海拉尔油田复杂小断块油藏稳产开发调整与实践

海拉尔油田属于复杂小断块油藏,自然递减和含水上升速度难以有效控制已严重制约油田的开发。通过不断深化油田地质认识、精细油藏描述,系统研究了不同类型油藏注水受效规律。针对不同类型油藏注水受效特征及主要开发矛盾,实施了针对性的综合调整。从而形成了一套适合海拉尔复杂小断块油藏的综合调整技术系列,实践表明该技术可有效控制油田产量递减率、含水率上升速度,应用前景广阔。     

新沟地区泥质白云岩油藏地质和试采特征分析

新沟地区泥质白云岩油藏储层特殊,物性致密,但分布范围广,具有较大规模的资源量。直井和水平井压裂改造后,均能获得工业油流。总结分析了该类油藏的地质特征、试油试采特征,开展了成藏控制特征分析。研究结果表明,新沟嘴组泥质白云岩储层分布范围广,含油性平面上、纵向上不均匀,潜在资源量大;成藏主要受烃源岩、物性和构造控制,具有烃源岩控藏、物性控富和构造控富的特征;常规试油无产能,压裂改造后,直井和水平井均具有一定的产能,初期产量呈现递减率大的特点。     

海上复杂断块油田综合调整对策 ——以南海西部A油田为例

由于海上断块油藏地质构造、油水系统等的复杂性,综合调整对策研究成为重点.南海西部A油田属于断块砂岩油藏,具有初期产能高、产量递减快、注水效果差异明显、各断块采出程度差异大等开发特点.对该油田进行开发指标效果评价,从"注好水""注够水""精细注水""有效注水"的角度,筛选确定了水质达标率、能量保持水平、水驱储量控制程度、水驱储量动用程度、水驱状况、含水上升率、剩余可采储量采油速度等7项评价指标,表征注水工作在油藏、工艺、生产的系统性特点,客观反映海上水驱砂岩油藏的开发水平.然后对海上断块油田提出了增产措施和建议:建立定量地质知识库,采用针对性的工艺技术,加深对断块破碎程度的认识;及时补充地层能量,抑制地层脱气,注水时地层压力不能低于饱和压力;采用低部位注水、高部位采油的三角形井网,并考虑进行气水交替注入的注水方式;合理的井网密度等.这些措施可以更加有效地对海上复杂断块油田进行开发调整.该研究对同类型的海上断块油藏综合调整具有重要的借鉴意义.     

油藏数值模拟技术在大庆高含水油田的应用

经过多年的稳产高产，大庆油田进入高含水阶段，由于油层多，层系之间的差异大，井网划分跨层系现象较为普遍，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，剩余油分布预测成为高含水期油田的开发关键。为定量分析大庆油田进入高含水期的剩余油分布特征，以精细油藏描述为基础，结合油藏开发动态，利用油藏数值模拟技术再现油藏生产过程和不同时期油水分布。基于大庆油田北三区西部开发数据和监测资料，利用地质模型对区块生产过程进行了模拟，再现了油藏开发历程。由于层段多、砂体形态复杂、层内非均质性较严重，油层部分部位控制程度相对较差，在油层的边角部位、差油层及层内差储层段成为剩余油分布的集中区。以该剩余油的分布特征提供相应的措施调整，从而解决油藏注水开发中的3大矛盾，对油田开发生产起到了很好的指导作用。     

特低渗透油藏开发特征与开采对策研究

低渗透油藏目前在水驱过程中出现了含水高、采油速度低和注入水利用率不高等情况。以乾安油田为例,针对这些问题,对该油藏水驱油特征和渗流规律进行了试验研究,对油田高含水期采收率不高进行了理论分析;对该油藏开采特征和开发过程中出现的问题进行分析,提出了相应的开采对策,对有效开发同类低渗透油藏具有一定的指导意义。     

钟市油田复杂断块油藏开发调整实践与认识

钟市油田是一个超覆沉积在荆沙组剥蚀面上的多层叠瓦状砂岩油藏,具有岩性复杂、含油层组多、油砂体多、油藏类型多、断层多、油水关系复杂等诸多难点。通过油藏精细构造和地质研究,在细分层系的基础上,重新归位重组井网。采用老区补缺、扩边等方式,完善注采井网,提高储量动用和水驱动用程度,有效改善了油藏水驱开发效果。2011~2013年年均含水上升率均为负值,注采对应率由50.6%上升为62.4%。累计年产油量增加3.49×104t。     

