渤海典型多层砂岩油藏中高含水期定向井产能预测新方法

产能预测是油田开发过程中一项十分重要的基础研究。然而,为兼顾油田的开发成本与开采效果,海上油田一般采用多层合注合采的开发模式,导致多层开采下产能预测十分困难,特别是中高含水期逐步暴露出层间、层内和平面的三大矛盾后的产能预测。以地质、油藏、测井、钻完井等多专业相融合为突破口,采用"单因素解析多因素耦合"的研究思路,系统总结了中高含水期产能预测的主控因素:宏观上,受沉积环境、成岩作用和成藏过程中的差异充注等地质因素控制;微观上,受油水渗流、流场分布和压力变化等开发因素影响;同时,产能与工程因素的完井方式相关。通过建立由多元主控因素定量耦合的产能预测模型,形成了一套系统的海上多层砂岩油藏定向井中高含水期产能预测新方法,并通过目标油田实际投产井的验证,表明新的预测方法准确度较高,精度达到89%。     

渤海稀油油田多层合采层间干扰室内实验研究

渤海中深层薄互层油藏多层合采开发过程中,由于其原油黏度低以及地层渗透率级差大的特性存在,出现了与稠油油藏多层合采特征不一样的层间干扰问题。为了更清楚地认识稀油油藏多层合采层间干扰规律,合理制定生产制度,文章统计了该油田地层孔、渗数据,采用不同渗透率的长岩心进行双管并联恒速驱替实验,对实验条件下单采与合采的驱替特征开展研究。实验结果表明,不同渗透率岩心水驱油时含水上升规律相似,但与稠油规律截然不同;渗透率级差越大,层间干扰越严重;从渗流机理上明确渗透率级差对层间干扰的影响规律,为层系划分及调整提供理论依据。     

海上大型复杂河流相油田层系划分技术界限研究

海上大型复杂河流相油田具有储层跨度大、薄层占比高、非均质性强、流体性质差异大的特点,开发过程中面临严重的层间干扰问题,尤其是海上油田进入高含水期非常有必要进行细分开发层系研究,减缓纵向吸水产液不均衡问题,达到有效控制油田含水上升率和递减率的目的。从储层及流体性质差异入手,以数值模拟和油藏工程为方法手段,建立了不同非均质性储层条件下黏度级差与水驱采收率的关系图版以及层系内不同有效组合厚度的含水率与采出程度关系图版,并结合油田实际地质油藏特征,定量化确定了层系划分的黏度级差界限和有效厚度界限,有效指导了PL油田在高含水期实施细分开发层系以改善注水开发效果。     

中高含水期河流相砂体剩余油定量预测新方法

海上河流相油田中高含水期剩余油分布规律十分复杂,如何准确预测剩余油分布规律是油田后期高效开发的基础和前提。基于渤海PL油田河流相砂体的储层特征和水淹特征,通过数模机理研究落实了油田水淹厚度系数与注入孔隙体积倍数、渗透率级差之间的量化关系,并以该量化关系为指导,预测出井点水淹厚度系数和水淹厚度,进而根据各井点水淹厚度进行了等值线图绘制,利用水淹厚度图对小层平面、层内剩余油进行了定量预测。经过10口新钻调整井的验证,剩余油厚度预测误差一般小于30%,具有较高的吻合率。     

灰色系统理论在文33块沙二下亚段水淹层解释中的应用

以开发测井、钻井取心、试油及油工发动脉资料及标准,提出了灰色系统理论高含水期油田水淹层测井解释价标准,权系数、自动处理方法及分极准则,建立了一套高含水期油田水淹层评价解释的软件系统,通过中原油田文３３块沙二下亚段２０多口井的水淹层测井解释,结合沉积微相及储层研究,对油藏水淹状况进行了分析,指出了前前生产的主力层位及综合治理的挖潜对象,为便理选择区开发决策和改善油田开发效果提供了相应的地质依据。     

不同含水期启动生产压差变化规律探讨

油田进入开发后期，调整挖潜的重点集中在低渗爱的低含水层位，这些动用差的储层主要是由于层间干扰所致。在油田开发过程中，油藏工程师非常重视储层物性的非均质及其对油藏采收率的影响，而对层间不同含不率引起的干扰现象重视不够，笔者从理论到现场分析探讨了含水率差异引起的层间干扰问题，以指导油田高含水开发期的调整，挖掘潜力。     

