扶余油田剩余油分布主控因素剖析

扶余油田断裂系统发育,属于裂缝性中孔中渗构造砂岩油藏。由于长期的注水开发,综合含水率已高达90%以上,油藏内部油、水分布变得异常复杂,控制和影响剩余油分布的因素较多,严重制约着开发调整方案的有效制定。基于研究区密闭取心井的分析化验资料和实际生产动态资料,采用岩心、测井等静态分析与实际生产动态分析有机结合的手段,深入系统地剖析了研究区剩余油分布的主控因素。研究结果表明,随着该油田开发程度的加大,剩余油分布不仅受储集层地质因素的影响,同时也受后期开发井网部署的影响;该油田剩余油分布主要受储集层物性、储集层韵律性、沉积微相、井网部署等方面的影响,沉积微相的控制作用最强、储集层韵律性次之,而井网部署和物性影响相对较弱。本研究成果将有助于筛选剩余油分布的有利区域,为制定稳油控水的治理措施提供地质依据。      

海上高-特高含水期稠油油藏提高采收率实验研究

为了探索高-特高含水期稠油油藏不同提液方式下提高剩余油采出程度的机理, 设计不同提液方式、不同原油黏度下的海相砂岩稠油油藏驱替实验, 采用在室内搭建长岩心物理模拟实验, 研究高含水期、特高含水期时不同提液方式、原油黏度等因素对提高采收率的影响, 结合核磁共振成像和T₂图谱研究不同注水方式下剩余油分布。研究表明, 提液相比于恒定低速驱, 可提高11%左右的采出程度; 以驱替至含水率大于99%作为驱替结束条件, 高含水期油藏通过多次控幅提液采出程度最高; 岩心低速水驱至特高含水期后, 岩心核磁共振图像饱和度明显降低, 随着驱替的进行, 孔隙度分量逐渐降低, 即剩余油逐渐减少; 高含水期多次提液对不同孔径动用程度比一次大幅提液效果好, 微孔、小孔和中孔均有不同程度波及, 整体采出程度提高17.01%, 其中, 中小孔导致采出程度提高13.31%, 占提高幅度的78.2%;特高含水期, 多次提液比一次大幅提液原油采出程度提高9.2%, 其中中孔采出程度的提高作出主要贡献, 占提高幅度的97.2%, 微小孔波及程度较小。研究成果可为高-特高含水期稠油油藏提高采收率提供技术支持。      

稠油蒸气—泡沫驱不同油藏区域流体的流变特征

针对稠油蒸气-泡沫驱蒸气腔驱油区泡沫油体系、热水冷凝区热水油体系,通过模拟实际油藏温度压力条件,利用高温高压流变仪,在0～600s-1剪切速率范围内,研究蒸气相饱和度、泡沫剂质量分数、温度和蒸气干度对泡沫油体系流变特征的影响;在0～100s-1剪切速率范围内,研究热水相饱和度、泡沫剂质量分数和温度对热水油体系流变特征的影响.结果表明,泡沫油体系和热水油体系均为假塑性流体,可用幂律模型来描述,并且随着蒸气相饱和度和泡沫剂质量分数升高,泡沫油体系非牛顿性增强;随着温度和蒸气干度增大,泡沫油体系越接近为牛顿流体;随着热水相饱和度和温度升高,热水油体系越接近为牛顿流体;随着泡沫剂质量分数增加,热水油体系非牛顿性增强.     

“双高”阶段砂岩储层水驱剩余油富集模式模拟

为了研究和明确中高渗透砂岩储层在高含水高采出程度阶段(简称“双高”阶段)剩余油的分布规律和富集模式,采用物理模拟和数值模拟相结合的技术,真实、直观、准确地呈现了江汉盆地潜江凹陷王场油田潜三段北断块储层水驱油的过程和剩余油的分布形态,揭示了其水驱油特征和高含水期剩余油富集模式,模拟了北断块的构造特点、储层物性、水动力场对剩余油的控制作用,研究了储层韵律、隔夹层分布、注采位置对剩余油分布的影响,为北断块这类中高渗透砂岩储层在高含水期进一步精细水驱,改善水驱开发效果和提高原油采收率提供了技术支持。      

