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。     

水驱砂岩油藏开发后期确定合理注采比的一种方法

确定水驱开发油藏的合理注采比是现代油藏管理的重要任务之一.水驱开发油藏的注采比是否合理直接影响着油藏地层压力保持水平及生产能力.利用物质平衡方程,依据注采平衡原理,推导出在油藏稳定生产时地层压降与注采比的关系,由实际矿场资料拟合出相关系数,通过合理地层压降来确定合理注采比,为油藏开发后期生产管理提供依据.双河油田437块、438块、Ⅴ上、Ⅶ上等4个开发单元的实例证明,这是一种计算简便、行之有效的方法.在宏观油藏管理上,该方法对于指导高含水期开发阶段油田的注水调整有一定的指导意义和实用价值.     

胡尖山油田胡154区精细分层注水效果分析

胡154区长4+5油藏自2007年投入开发,自上而下发育长4+51、长4+52层,其中长4+52层开发层位多,层间非均质性强,在开发过程中出现部分注采层位不对应,注水效果差,油井见水方向多,层间压力分布不均,多层合注的注水方式注采调整难度大,合理的注水方法难以确定等问题制约着区域高效开发。在多年的注水开发过程中,通过补孔、精细注采调整和精细分层注水各种措施,水驱控制程度由90.2%上升至92.4%,油藏递减下降3.8%,地层能量提高0.3 MPa,油井单井产能提高0.54 t,水驱动用程度提高4.1%,改善胡154区整体注水效果。     

缝洞型碳酸盐岩油藏自吸驱油作用及其在开发中的利用

缝洞型碳酸盐岩油藏的多孔基质岩块是主要的储集空间,裂缝为主要的渗流通道,储油层具有非常复杂的孔隙空间结构,影响油层的注水驱油效率,从而影响油藏的最终采收率。实验表明在不具渗透性的多孔基质岩块内,毛管自吸驱油是改善基质岩块内石油动用程度的重要作用;储层在不同含水饱和度下均存在自吸作用,毛管自吸驱油系数随自吸时间延长而提高,最高可达35%;周期注水是利用毛管自吸驱油改善开发效果的有效开发方式,实验中最佳压力变化幅度为1.5倍～2倍,且投注初期即实施周期注水的效果最好;塔河油田数值模拟研究表明周期注水开发效果明显好于依靠天然能量、连续注水的效果,其优点是既保持地层能量,避免注入水的突进,同时又充分利用毛管自吸驱油作用,周期注水是很好的提高采收率方法。     

裂缝性低渗透油藏合理注水开发对策研究

鄂尔多斯盆地西峰油田白马中区延长组长8油藏是典型的裂缝性低渗透油藏,极高的储层非均质性和复杂的油水运动规律给注水开发方案制定带来较大困难。本次研究以生产动态分析和数值模拟为主要手段,针对注水开发中出现的矛盾与问题提出相应的解决方案和技术政策,为油田的有效开发提供科学依据。研究表明该油田在注水开发中存在三大矛盾,即注采井网与裂缝系统之间的矛盾,地层压力与单井产能之间的矛盾以及含水上升与注水参数之间的矛盾。研究结果认为深部调剖、高含水井转注、周期注水、优化注采参数、局部井网加密等开发政策的调整可以有效缓解上述矛盾。     

低渗透油藏井网优化及开发技术政策研究

通过综合分析国内外对低渗透油藏井网优化、开发技术政策、改善开发效果的综合调整试验等研究成果,针对油田开发中存在的问题,加强渗流理论及数值模拟技术研究,确定合理的井底流压、注水强度、注水时机、注水压力、注采比等,不断优化和调整开发技术政策,从而满足低渗透油藏开发的实际生产需要。     

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．     

芦子沟地区长6油藏井网系统论证

芦子沟地区长6油层组属于特低渗透储层,井网系统的合理性直接制约着该油藏注水开发效果的好坏。通过对研究区进行生产动态分析,发现研究区出现的单井产能下滑等一系列开发矛盾与井网适应性相关。结合油藏工程论证及油藏数值模拟技术对研究区的井网系统进行评价,得出研究区最佳井网形式为菱形反9点注采井网,井排方向应与主裂缝方向一致(北偏东70度),合理井网密度为35.02口/km2;通过对排状注水进行论证,得出目前研究区不适宜进行排状注水。     

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.     

