克拉玛依砾岩油藏基本特征及开发效益水平评估

由于储集层岩石结构和孔隙结构的特殊性，使得其在开发上不同于一般碎屑岩油藏，特别是砾岩储集层的普遍严重非均质性，给油田(藏)开发带来极大的难度．在系统总结国内外主要砾岩油藏基本特征和开发历程的基础上，对克拉玛依砾岩油藏开发效益进行了评估．指出克拉玛依砾岩油藏在开发中所应用的技术并不比国外差，但经济效益与国外同类油藏相比明显偏低，这主要与克拉玛依砾岩油藏的油层厚度小、储量少、原油粘度高、天然驱动能量低和由其决定的单井产量低等因素造成．     

油藏规模序列法在胜坨油区资源评价中的应用

胜坨油区已勘探开发40多年，油气勘探程度高。应用油藏规模序列法对该地区资源量进行了评价，结果表明：胜坨油区仍有124个30×10^4级地质储量以上的待发现油藏，剩余资源总量达1．46×10^8t。待发现油藏的规模不仅局限于百万吨级储量以下的小规模油藏，百万吨级储量以上的油藏还有35个，地质储量9672×10^4t。应用油藏规模序列法所计算的胜坨油区剩余资源量及其规模分布能够为该地区今后的勘探工作提供指导。     

从原油组成探探讨油源岩的岩性和沉积环境

油藏描述技术能够为油气勘探开发和油藏评价提供宏观与微观各方 面的参数。在东濮凹陷黄河南中央隆起带的油藏描述中发展了勘探阶段、 滚动勘探开发阶段和开发早期的油藏描述技术方法，得到了油藏的断层 封闭性、储集体几何形态、孔隙结构、有效厚度、原油性质和油气产能等 方面几十种参数，从中选出了十几种参数制定了本区的油藏评价标准，将 油藏分成四种类型，评价结果用于研究区的油气勘探开发，取得良好效 果。     

非均质油藏高渗条带识别方法初探

非均质断块油藏进入开发后期,如何对高渗条带识别,成为改善严重非均质油藏开发效果的关键.本文通过沉积微相法、测井评价方法、示踪剂监测分析法、动态分析法等多种方法,开展对高渗条带识别的研究,为下步措施安排提供了可靠的调整依据.     

塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏可采储量计算方法探讨

塔河油田奥陶系碳酸盐岩缝洞型油藏是经过多期构造岩溶作用形成的缝洞,为储集体以缝洞单元为基本开发单元,平面上连续性极差,具底水但没有统一油水界面,具正常温度、压力系统,低饱和弱亲油性油藏．不同部位油井产能差异较大,高、低产井穿插,油井采油指数相差数百倍．根据油藏描述对塔河油田奥陶系缝洞型碳酸盐岩油藏研究及油藏开发进行动态分析,通过可采储量计算方法筛选,认为递减法较适用．随着近两年来对该类油藏的注水开发试验,油藏逐渐表现出明显水驱特征．本项目尝试用水驱法进行试算,与递减法计算结果对比,探讨试算方法的可行性及应用范围,进一步论证目前计算的可采储量是否能反映地层现阶段真实状况．     

油藏形成动力学研究展望

指出随着高新科技不断引入石油勘探与开发，油藏地质研究必须改变过去定性推理的方法，必须建立全新的定量化机理性研究机制。从揭示油气藏在沉积盆地中所受到的各种营力作用及其在多种营力作用下形成、演化或消亡全过程及油气水分布模式出发，提出建立油气藏成藏动力学和油藏地质模型的设想；以研究油藏构造和数学模拟相结合的方法，探讨油藏形成的控制因素，得出油藏形机理和成藏模式，为油气勘探开发提出一套新的研究与预测方法。     

三维三相渗流数模在提高非均质油藏注水开发采收率中的应用

强非均质油藏注水开发过程中随着水洗程度的加深．高渗层水淹严重，低渗层无法动用或动用程度较低，油层平面及纵向动用差异日益增大，严重影响注水开发效果．以强非均质油藏板9断块为例，针对油藏本身的流体特性及注水开发特点，从油、气、水三相渗流达西运动方程和物质守恒角度出发，建立了该断块油藏三维三相渗流数学模型．优化设计合理的网格系统以及算法组合对该断块进行了数值模拟研究，准确描述剩余潜力分布．有针对性的提出综合治理措施．使开发效果得到明显改善，为同类断块油藏的开发提供指导和借鉴。     

