复合堵剂堵水工艺在塔河油田碳酸盐岩油藏中的应用

塔河油田于1990年在石炭系试获油气流,随着开采时间的延长,暴露出油井含水上升速度快、缩嘴压锥效果不明显、见水后产量大幅下降等问题.针对高含水井进行有效的堵水对塔河油田综合治理有重要意义. 1 堵水工艺选择 塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏缝洞相对发育,渗透性较好,水油流度比大,水驱效果差,水易沿高渗缝洞快速窜进,影响中小缝和孔的水驱油波及系数.一般油井底部见水,油层基本水淹后,上部主力油层或非主力油层难以发挥作用,若顶部主力油层见水,油井则面临停产的危险.卡封堵高含水层能解放主力油层或非主力油层,达到稳油增产目的.据封堵原…     

石南J2t2低渗透砂岩油藏含水变化特征及水淹模式分析

非均质注水开发砂岩油藏的见水方向,是油藏开发过程中需要不断深入研究的重要内容之一.见水方向的准确判断是确定剩余油分布和制定油藏中～后期注采结构调整方案的重要依据,会影响注水开发效果.这里针对石南J2t2油藏开发初期出现的部份井含水上升快,见水方向复杂的问题,综合研究了储层物性非均质特点,储层改造,裂缝产状和生产动态资料,总结出二种基本水淹模式.油藏水淹受多种因素影响,在分析过程中应综合各种资料进行分析.目前预测的见水方向与油藏实际生产情况吻合,对油藏后期调整具有较好的实际指导意义.     

油层微型构造影响油井生产机理研究

对微型构造的定义、成因、分类作了简要论述。提出“注入水油水界面”的概念,指出在油层内部油井水淹停产是由于此“界面”上升至油层顶面所引起。对微型构造影响油井生产的机理作了论证,通过数学公式推导,证明在通常条件下,正微井控制油层面积大于负微井,油水重力分异作用对正微井有利。引用莱弗里特方程证明正微井在注水开发中处于向上驱油的有利条件,而负微井则处于向下驱油的不利条件,还有部分低部位油向高部位运移。因此     

弧东油田馆5^2＋3层小井距注水开发全过程现场试验研究的初步认识

高渗透、高粘度、河流相沉积的亲水砂岩馆5^2 3油层小井距注水开发全过程现场试验，为占胜利油区近三分之一储量的馆陶组油藏的开发与调整、动态预测、长远规划等提供了一定的实践依据。试验研究表明：注开发中含水期以前，生产时间短，含水上升较快，产油能力旺盛，采油指数逐渐上升至最高值之后下降到初期水平，见水后含水上升率逐渐增至最高值，采出近60％的可采储量。高含水期生产时间长，采油指数递减，含水上升减缓，产液能力增强，注水利用率低，可采出40％多的可采储量。原油密度和粘度有较小幅度的增加，天然气和组分含量变化较小。注入低矿化度水后油田水性质逐渐淡化；油层见水厚度大，水淹面积大，层内初期见水状况受渗透率纵向发布控制。驱油效率低，开发前期波及系数增长快，水驱采收率可达45．7％。     

白豹油田长6油藏裂缝见水类型研究

白豹油田长6油藏储层天然裂缝发育、人工压裂缝大量存在,裂缝系统复杂,导致注水开发矛盾加剧;通过吸水剖面、试井及脉冲中子饱和度测试等方法监测油藏动态变化,认为裂缝的存在对开发的影响主要表现出三方面:造成单井产能损失严重、井组内油井受效不均、降低储层动用程度;基于储层地质及开发特征的认识,将裂缝见水类型及特征归纳为三类:天然裂缝开启见水型、天然裂缝-压裂缝沟通见水型、压裂缝沟通见水型,并提出了分类治理对策,矿场应用中取得了较好的控水增油效果。     