基于地震及动态资料评价复杂断块油田潜力

海上复杂断块油田面临着构造破碎、油水关系复杂、测试资料少、认识程度不足等难题,严重制约着油田的滚动开发。针对该问题,以渤海Z油田M断块油藏为例,从三维地震资料分析入手,结合油藏动态资料,利用油藏工程和数值模拟方法研究了该断块的潜力储量规模及其分布范围,从多角度论证了潜力储量的可靠性。研究结果指导了油田开发兼评价井的部署和滚动挖潜,实现了断块油田的增储上产,取得了较好的应用效果,对复杂断块油田开发过程中类似问题的解决具有借鉴意义。     

分支井在油田调整方案中的应用

分支井是开采稠油、疏松砂岩油藏有效手段之一,也是改善油田开发效果、提高油田整体经济效益的重要途径.针对油田存在的问题,采用计算机技术和Eclipse油藏数值模拟软件,对M油田剩余油分布规律及开发潜力进行分析,在此基础上对分支井开发方案进行了全面研究,为油田开发调整提供参考.     

含氮化合物在潜江凹陷不同运移模式中的指示作用

原油中的中性含氮化合物作为研究油气二次运移示踪性有效指标，对油气勘探具有十分重要的作用。通过对钟市油田潜江组和马王庙油田新沟嘴组原油中含氮化合物的分布分析，研究了含氮化合物在潜江凹陷不同运移模式中的指示作用。结果表明，含氮化合物在垂向上和平面上均有着明显的分馏效应，表现为含氮化合物总量明显减小、屏蔽型二甲基咔唑相对于半裸型和全裸型明显富集，说明含氮化合物的分布在指示潜江凹陷的油气运移效应方面效果明显。     

反褶积试井技术指导复杂油气田高效开发

针对渤南区域河流相油田构造破碎、流体系统复杂、油藏类型多样,现有资料难以准确刻画储层展布,储层认识不清楚、储量难以落实这一难题,提出利用反褶积试井技术来确定油藏边界,落实储量,深化油藏研究。结果表明,反褶积试井技术在渤南复杂油气田未动用储量的落实中成果显著,为井间连通性的识别提供了新方法,在深化油藏研究中具有指导作用,为油田的下步开发提供策略,为渤海复杂油气田的高效开发奠定了基础。     

C油田强边水重油油藏开发特征研究

由于在实际生产中,天然能量开发强边水重油油藏表现出不同于普通边水油藏及热采稠油油藏的开发规律。因此,利用油藏工程方法等手段对哥伦比亚C油田的开发特征进行深入分析研究。结果表明,水体能量是影响该类油藏开发特征的主要因素;油田中低含水期含水率上升快,高含水期是主要产油期;受原油重度影响,油井在生产过程中易发生含水率突升、产油量突降;随着含水率上升,油田的采液指数上升,高含水期可通过提液增加油井产量。     

海相砂岩稠油油藏产液结构优化研究

番禺油田上部油藏属于海相砂岩稠油油藏,下部油藏属于海相砂岩稀油油藏,早期开发策略为开采下部的稀油油藏为主、兼顾上部稠油油藏。随着地质油藏认识的不断更新,油田储量规模的不断增大,实施了以开发上部稠油油藏为主的调整项目。针对调整项目实施完毕后,稠油油藏开采井数大幅增加,单井液量、含水上升快,FPSO(浮式生产储油卸油装置)油处理能力、海管混输能力一定程度受限等问题,综合考虑油藏、井筒、地面设施之间的制约关系,提出了地质油藏特点认识—动态分析—动态指标预测—管网一体化研究—产液结构优化方案—近期措施建议—实施效果评价的一体化研究流程,对稠油油藏在生产水平井进行了产液结构优化研究,找到了油藏提液的潜力,得到了油藏合理的提液时机(含水率80%左右)及幅度(20%左右),通过多方法、多因素相结合系统的研究,优化了油田及单井的生产方案,跟踪评价近期实施方案取得了较好的提液效果。     

LC砂砾岩油藏出水类型及控水对策研究

LC油藏是我国西部新投入开发的砂砾岩油田，开发过程中出水现象普遍，已经成为制约产量的主要原因之一，油井控水是该油藏开发的技术难题之一。在油藏生产动态资料分析基础上，研究认为该油藏单井出水来源主要有4类，根据各种资料采用逐步排除法建立了出水来源多因素综合识别模式，利用该模式并结合生产数据开展了单井产水类型及变化特征研究，根据不同类型井的出水状况，通过深入分析出水机理和油藏出水分布规律，提出有效措施进行分类控水，现场应用取得良好效果。     

双河油田北块聚合物驱油藏数值模拟研究

油藏数值模拟技术是研究油藏的重要手段,它能在储层建模及动态历史拟合的基础上,对比分析各种开发方案效果,从而优选最佳方案,为油田开发提供指导性建议。双河油田北块Ⅰ5Ⅱ1-3层系注水开发近30年,油层水淹严重,目前已进入高含水开发后期。研究了双河油田北块Ⅰ5Ⅱ1-3层系聚合物驱油藏数值模拟过程中聚合物溶液参数的优化方法,结果表明该方法对改善油藏开发效果具有积极的指导意义。     