油藏动力学模型研究的思路、内容和方法

油藏动力学模型由油藏外部形态模型、油藏内部结构模型、岩石物理特性模型、油、气、水特征模型及油藏动力系统模型５个子系统构成。建模工作通常分勘探期、开发前期、开发期及开发中－晚期４个阶段进行，各阶段中建模研究内容、层次及研究方法各有侧重。在整个油藏动力学模型研究系统工作中，储层地质模型与油藏动力系统模型是研究重点，地下原油（或剩余油）分布的动态变化规律是研究目的。     

石油开采引起的油藏压实与地面沉陷预测

石油开采过程中的油藏压实和地面沉陷是海上油田开发不容忽视的问题。通过对油藏压实与沉陷的机理及影响因素分析,给出了油藏压实与沉陷量的预测模型及计算方法,并以某海上油藏实例进行了计算。对于油藏开发整体规划、海上作业平台优化设计有一定的指导意义。     

塔河油田深层砂岩油藏描述研究

针对塔河油田深层砂岩油藏埋深大、油层薄、非均质性强的特点，对塔河油田2区三叠系油藏进行了油藏描述研究，对油藏特征、储层展布、隔夹层分布、储层非均质特征有进一步认识，为改善油藏开发效果奠定了坚实基础。     

渤海W油田复杂低阻油藏含油分布模式及应用

近年来，随着渤海油田低阻储层评价及识别技术的不断成熟，在馆陶组陆续发现一批非常规低阻油藏，成为新的储量增长点。由于该类型油藏物性差、束缚水饱和度高、油水分布复杂，开发难度整体较大。认清储层含油分布模式并准确预测高渗、高产甜点已是低阻油藏高效开发的关键。本文基于储层构型分析方法，综合应用岩芯、测井、生产动态等资料，对渤海W油田辫状河低阻储层含油分布主控因素开展研究，实现了辫状河低阻大井距下的储层构型精细描述。研究表明，该区辫状河低阻储层呈差异化含油分布模式，具有沉积微相控制物性、物性决定含油性的规律，其高渗透率心滩坝是油气富集区和高产甜点区。利用此研究成果在心滩坝甜点区先后部署实施7口水平井，均取得较好生产效果。     

综合指数法在河流相储层非均质性研究中的应用

在储层建筑结构划分、测井多参数处理结果的基础上,根据熵的原理,应用熵权法定量计算了胜坨油田二区沙河街组二段3砂层组4小层（简称沙二段34）河流相储层的非均质综合指数,按照不同的开发时期详尽分析了储层的层间、层内、平面非均质性特征,并阐述了储层非均质性的主要影响因素,结果表明：沙二段34储层层内、层间及平面非均质性中等—较强,随着注水开发的进行,非均质性有继续增强的趋势,平面非均质性较之层内和层间非均质性要更强烈一些。同一小层及韵律层在不同开发时期的非均质程度有明显的差异。建筑结构控制储层非均质程度,成岩作用使非均质性复杂化,注采井网不完善加剧了非均质性的差异性。研究成果为剩余油挖潜提供了一种可行方法。     

单层剩余油的算法及应用

针对当前陆相储层深度开发油藏剩余油分布零散,控制因素多,研究难度大等问题,提出一种单层剩余油分布研究方法。利用构造、储层非均质性、井网布局、水驱动态等4项剩余油控制因素建立模糊数学模型,根据生产井的单层开发动态资料、新井电测解释资料以及动态监测资料,定量给出各控制因素对剩余油的隶属度,通过模糊运算,求出油藏中各井点单层的剩余油。方法用于胜坨油田一区注聚先导区11层,建立的剩余油综合评价指数分布模型立足于油藏开发实际,具有较强的可操作性,可为油藏的开发和调整提供依据。     

辫状河心滩内部夹层控制的剩余油分布物理模拟实验

针对砂质辫状河,采用水驱油物理模拟的手段,旨在总结心滩内部泥质夹层(落淤层与沟道)控制的剩余油分布模式。模拟结果显示,夹层延伸长度、注采井与夹层的匹配关系、射孔位置等因素均对剩余油分布有控制作用。夹层水平延伸长度越大,夹层顶部和底部剩余油富集范围越大;如果两组模拟试验注采井射孔层位相同,采油井钻遇夹层的情况下剩余油更为富集;在注水井全井段射孔的条件下,与采油井全井段射孔相比,采油井上部射孔夹层附近剩余油富集范围较大,采出程度较小。     