超低渗透油藏产能平面分布控制因素分析——以鄂尔多斯盆地吴410长6油藏为例

超低渗透油藏有时会出现同一个油藏区块油井产能平面分布很不均匀的现象,增加了开发技术政策制定与执行的难度。以鄂尔多斯盆地吴410长6油藏为例,结合开发实践,深入分析了产能平面分布不均的影响因素,研究认为:由于油藏各开发单元所位于的储层砂体不同,造成油井产油的物质基础不一样;储层物性分布不均直接影响到产能状况,储层层内非均质性,如渗透率非均质程度及韵律性和层内不连续薄夹层的分布等也对产能分布形成重要影响;储层构造有时也可决定超低渗透油藏的油水分布,构造低的部位油井含水较高;储层普遍发育的微裂缝在注水开发过程中易开启,造成油藏局部单井点水淹,层间裂缝可能造成注水向非目的层流逸。     

塔河油田九区产水主控因素分区特征研究

塔河油田九区进入中、高含水期,底水锥进明显,含水上升快,产量递减严重,油田稳产的难度大,因此准确地把握油藏产水主控因素具有很重要的意义。此次研究是以地质资料为基础,用动态资料研究生产井的产水影响因素,总结出塔河油田九区的产水具有明显的分区特征,即中高构造位置和夹层发育区的油井无水采油期长,含水上升慢,而高渗段和裂缝发育区无水采油期短,含水上升速度快。     

定边油田致密油水平井增产方式研究

定边油田致密油层发育于半深湖-深湖相区,最典型是延长组长7油层,烃源岩条件优越。致密油分布范围广,同时砂岩储层致密、物性差、孔隙结构复杂、含油饱和度高、油藏压力系数低的特点。微裂缝较为发育,采用规模注水开发,由于常规注水开发压力传递不均匀,形成注水不见效、见效即见水的特点,开发效果不佳。对定边采油厂区域内部分水平井进行体积压裂、体积压裂压后不返排闷井扩压、水平井吞吐采油、异步注采等增油措施,地层压力得到有效的补充,缓解了地层能量快速的衰竭。矿场试验对比得出:在自然能量的开发方式下,体积压裂比常规压裂的平均每天产油量多1.19~3.69倍,稳产期也是常规压裂的1.3~2.4倍。在注水开发区域,有效的延缓了水平井见水时间,促使其稳定生产,对致密油藏水平井开发提供了指导性的意义。     

木34区油藏开发技术探讨

马岭油田木34区延10油藏目前处于开发前期阶段,为了延长低含水采油期,需要确定与之配套的前期开发技术。采用油藏工程论证及数值模拟的方法,确定木34区合理井网密度为15口/km2,射孔程度应控制在20%以内,地层能量下降到原始地层压力的80%～90%时转入注水开发较为合理,合理注水强度为2.7 t/m.d,合理采液强度为0.8 t/m.d,油井井底合理流压为3 MPa,合理生产压差控制在1.5～3 MPa,更加有针对性的挖潜油藏。     

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。     

三维地质建模及数值模拟技术在油藏开发中的应用

通过鄂尔多斯盆地油坊庄油田定31井区侏罗纪延长组长1油藏三维精细地质模型的建立,对该区油田地质储量、采油量、含水率和压力等进行了数值历史拟合,摸清该区剩余油的分布规律:剩余油主要分布在构造高部位、沉积主河道注水未波及部位、生产井泄油半径之外和生产井未补孔部位.针对该区剩余油的分布规律制定了新钻调整井和老井侧钻、注采井网完善、采油工艺挖潜3种方法进行开发方案调整,并对调整后的开发技术指标进行了数值模拟预测.     

底水油藏开发中夹层的作用研究

从研究底水突出油井的机理出发，讨论了底水上窜绕过夹层的过程。根据Coats KH的底水流模型，计算了底水绕过夹层时的累计水侵量，详细讨论了夹层所在位置、大小和厚度对底水锥进的影响。研究表明，处于油水界面之上的夹层对底水锥进能有效抑制,提高了开采效果；夹层半径越大，对水侵量的减小越大，其有效作用时间越长；夹层的作用还同油层的非均质性和开采速度密切相关；有夹层的油藏，开采速度和打开程度可适当提高。     