孤岛油田高含水期储油层物理特征

孤岛油田馆陶组细粒砂岩储层表现为粗孔大喉高渗特点，储层孔隙结构分6种类型。砂岩中土矿物以伊／蒙混层（I／S）和高岭石（K）为主，储层存在速敏和水敏现象，油田特高含水期与开发初期、中高含水期比较，砂岩渗透率成倍增加；泥质含量和束缚水含量明显降低。受河流沉积相带的控制，4种河道微相单元储层物理特征变化较大。     

加密调整水平井轨迹控制技术

随着渤海油田部分稠油区块已经进入开发中后期,加密调整水平井将在油田稳产、增产方面占据越来越重要的地位。但此类井井眼碰撞风险高、轨迹复杂、井下摩阻大,出于安全与时效考虑,海上油田通常使用国外先进的旋转导向工具进行钻井作业,不但成本高且无法大面积实施。为此,渤海油田开展了一系列轨迹控制技术研究,实现了全井段使用常规螺杆钻具完成此类井的目的。以一口难度较大的S形加密调整水平井为例,总结了加密调整水平井轨迹控制技术,为后续此类井的推广提供了经验。     

冀中坳陷饶阳凹陷留楚油田古近系东营组沉积微相及油气开发意义

留楚油田位于冀中坳陷饶阳凹陷中南部留楚构造带善旺断鼻,是古近纪东营组复杂断块油藏,目前已处于中高含水期。通过对岩心描述、小层对比与划分、单砂体沉积微相描述及测井相的综合分析,总结了留楚油田河流相砂体的主要相标志,分析认为东二段、东三段沉积时期留楚地区以低弯度曲流河沉积为主,并将主力含油单砂体所在地层划分了河道、堤岸和河漫3个亚相,以及河床滞留沉积、边滩、天然堤、决口扇、河漫滩、泛滥平原6个沉积微相;结合动态资料分析,指出沉积微相对储集层物性的控制作用,探讨了不同微相砂体的渗流特征;认为应根据不同沉积微相砂体的空间展布和层内非均质性特征,进行油藏注采关系调整和确定目标潜力区,为制订合理的油气田开发调整方案提供可靠的地质依据,为同类油藏的研究与开采提供借鉴。     

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％。     

窄小砂体油田注采系统调整技术研究

油田水下窄小分流砂体进入中高含水期后,由于现井网对油层的水驱控制程度低,制约了分层注水调整技术优势的发挥,影响了开发效果。提出一套适合窄小砂体油田注采系统的调整,即以单砂体研究为基础,“分砂体、分阶段”采用层次分析法和模糊综合评价方法的“全方位优化转注方案 ”,对原井网进行了加密调整、细分注水。合理的注采系统调整是控制油田产量递减、提高水驱油采收率的有利措施。     

河南双河油田Ⅳ1-3层系剩余油分布规律研究

双河油田Ⅳ１－３层系储层属于河控扇三角洲沉积,１９９７年底,该油田综合含水已高达９１．７９％,进入特高含水开发后期,地下油水分布十分复杂,储层非均质性十分严重。储层地质、构造特征等对剩余油的分布起着重要的控制作用。从整个层系看来前缘席状沙微相始终控制着剩余油储量,应作为挖潜的重点之一。     

稠油油藏井间泥岩夹层对双水平井SAGD开发效果的影响

为定量描述稠油油藏蒸汽辅助重力泄油(SAGD)开采过程中注采井间夹层对双水平井泄油通道与开发效果的影响,针对新疆油田A区块,利用CMG数值模拟软件建立了表征SAGD注采井间夹层的数值模拟模型,对注采井间存在不同大小、间距及物性夹层情况下的SAGD蒸汽腔发育形态与开发效果进行对比,得到了稠油油藏夹层非均质影响SAGD开发的临界特征参数。矿场实际的非均质SAGD井组夹层展布特征、蒸汽腔发育特征及生产效果对比结果表明,得到的结论与矿场实践一致,因此可用于指导并实现经济、高效的稠油油藏双水平井SAGD开发。     