胡１２块沙三中油藏８７ 小层高渗通道发育时机研究

胡状集油田胡１２块沙三中层状、中渗、严重非均质性油藏目前处于“高含水、低采出”阶段。研究表明主力油层严重水淹，改变了储层渗流特征，形成优势渗流通道，导致注入水产生无效循环，驱油效率下降，开发效益变差。为了改善开发效果，研究优势渗流通道形成的门槛，是识别与评价优势渗流通道，并进一步刻画其空间分布，探讨其对剩余油分布控制的关键。利用胡１２块沙三中８７小层概念地质模型，通过油藏数值模拟方法，模拟计算了８７小层优势渗流通道产生的时机（下限或门槛），并进一步利用实际注水井组的已知生产、监测及地质资料分析获得优势渗流通道的认识与采用数值模拟方法获得的认识进行了对比。结果表明，建立在８７小层精细油藏描述、表征和概念建模基础上的油藏数值模拟研究是优势渗流通道研究的有力手段。      

河流相流动单元渗流特征及剩余油分布——以黄骅坳陷羊二庄油田新近系明化镇组河流相储层为例

以黄骅坳陷羊二庄油田明化镇组河流相储层为对象,在流动单元划分的基础上,综合薄片、压汞、相对渗透率曲线及数值模拟等资料,比较不同流动单元渗流特征,结合荧光显微图像及核磁共振实验刻画剩余油赋存特征。结果表明:六类流动单元渗流特征及剩余油分布差异明显。Ⅰ类流动单元渗流能力最强,水淹严重,残存少量柱塞状剩余油。从Ⅱ到Ⅵ类流动单元,毛管压力曲线中值压力不断增加,进汞曲线平缓段不断变短,最小润湿相饱和度大幅上升,残余油时水相相对渗透率不断下降,优势流线逐渐减弱,渗流能力不断下降;其中Ⅱ和Ⅲ类流动单元水淹较强,剩余油呈角隅状、膜状、吸附状分布;Ⅳ和Ⅴ类流动单元水淹相对较弱,剩余油呈连片状分布;Ⅵ类流动单元渗流能力差,水淹较弱,但剩余油储量低。该研究结果为羊二庄油田明化镇组后期剩余油挖潜提供参考。     

四维地震驱动的深海浊积岩油藏地质模型更新方法及应用:以安哥拉PU油田为例

传统的油藏模型更新过程中, 油藏模型的最终优选主要以单井历史拟合结果为准, 井间剩余油分布预测是否合理往往无据可循, 存在较大不确定性。四维地震是现代油藏监测的重要手段之一, 对于指导井间剩余油分布预测具有较强优势。为进一步提升油藏地质模型更新的准确度, 提出在常规地质模型更新过程中融入四维地震监测信息的研究思路, 以四维地震反映的流体变化信息作为井间"硬数据", 形成一套四维地震-地质建模-油藏数模闭环式油藏模型迭代更新方法。研究结果表明: 四维地震信息可作为动态信息贯穿到从地质建模-油藏数模的大循环中, 建模数模一体化技术更加完善; 四维地震可作为井间模型参数调整的重要参考依据, 实现剩余油监测的定量化, 提升油藏模型预测的准确度。该方法对于深海浊积岩油藏应用效果较好, 对于建模数模一体化技术的发展具有实践意义。      

不同提液方式对强水驱海相砂岩油藏驱油效率影响的实验研究

南海东部海相砂岩强底水驱稠油油藏经过多年开发,面临油田综合含水高、采出程度低的问题,油井提液是改善开发效果、实现稳产增产的重要措施,目前国内外关于不同提液方式对驱油效率的影响研究较少。为此,基于PY油田主力油藏典型渗透率级别天然岩心,开展了实际油藏条件下的水驱油核磁共振实验研究,分析了高含水期中不同提液组合方式下驱油效率的变化,从不同孔隙类型的动用程度揭示了影响驱油效率变化的内在因素并优选出适合该类型油藏的提液方式。实验结果表明:在多次控幅提液方式下,较于其他提液方式驱油效率平均提高了6.08%,能大幅提高微孔与小孔的动用程度,孔隙动用程度平均增加了7.76%,提液效果最佳。该成果为海相砂岩稠油油藏制定合理提液技术政策提供了依据。      