哈得逊东河砂岩油藏外围水平井合理配产影响因素分析

哈得逊东河砂岩油藏外围水平井目前舍水上升较快,产油量出现明显递减.研究以有效抑制外围底水锥进和产量递减、提高原油采收率为目的,通过对比该油藏水平井生产情况与油层中夹层的发育程度及位置、水平井井轨迹和油水粘度比的关系,深入分析了影响该油藏外围水平井合理配产的因素,并利用了油藏数值模拟方法加以论证.研究认为,夹层发育较多、垂向渗透能力相对较低且夹层位于油水界面之上时,水平井配产可较高;水平井位于油层顶部,避水高度较高时,水平井配产可较高;油水粘度比较低时,水平井配产可较高.     

人工夹层的抑制水锥作用的研究

人工夹层在油田开发的堵水防水中具有重要作用。从研究底水突入油井的机理出发 ,分析了底水上窜绕过人工夹层的过程。讨论了K H Coat的底水流模型 ,对底水绕过夹层时的累计水侵量进行了计算 ,分析了夹层所在的位置、大小和厚度对底水锥进的影响。研究表明 :人工夹层处于油水界面之上对底水锥进能有效的抑制 ,使开采效果得到提高 ;夹层半径越大 ,水侵量的减小越多 ,夹层的有效作用时间越长 ;人工夹层的作用还同油层的非均质性和开采速度密切相关。最后给出了带夹层底水油藏水侵量的计算公式     

Conceptual hydrochemical model of late Pleistocene aquifers at the Samario–Sitio Grande petroleum reservoir,Gulf of Mexico,Mexico

Carbon-14 concentrations between 0.83 and 11.79 pmC of formation water from the Activo Samaria–Sitio Grande petroleum reservoir in SE-Mexico, extracted from 3500 to 4500 m.b.s.l., indicate a common infiltration event of surface water during the late Pleistocene period. Mixing of two components – meteoric water and seawater, previously evaporated at the surface – explain the widespread mineralization (TDI = 15–257 g/L) of Na–Cl and Na–Ca–Cl type reservoir water. Statistical discrimination by clustering and a heterogeneous chemical–isotopic fluid composition indicate the existence of 4 different water types as part of local aquifer systems, which are separated by normal and thrust faults. Tectonic horst and graben structures show an ambiguous, individual hydraulic behaviour – as permeable conduits and/or as impermeable barriers, causing the local limitation of aquifer extent. The recent increase of water production in petroleum wells is not related to the injection of surface water, but the long-term extraction of oil reserves is modifying the original position and flow direction of the reservoir aquifers. The rise of the initial groundwater level reflects the final stage of an exhausted petroleum reservoir with coning effects of underlying aquifer systems. The flexible change towards superior production intervals could represent a feasible technique to avoid the abrupt closure of invaded production wells.     

低渗透油藏菱形反九点井网不等缝长优化研究

在低渗透油藏开发中广泛使用菱形反九点井网,但针对不同位置生产井及注水井的裂缝缝长配比关系还缺少广泛深入的研究。基于长庆油田某低渗透油藏参数,建立了数值模拟模型,在菱形反九点井网中分别设置不同的边井、角井和注水井裂缝穿透比,研究不同裂缝配置模式对水驱开发效果的影响。流线模拟及数值模拟计算结果表明,在注水开发中,注水井缝长是影响油田产液量及水驱效果的关键因素;边井裂缝较角井裂缝更易见水,对油田综合含水影响较大,在菱形反九点井网中需要进行不等缝长优化设计;边井裂缝缝长对水驱效果的影响分为早、中、晚期(Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ)曲线段,随着注水井裂缝穿透比增加,早期(Ⅰ)曲线段增长,中期(Ⅱ)曲线段缩短,而晚期(Ⅲ)曲线段变化较小;随着角井裂缝穿透比增加,采出程度逐渐增大,当角井裂缝穿透比较大时,存在“反转”现象;随着注水井裂缝穿透比增加,角井裂缝优化穿透比减小,而边井裂缝优化穿透比增加。该研究成果对于指导低渗透油藏菱形反九点井网裂缝优化设计,提高波及系数和开发效果具有重要的指导意义。     