塔河油田2区三叠系油藏类型初步探讨

塔河油田2区三叠系油藏是西北分公司开发较早的碎屑岩油藏之一,开发层系有上油组、中油组,油柱高度在15～20m,储层为辫状三角洲相辫状三角洲前缘亚相水下分流河道、河口坝、分流间湾微相沉积,非均质性严重。本区上油组砂体厚度40～0m,中油组25～35m,分布较稳定,物性为中孔、中高渗储层,原油属低粘度轻质油。但2区三叠系油藏实钻变化大,见水快、产量递减快、含水上升快、采出程度低,开发效果较差,经过多次调整虽有一定程度改善,仍存在一些问题。本文认为2区三叠系油藏开发效果较差的原因之一是对本区油藏类型的认识上存在问题即2区三叠系油藏是以断裂控制的断块油藏而非背斜油藏,并延伸分析正在投入开发评价的S96-T901井区、TK232-T453井区及T206-T208井区等都为断块（断背斜）油藏。应用断块油藏的观点对塔河地区三叠系油藏勘探开发有重要指导意义。     

鄂尔多斯盆地宁县-合水地区长6、长7、长8储层裂缝差异性及开发意义

根据露头、岩心及测井等资料,对比研究了宁县—合水地区长6、长7、长8储层裂缝发育特征的差异性,并讨论其开发意义。宁县—合水地区长6、长7、长8储层均发育构造裂缝和成岩裂缝两种成因类型,但各储层的裂缝产状、裂缝规模(纵向高度及平面长度)及裂缝发育程度存在较大差别。长6储层主要发育近东西向和近南北向两组裂缝,长7储层北东东—南西西向裂缝最为发育,其次为近东西向和近南北向,长8储层北东东—南西西向裂缝最为发育,其次为近东西向裂缝和北西西—南东东向;各储层均以发育高角度构造裂缝为主,但长6储层还发育一定数量中低角度泥岩滑脱裂缝,比例相对较大;在裂缝规模和裂缝发育程度上,长7储层裂缝最为发育,规模相对较小,长8储层裂缝发育程度最差,但具有较大的裂缝规模,长6储层裂缝发育程度和规模介于以上两者之间。由于长6、长7、长8储层裂缝发育特征的差异性,在现今地应力场作用下不同层位、不同产状裂缝开启能力会存在差异,因此在进行注水开发时,要根据各储层裂缝的发育情况,准确计算不同层位裂缝开启压力值,进而确定合理的注水参数,避免注水压力过大造成裂缝大规模开启。此外,通过计算长6、长7、长8储层脆性指数可知,长7储层脆性相对较大,且天然裂缝最为发育,适合采取体积压裂进行储层改造。     

长庆油田黄3区长8特低渗油藏二氧化碳驱油与埋存先导试验

为了评价CO₂驱在长庆油田特低渗油藏中的适应性及应用潜力,中国石油长庆油田进行了CO₂驱油与埋存先导试验技术研究,取得了令人满意的初步效果。在综合对比周边气源条件、油藏条件、现场道路及CO₂试运输的基础上,确定姬源油田黄3区长8油藏为先导试验区块。该区块油藏规模大,油藏条件具有达到混相驱的条件,周边气源丰富,现场道路条件好,属于低渗透开发早期油藏,但水驱开采效率低,开发效果逐年下降。先导试注效果显示:在CO₂驱的作用下,黄3区长8油藏部分油井的日产液量及日产油量明显上升,且含水率下降。与水驱注入压力相比较,CO₂注入压力无明显上升,且不随注入量的多少而变化,说明黄3区长8油藏具有较好的CO₂注入性和良好的吸气能力。同时结果表明,所选取的CO₂注入参数设计基本合理,CO₂驱具有进一步在长庆油田推广的良好前景。然而,由于CO₂注入压力较水驱上升幅度较低,原方案的周期注气方式、注入速率及注入压力上限等仍有实行进一步优化的空间。此外,为了提升试验效果,可逐步扩大试验规模,以便CO₂驱试验在长庆油田范围内的整体性评价分析。     

华庆地区长63储层裂缝分布模型与裂缝有效性

鄂尔多斯盆地华庆地区上三叠统延长组长6³油层组属于特低渗储层,裂缝发育、分布情况及裂缝的有效性已成为制约油气有效勘探开发的瓶颈之一。以统计法为基础,综合应用岩石破裂法和能量法,以非均质性储层有限元应力场模拟为手段,对华庆地区长6³储层天然裂缝发育程度和分布进行了定量化预测研究,同时结合定向岩心、薄片裂缝定量观测结果,主要依据裂缝方位、间距和密度等特征参数,初步建立了长6³储层天然裂缝分布网络概念模型;该模型描述了储层裂缝发育基本状况,包括天然裂缝密度、裂缝展布形态和不同井区裂缝组合的差异性。同时,根据长6³储层岩心裂缝充填情况与充填概率、裂缝结构面力学性质以及裂缝产状与现今水平主应力走向之间的关系,对储层裂缝系统的有效性进行了初步分析。结果表明,储层中无效裂缝居多,达85.6%,有效裂缝仅为14.4%;但经压裂改造后,NEE-NWW向范围内的天然裂缝系统往往易改造或转变为“有效”“显”裂缝系统,提高了储层渗流能力。     

鄂尔多斯盆地陇东地区长7段页岩油储层自发渗吸特征及影响因素

自发渗吸存在于页岩油藏体积压裂和注水开发等多个关键阶段,是影响页岩油产能的重要因素之一,厘清渗吸特征及影响因素对提高页岩油采收率有重要意义. 对鄂尔多斯盆地长7段不同源储配置关系的页岩油储层岩心开展自发渗吸实验,结合核磁共振技术监测流体运移过程,分析储层物性及孔隙结构对页岩油储层自发渗吸的影响机制,明确源储配置关系对渗吸的控制作用. 长7段页岩油储层中储夹源型渗吸体积分数均值为33.84%,源储互层型为25.98%;储夹源型渗吸阶段斜率均值为0.359,源储互层型均值为0.302;渗吸过程中核磁共振横向弛豫时间小于10 ms的孔隙占比高;渗吸体积分数与润湿性、储层品质因子及孔喉比相关性较好. 长7段页岩油储层储夹源型配置关系渗吸能力优于源储互层型;储层渗吸能力主要由润湿性、储层品质因子及孔喉比控制.      