东非Morondava盆地Tsimiroro稠油油田成藏特征

为深入认识东非马达加斯加Morondava盆地Tsimiroro稠油油田成藏特征和分布规律,基于油气成藏理论,对Tsimiroro稠油油田成藏条件进行了详细分析,建立了其稠油成藏模式,明确了成藏主控制因素。研究结果表明:Tsimiroro稠油油田成藏具有生储盖条件优越、“双凹”供烃、断裂输导、近源运聚及凸起带富集的特征。在晚侏罗世-早白垩世,来自东、西部2个凹陷带的原油沿油源断裂近距离运移至中央凸起带构造圈闭中聚集成藏,由于断裂发育及埋藏浅,原油遭受了严重生物降解而稠变。生烃凹陷的分布格局、中央凸起带构造抬升及由此发育的油源断裂和构造圈闭则直接控制了油藏的空间分布范围。      

基于不同地质模式下稠油油藏变速驱波及规律实验研究

南海东部海相砂岩稠油油藏普遍具有胶结疏松、强底水、隔夹层分布复杂、采出程度低等特点,现有的常规水驱油实验无法准确描述稠油单井波及规律。基于PY油田稠油地质油藏特征,设计了改进的底水平板水驱物理模拟实验,考虑储层韵律、隔夹层发育规模以及提液时机,综合研究单井的波及规律和稠油采出程度。实验结果表明:①均质韵律和正韵律储层发育隔夹层,将原来的底水驱动变为次生边水驱动,发育隔夹层井距越长,对底水锥进抑制作用越强,同时,受重力分异作用,多次控幅提液后,可将下部过渡带、中上部中、小孔喉内以及隔夹层附近的剩余油受效驱替出来,能提高单井波及系数。其中,特高含水期采取4级变速控幅提液后波及系数总体可提高34.1%~54.9%;Z1680均质韵律储层和Z1610正韵律储层通过多次控幅提液,实际日产油提高至提液前2~3倍,生产效果良好。②对于极差为5~10的反韵律储层,顶底部渗透性差异大,易在顶部形成高渗通道,层内隔夹层发育长度和提液方式变化,对波及范围影响不大,Z1640反韵律储层通过多次控幅提液,生产效果变化不明显。研究成果可为不同地质模式稠油油藏产液结构优化以及提液方式制定提供解决方案。      

大港油田官80断块辫状河储层构型表征

为研究辫状河复合河道砂体心滩坝(对应Miall的四级界面,相当于单一沉积微相级别),以大港油田官80断块为研究区,以枣Ⅲ油组的单层为研究层位,应用密井网信息(岩心、测井、动态资料)、现代沉积和露头测量资料,采用分级描述、模型构建、交叉验证方法,分析河道砂体多级次界面及构成单元的定量几何特征,建立河道砂体构型定量模式,进行砂体构型分析及三维建模,以及研究区储层构型表征与建模,分析深化辫状河储层内部非均质性和剩余油分布,为油田开发动态分析、剩余油挖潜提供更准确的地质依据.     

克拉玛依油田八区克上组砾岩油藏测井描述

克拉玛依油田八区克上组储层发育,油气资源丰富,为克拉玛依油田八区的主力油藏.在该油藏研究中,充分利用已有的测井资料,首先研究了测井资料的标准化方法和以测井曲线为基础的岩心归位方法,进而采用神经网络技术将测井信息转化为地质信息,通过该区117口井资料的综合解释和评价处理,为储层研究提供了基本地质参数和油气评价结论,并采用克里金估计模型绘制了砂体分布、油层有效厚度、孔隙度、渗透率及含油饱和度的平面空间分布图,全面分析了储层在空间的分布规律,为区块油藏综合治理和开发提供了可靠依据.     