煤层气井合层开发层间干扰分析与合采方法探讨 ——以平顶山首山一矿为例

多煤层合层开发是提高煤层气井单井产量的关键技术,然而工程实践中大部分煤层合采存在层间干扰问题,致使合采产气量提升不明显。为了提高合层开发煤层气井的产气量与开发效率,以平顶山首山一矿煤层气合采四2煤层和二1煤层为例,基于煤层气赋存的地质条件,分析了合采层间干扰的影响因素及干扰规律,并提出了煤层合层开发层间干扰的控制方法。结果表明:造成四2煤层和二1煤层合层排采产量低的主要因素是储层压力梯度、临界解吸压力和渗透率。其中,两层煤的储层压力梯度分别为1.05 MPa/hm和0.519 MPa/hm;渗透率分别为0.25×10–3 μm2和1.4×10–5 μm2;临界解吸压力分别为1.16~1.69 MPa和0.40~0.46 MPa;另外,两煤层间距大,平均170 m左右。以上主要影响因素差异,造成两层煤合采时层间矛盾突出,干扰严重,总体产量低,井组煤层气开发效率低。基于现状问题,探索提出大间距多煤层大井眼双套管分层控制合采工艺方法,以实现两层煤分开控制达到合采产能叠加的目标,从而提高煤层气井合采产量和开发效果。研究认识将为平顶山及类似地质条件的矿区多煤层煤层气高效合层排采提供新的技术途径。      

东濮凹陷胡十二块剩余油分布特征及挖潜对策

剩余油分布特征是油田开发地质工作需要解决的主要问题之一，本文应用动态分析法半定量地描述了东濮凹陷西斜坡带主力区块胡十二块小层剩余区油分布状态，对该块剩余油在油藏平面，层间和层内的分布特征进行了详细研究，并针对4种剩余油分布类型提出相应挖潜技术对策，为高含水后期油田挖潜提供了必要依据。     

我国剩余油技术研究现状与进展

剩余油研究是油田开发中后期油藏管理的主要任务，是实现“控水稳油”开发战略的重要手段。油田进入高含水后期开发后，随着开采程度加深，地下油水关系越来越复杂，非均质更严重，剩余油分布越来越复杂，给油田稳产和调整挖潜带来的难度越来越大。在结合项目研究成果及大量文献检索的基础上，阐述了我国剩余油研究的发展现状、主要技术及分布模式，归纳总结了剩余油的研究进展。     

富拉尔基浅层水平井钻井技术应用分析

齐齐哈尔富拉尔基油田拥有丰富的浅层稠油资源,油藏埋深浅,油层薄,由于地面条件限制不能采用直井开发,长城钻探工程有限公司钻井三公司在该区块施工了7口浅层水平井。浅层水平井钻井因地面与目的层距离短,钻井完井过程中面临一些特定的技术难题。针对施工难点进行分析,从钻具组合设计、地质导向技术和钻井液优化设计三方面出发,实现安全优质高效钻井。     

贵州织金地区煤层气合采开发实践与认识

贵州省是薄至中厚煤层群发育的典型地区,煤层数量多、厚度薄、渗透率低、地应力高、压力系统多层叠置等资源禀赋特征导致国内外主流煤层气开发工艺技术本土化困难,煤层气资源难以动用。多、薄煤层煤层气地质特征的特殊性决定了煤层气开发技术的明显选择性,多煤层合采成为该地区煤层气资源高效开发利用的必由之路。2009年至今,中石化华东油气分公司在贵州织金区块陆续完成23口合采煤层气井的部署工作,实现了单井最大日产气量达5 000 m3、试验井组(10口直井)单井平均日产气量超1 000 m3的突破。对此,基于织金区块多煤层煤层气的勘探开发实践,系统分析了该地区多、薄煤层煤层气成藏地质条件,归纳总结了开发关键工艺的地质适用性,从地质选层、开发模式及排采管控等方面取得以下认识:(1) 建立了合采产层优化判别方法,明确了以珠藏次向斜III煤组20、23、27、30号煤层为主的最优层位组合关系;(2) 形成了定向井多层分压合采、水平井分段压裂体积改造相结合的特色开发模式;(3) 制定了以“平衡排采、阶段降压”为理念、以“面积降压”为目的的精细化排采管控制度。研究成果有助于促进该区域的多煤层煤层气开发,对贵州省煤层气高效开发具有重要的参考价值。      

基于流场强度评价的点坝砂体特高含水期水平井挖潜技术

针对高含水期油藏点坝砂体剩余油挖潜困难等问题,通过室内实验明确中高渗储层高倍水驱物性变化规律,确定时变数值模拟方法,基于渗流场强度的评价将油藏划分为三类渗流特征分区,通过点坝砂体内部构型的建模方法确定特高含水期水平井的部署位置.研究表明:基于流场强度分布的水平井部署方法能够突出反映高含水期点坝砂体内部流体流动的非均质性...     

“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。