安塞油田坪桥区、王窑区长6油层储层特征及驱油效率分析

分别在坪桥、王窑二区块取芯后制作了真实砂岩微观孔隙模型,并利用该模型在室内进行了油水两相渗流试验。结果表明王窑区长 6油层的驱油效率 (40 34 % )高于坪桥区 (30 48% )。分析认为二区块孔隙结构的差异,特别是孔隙结构微观非均质性的差异是造成它们驱油效率差距悬殊的根本原因。     

鄂尔多斯盆地西峰油田长81储层微观孔隙结构特征及其对水驱油特征的影响

针对鄂尔多斯盆地西峰油田长81储层孔隙结构非均质性强、含水上升快、注水压力较高等问题,应用粒度、物性、X射线衍射、铸体薄片、扫描电镜、常规压汞、真实砂岩微观水驱油模型等实验资料,探讨了储层微观孔隙结构特征及其与水驱油效率的关系。根据毛管压力曲线特征形态及相应参数的分析,将长81储层孔隙结构分为A类、B类、C类、D类4种类型。研究表明,4种类型的孔隙结构对应的储集空间不同,水驱油路径和驱油效率具有明显的差异。喉道半径大小及分布形态是影响水驱油效率的关键;渗透率和孔隙度越高驱油效率越高。同时,储层岩石孔隙结构越好,水驱油效率也越高。综合分析表明,应用微观孔隙结构特征与水驱油效率的关系为寻找相对优势储层和提高油藏认识提供了可靠依据。     

鄂南地区旬宜区块三叠系延长组剩余压力与油气成藏关系研究

旬宜区块延长组主力产油层是长3段,在长6段和长7段仅个别井点钻遇油藏,无法明确其油气富集规律。因此,在总结前人研究成果的基础上,运用成藏动力学、压力封存箱等原理,结合岩心化验分析资料,分析延长组剩余压力发育特征,探讨其与油气成藏关系。研究表明,纵向上,压力结构决定了油藏的发育层位,即长7油藏在受控于突变压力结构在压力封存箱内油气聚集,长3和长6油藏在渐变压力结构作用下在上部渐变带聚集成藏;横向上,剩余压力控制了油气藏平面展布,长6和长7油藏均位于剩余压力较大的区域,充注动力足,有利于油气成藏。该研究对旬宜区块延长组致密油的下步勘探部署具有指导意义。     

鄂尔多斯盆地甘谷驿油区延长组长6储层综合评价

运用先进的恒速压汞、核磁共振可动流体饱和度测试分析技术,结合常规储层物性等分析,系统的研究了鄂尔多斯盆地甘谷驿油区延长组长6油层组砂岩储层的岩石学特征、孔隙特征及孔渗分布特征等,进而对甘谷驿油区长6储层进行综合分类评价。研究结果表明,甘谷驿油区长6储层的岩性以细粒长石砂岩为主;储集空间类型以残余粒间孔和溶蚀孔为主;甘谷驿油区长6储层以微喉道为主,且储层流通性质的好坏主要受喉道大小的控制;储层内可动流体饱和度整体偏低。总体上,甘谷驿油区长6储层显示为低孔-超低渗的储层特征。结合甘谷驿油区长6储层的存储系数、地层系数和流动带指数等地质参数对储层进行多因素综合评价,认为甘谷驿油区长6储层最终可分为4类,并以Ⅲ类较差储层为主。     

陕北志丹油田樊川区长61低阻油层成因分析与识别方法

陕北地区延长组发育低（特）渗储层,除发育通常的高阻油层外,还极易形成低阻油层;因此,低阻油层的发现,极大拓宽了该区石油勘探和开发的领域。根据志丹油田樊川油区长6¹的石油地质特征,结合大量实验和生产数据资料的分析对比,对该区低阻油层的成因机理及宏观控制因素进行了分析。结果表明:长6¹储层的孔隙结构复杂导致束缚水饱和度增高,高地层水矿化度、高泥质含量及放射性砂岩的存在,是低阻油层得以形成的主要原因。通过大量实际试油和测井资料的对比可见,应用计算自然电位与自然电位曲线重叠法可以快速直观显示其含油性,声波时差-深电阻率的交会图与自然伽马-深电阻率交会图相结合可有效识别低阻油层。对区内85口探井进行了测井资料的二次解释,在长6发现了初次解释所遗漏的45个低阻油层,油层数由原来的117个增加到162个,净增27.8%。