海拉尔盆地复杂断块油藏不同岩性储层开发调整技术

结合海拉尔盆地储层地质特征和开发现状,分析了其不同岩性储层开发中存在的问题。海拉尔盆地属于复杂断块油藏,具有含油面积小、断块破碎、构造倾角大、扇三角洲沉积、非均质性强、油层变化快等地质特点,储层岩性包含砂砾岩、裂缝性潜山、含凝灰质砂岩及特低渗透致密砂岩储层。投入开发以来,受复杂地质条件影响,砂砾岩油藏含水上升快、潜山油藏底水锥进快,含凝灰质储层特低渗及致密砂岩储层水井注入困难,难以建立有效驱动体系。针对不同岩性储层暴露的开发矛盾,以油藏精细描述为指导,实施井网加密、注聚调剖、周期注水、注CO_2混相驱及大规模压裂等调整对策。通过近10年开发调整,改善了海拉尔盆地复杂断块油藏开发效果,形成了一套适合海拉尔盆地复杂断块油藏不同岩性储层的综合调整技术。     

靖安油田三叠系低渗透裂缝性油藏流动单元划分方法研究

研究流动单元对揭示储层非均质性、提高油藏数值模拟精度和注水开发效果及揭示剩余油分布规律方面具有重要意义。针对靖安油田三叠系dlg油藏,探讨了低渗透裂缝性油藏的流动单元划分方法。实践证明,运用动态流动单元划分方法所得的结果与生产实际相符合,能有效指导油田开发实践。     

新沟油田新沟嘴组下段Ⅱ油组泥质白云岩类储层储集物性及含油性

运用多种技术手段,从基质孔隙和裂缝两方面分析了新沟油田泥质白云岩类储层的储集空间类型。结果表明：新沟嘴组下段Ⅱ油组泥质白云岩类储层岩性复杂,主要发育白云岩、泥质粉砂岩、硬石膏岩、泥岩以及少量岩屑砂岩等,白云岩多具泥晶结构;泥晶白云岩储集空间以白云石晶间孔为主,粉砂岩储集空间以粒间孔为主,具中、高孔特低渗特征。其含油量与孔隙度表现出线性增加和高值稳定的两段式特征,以10%为界,孔隙度高于10%的储层含油量较高,适合进行压裂。     

鄂尔多斯盆地延安组小油藏治理对策研究——以志丹油田2067井区为例

鄂尔多斯盆地下侏罗统延安组油藏是盆地内主要的勘探开发目的层,在盆地分布范围很广,从盆地西缘的断裂带附近到陕西省安塞县以东均有发现。延安组油藏埋藏浅,成藏规模小,砂体与构造的良好匹配是成藏的控制因素。这类油藏在志丹油田数量众多(古甘陕古河道两侧附近),由于其埋藏浅、物性相对较好,边底水能量较为充足,利用边底水天然能量开发,采收率可以达到20%~30%。通过对志丹油田延安组小油藏地质及开发特征的认识,分析了一个小油藏2067井区延安组延9油层组2砂层剩余油分布特征及开发潜力,提出了综合治理对策,利用水平井产能预测公式计算得出,水平井稳产期后日产油11.4t,2067井区日产油可达30t,预测采收率可达25.5%,为志丹油田众多延安组小油藏的开发提供借鉴。     

孤东七区中后续水驱井网调整方式研究

针对孤东油田七区中聚合物驱后剩余油分布更加零散,挖潜难度增加的情况,应用油藏数值模拟的方法,进行注采井网调整的可行性以及调整方式的研究。研究结果表明,孤东油田七区中后续水驱阶段通过水井抽稀、油井局部加密的方式进行井网调整,可提高采收率1．68％,有效改善油藏开发效果。     

海拉尔盆地复杂断块油藏开发钻井地质跟踪方法探讨

对海拉尔盆地复杂断块油藏开发钻井地质跟踪方法进行了探讨依据开发井、探评井试油资料，结合投产井生产动态，对部分井区构造低部位井油层重新解释（区块内每个小段块有效厚度解释标准各有差异），完善了有效厚度解释标准，满足了开发钻井需求；在开发钻井过程中，边钻井边认识边完善，随钻跟踪调整，优化井位运行，减少无效进尺，节约开发钻井成本；拓宽开发领域，及时发现新含油层系。实际跟踪效果表明，该方法既综合提高了钻井成功率，保证开发钻井效果，又节约开发钻井投资成本，提高了油田开发经济效益，对保证开发井钻井效果和产能建设任务的按期完成具有极其重要的意义。