渤海J油田储量不确定性分析及优选

地质建模的最终目的是建立反映地质认识的地质模型,并对储量不确定性进行定量表征。储量是油田开发方案编制的基础,一个油田科学合理的开发往往需设计乐观、推荐、悲观三个方案,分别对应着乐观、推荐、悲观三个储量,即储量的P10,P50,P90。渤海J油田正处于开发的前期研究阶段,井点资料少,储层的纵横向变化快,储量不确定性强,而如何优选储量的P10,P50,P90成为决定油田开发方案编制的关键一环。该文通过构造、储层及油藏特征的分析首先确定了影响该油田储量的5个不确定性因素,即:构造幅度、油水界面深度、孔隙度下限、泥岩主变程、泥岩次变程,并分析了它们的分布范围,通过地质模型的建立对各个不确定性因素开展敏感性分析,确定油水界面深度、孔隙度下限、泥岩主变程是影响储量最大的3个因素,并以此为基础对J油田的储量进行了不确定性分析,优选了储量的P10,P50,P90。     

海塔盆地中部断陷带反转构造特征及其对油气的控制

为研究海塔盆地中部断陷带反转构造的类型、分布、形成机制、与油气藏的关系及成藏模式和控藏特征,分析地震、油气藏开发及地球化学等资料.结果表明:伊敏组晚期,海塔盆地中部断陷带在近东西向压扭应力场作用下发生大规模反转,形成断层型、褶皱型和混合型3类5个亚类反转构造,并与上部含油气系统的大二段次生油气藏具有良好耦合关系.大二段次生油气藏为反转期原生油气藏沿主干反转断裂向上调整形成,以南一中段及下段烃源岩形成的原生油气藏为源,以大二段砂岩为储层,以伊敏组泥岩为盖层,以主反转断层为疏导为成藏模式;该次生油气藏的形成与反转程度密切相关,主要形成于反转程度较弱的塔南凹陷隐伏断展型反转构造发育的区域,北北东向的隐伏断展型反转构造圈闭是寻找该类次生油气藏的首选目标.     

东营凹陷永安镇油田沙二段三角洲相储层构型及剩余油分布

针对油田三角洲储层精细表征及剩余油挖潜,以东营凹陷永安镇油田沙二段三角洲储层为例,利用地震、测井、地质等资料,研究三角洲储层沉积旋回、层次界面等不同层次构型要素,界定和划分构型单元,建立三角洲储层构型模式,分析构型单元对剩余油分布的控制作用.结果表明:三角洲前缘水下分流河道发育是单一河口坝边界识别的重要标志;构型单元韵律变化是造成剩余油局部富集的重要因素,正韵律水下分流河道砂体中上部剩余油相对集中,反韵律河口坝砂体下部剩余油富集.该研究可以为老油田剩余油挖潜、提高油气采收率提供指导.     

孤岛馆陶组注水开发储层性质动态变化特征研究

综合利用取心资料、实验室分析化验数据和矿场动态测井资料，研究了孤岛油田低含水期、中高含水期、特高含水期馆陶组砂岩油层岩性、物性、含油性和电性的变化特征。经过长期的注水开发，造成油层泥质含量、碳酸盐含量、含油饱和度和束缚水饱和度降低，平均孔隙直径增大，岩石粒度中值提高，导致渗透率、孔隙度增大。在物性总体增大的同时，孔渗参数的分异度增加；同时，也会由于水敏和速敏的影响使物性变差。声波时差和自然电位、感应电阻率都发生了明显变化，不同岩性的储层参数变化程度有差异，粉砂岩的变化程度小于细砂岩。     

轮古西奥陶系古潜山油藏油水界面的分布规律和控制机理

碳酸盐岩古潜山油藏储层非均质性强烈,油、水分布特征十分复杂.以现代岩溶理论为指导,通过对轮古西奥陶系古潜山岩溶地表古水系的详细分级刻画,采用趋势面分析方法对古潜山岩溶残丘次级进行了划分,结合单井油水界面判识结果,对残丘级次的控油规律进行了综合分析,并运用油气差异聚集原理阐述了其控制机理.研究结果揭示了古潜山油藏部分油井油水界面分布受控于不同次级的残丘,从运移近源低部位向高部位油水界面呈抬升趋势,由一级残丘控制向二级残丘控制变化.这一分布规律本质上是油气差异聚集过程中不断抬升的岩溶沟谷决定的溢出点和相对独立的缝洞单元联合控制的.这一认识可为油藏开发方案的制定和调整提供重要依据.