CS油田中断块戴南组一段油藏剩余油分布研究

国内外研究剩余油分布的方法很多,本研究主要是基于油藏自身特点,结合现有资料状况,从剩余可采储量、水洗程度、目前剩余油饱和度、平面非均质性等方面进行分析,然后进行综合判断、论证剩余油区的分布,并建议利用水淹程度较高的井打小孔眼侧钻,以达到完善开发井网,提高采收率之目的。     

疏松砂岩储层窜流通道平面分布规律研究

国内大部分高含水油田,注入水窜流现象较为严重,已成为影响油田高效开发的主要矛盾,对窜流通道形成后渗透率场的计算与描述显得尤为迫切和重要。目前窜流通道参数计算方法,只能计算得到注采井点的渗透率数值,不能计算得到注采井间的渗透率分布状况,并且目前窜流通道渗透率计算方法没有将室内实验结果、数值模拟结果和油藏工程方法结果有效结合起来。以国内某高含水油田为例,通过长期注水冲刷实验,模拟了窜流通道的动态形成过程,归纳出了储层岩石注水冲刷倍数与渗透率之间的关系式。在常规数值模拟计算方法的基础上,将渗透率变化规律模型引入到数值模拟计算中,建立了计算窜流通道平面分布的新方法。以海上某油田的地质模型为基础,计算得到了该油田目前状态的窜流通道渗透率平面二维分布规律。综合对比动态数据法、概率密度模型法、经验公式法和示踪剂测试结果,证明本方法得到的结果真实可靠。     

塔里木巴什托油气田巴楚组顶部油气层录井特征分析

详细分析了巴什托油气田BK2、BK3H、BK4H以及BK5H等6口井的地质录井资料,显示巴楚组顶部油气层自上而下见到的含油气级别一般为油斑、油迹、气测异常等,上好下差,油气主要集中于顶部油气层之顶上,反映出油气向上运移储集比较好。巴楚组及以上地层纵、横向上的稳定性较好,深度、厚度均变化不大,且以M4井为中心向各方向均呈现增厚—减薄有规律的交替变化。巴什托油气田巴楚组油藏具有较好的开采价值,但还应不断钻探寻找新的含油气构造,发现新的油气田。     

Application of Spectral Decomposition to Detection of Fracture-Cavity Carbonate Reservoir Beds in the Tahe Oiifieid, Tarim Basin, NW China

Ordovician fracture-cavity carbonate reservoir beds are the major type of producing formations in the Tahe oilfield, Tarim Basin. The seismic responses of these beds clearly changes depending on the different distance of the fracture-cavity reservoir bed from the top of the section. The seismic reflection becomes weak or is absent when the fracture-cavity reservoir beds are less than 20 ms below the top Ordovician. The effect on top Ordovician reflection became weaker with deeper burial of fracture-cavity reservoir beds but the developed deep fracture-cavity reservoir beds caused stronger reflection in the interior of the Ordovician. This interior reflection can be divided into strong long-axis, irregular and bead string reflections, and was present 80 ms below the top Ordovician. Aimed at understanding reflection characteristics, the spectral decomposition technique, which uses frequency to ＂tune-in＂ bed thickness, was used to predict Ordovician fracture-cavity carbonate formations in the Tahe oilfield. Through finely adjusting the processing parameters of spectral decomposition, it was found that the slice at 30 Hz of the tuned data cube can best represent reservoir bed development. Two large N-S-trending strong reflection belts in the mid-western part of the study area along wells TK440- TK427-TK417B and in the eastern part along wells TK404-TK409 were observed distinctly on the 30 Hz slice and 4-D time-frequency data cube carving. A small N-S trending reflection belt in the southern part along wells T403-TK446B was also clearly identified. The predicted reservoir bed development area coincides with the fracture-cavities connection area confirmed by drilling pressure testing results. Deep karst cavities occur basically in three reservoir bed-development belts identified by the Ordovician interior strong reflection. Spectral decomposition proved to be a useful technique in identifying fracture-cavity reservoir beds.