利用神经网络方法确定薄差层剩余油的分布

根据密闭取芯检查并资料和地质分析方法，通过人工神经网络（ANN）模式预测，即利用ANN方法可以确定薄差储层可动剩余油，首先输入形成剩余油的主要参数，然后通过网络的不断学习，最后输出判别精度较高的含油饱和度，含水率或水淹级别等参数，该方法的技术关键是输入参数类型的确定，它涉及剩余油的形成机制和分布规律等问题，在深入探讨高含水油田开发后期剩余油成因类型的同时，还在诸多的剩余油影响因素中，确定了利用神经网络判别单井，单层剩余油的参数，即井点砂体类型，井点所处位置，注水井砂体类型，注水井距和注水时间，将研究方法应用在大庆长垣萨尔图油田北二区东部三次加试验区，预测薄差层的水淹分布状况，对解决三次加密调整井区存在的问题很有成效，同时指出了该识别方法产生影响的因素。     

秦家屯油田松南142 区块储层流动单元研究

秦家屯油田松南142 区块经多年开采已经进入高含水阶段,为分析注采关系、预测剩余油分布和提高原油采收率,在本区开展了储层流动单元研究。结合岩心、录井、测井资料,确定本区主要发育扇三角洲前缘水下分流河道、水下分流河道间、河口坝、席状砂4 种沉积微相,农Ⅷ ～农V 整体表现为一套扇三角洲前缘的进积式沉积。运用多参数模糊聚类分析将本区储层划分为由好至差的A、B、 C、D、E5 类储层流动单元,并依此确定了研究区储层流动单元类型的回判标准。在储层流动单元展布特征研究的基础上,对区内油、水井之间的注采关系进行了分析,并对剩余油分布的有利区带进行了预测。利用研究区生产动态资料对该研究成果进行检验,证明分析结果与油田实际生产状况吻合。     

鄂尔多斯盆地樊学油区长8砂岩裂缝平面展布及控制因素

裂缝发育程度及其平面展布是影响低孔特低渗储层有效、高效注水开发的关键。鄂尔多斯盆地樊学油区长8油藏及周边油藏投产油井存在砂岩裂缝发育区含水上升快、裂缝侧向油井水驱开发效率低等问题。本文基于岩心、声电成像测井资料标定常规测井资料,选取特征参数构建裂缝识别综合指数,实现樊学油区长8储层中砂岩裂缝的识别。依据识别结果绘制砂岩裂缝平面展布图,进而结合区域构造应力场及沉积特征分析裂缝发育的控制因素及其对生产开发的影响。研究表明,基底断裂中生代以来的重新活动控制了樊学油区裂缝的形成与展布,裂缝优势展布方位为北北西向和北东东向,砂岩裂缝的发育程度受区域构造应力场、砂体厚度以及岩层组合等因素影响。裂缝发育区油井具有初产高、产量递减快的特点,因此,在实际生产开发中,需要选择合适的注采井网,尽量采用大井距、小排距的方式提高驱油效率。上述认识为油藏开发部署提供一定的参考。     

精细油藏描述技术在胜坨油田开发中的应用

针对胜坨油田注水开发后期油田剩余油分布零散、开采难度大等问题，运用微构造研究、测井二次解释等精细油藏描述技术综合分析油藏平面、纵向上剩余油分布规律，为胜坨油田剩余油挖潜提供了资料依据，并在实际应用中取得了良好的开发效果．     

精细油藏描述技术现状及发展趋势

国内大部分油田已进入高含水开发阶段,大量剩余油滞留于地下,开展精细油藏描述意义深远。目前主要的精细油藏描述技术有地层细分对比技术、微构造研究技术、细分沉积微相技术、层次界面和流动单元研究技术以及储集层地质建模技术等。进一步深化和发展四维地震和高分辨率层序地层学、加强储集层物性和流体性质动态变化规律研究、建立储集层地质知识库和原型模型是精细油藏描述技术未来的发展方向。     

聚驱后油藏剩余油分布数值模拟

通常聚合物驱的最终采收率在50%左右,聚合物驱后剩余油具有相当的开采潜力。以大庆长垣北部多段多韵律聚驱主力油藏为例,采用化学驱油藏数值模拟技术,系统研究并总结了典型油藏聚驱后平面及纵向剩余油的分布特征。结果表明,聚驱后油藏剩余油的分布系统可划分为2大成因、3大区域和7个部位。其中:存在受地质因素制约的剩余油,如废弃河道中部、砂体尖灭区、相对孤立的薄差砂体;也有开发因素控制的剩余油,如厚油层顶部剩余油、注采不完善部位、注入井间与生产井附近以及聚驱后高渗层内的残余油。聚合物驱后油藏剩余油主要富集于3大区域内,究其原因则主要源于水驱和后续聚驱波及程度的不同。