩心驱油实验评价低界面张力黏弹流体驱油效果,并利用微观可视模拟技术研究低界面张力黏弹流体微观驱油机理。结果表明,岩心单管和双管驱油实验水驱结束,转注低界面张力黏弹流体后,采收率分别提高了7.47%、23.14%;低界面张力黏弹流体的注入可对驱油剖面进行有效调整,增加原油动用程度;水驱后剩余油主要以簇状、孤岛状、膜状、盲端状以及柱状5种形式存在,簇状剩余油所在比例最大;低界面张力黏弹流体可通过增黏、屏蔽暂堵、乳化以及岩石表面润湿性改变等多种作用机制协同,将水驱后剩余油以“塞流式”或乳化分散形成小油滴被夹带渗流运移产出,具有较好的流度控制和洗油能力,在特低渗油藏开发中具有优异的潜在应用前景。