油藏应用

油藏应用（精选十篇）

油藏应用 篇1

垦东34井区地层自下而上依次为中生界、下第三系沙河街组、东营组、上第三系馆陶组、明化镇组及第四系平原组。垦东34块位于垦东凸起北部斜坡带上, 垦东10北断层下降盘, 为受2条小断层控制的断鼻构造, 该断鼻是垦东4~垦东10断鼻构造的一部分, 地层倾角3°~5°。油层发育受构造和岩性双重因素控制, 构造高部位为气层或油层, 构造低部位虽有砂体发育, 为干层或水层。同时, 砂体受河流相沉积的影响, 横向变化快。

2 精细油藏描述技术

精细油藏描述技术主要指精细层位及储层的描述, 进行砂体标定与追踪。随着勘探难度的增大, 地震储层描述技术的应用是勘探开发的重要手段。

2.1 储层识别与标定技术

储层的地震反射同相轴是由储层与其上、下围岩的波阻抗差而形成的。储层标定就是根据钻井资料将地质目标在地震剖面上识别出来, 以区别于其它反射轴的过程。目前常用的储层标定技术有VSP测井、声波合成地震记录和经验速度尺。

2.2 属性提取分析技术

储层与围岩波阻抗差值的存在是应用地震资料进行储层预测的前提, 两者相差越大, 预测效果越好。经研究发现本区泥岩呈高速, 砂岩呈低速, 两者相差很少, 而且地层纵向上为砂、泥岩薄互层沉积、砂层厚度与泥岩隔层厚度比较接近, 且储层与围岩速度比较接近的地层中, 储层预测难度很大。本区储层和围岩质地较纯, 岩性单一, 不存在灰质成分, 因此, 地震剖面上的岩性界面常代表砂岩和围岩的分界面。“三瞬”属性最常用, 其中瞬时振幅和瞬时频率用于岩性解释, 瞬时相位用于检测地层的接触关系。由这三种基本属性可以导出其它许多相关的属性。近几年来, 由于储层描述的需要和全三维数据体解释的发展, 地震属性分析技术急剧发展, 已成为储层预测、储层特征参数描述、储层动态监视等方面的关键技术。

2.3 相干体分析

垦东北部地区由于处在孤东潜山与垦东凸起之间, 构造应力较为集中, 发育了一系列北东方向的雁行式断层, 并被东西向断层复杂化。通过对垦东北部的相干分析, 合理的组合与解释, 对断层的空间展布有了清楚地认识, 并发现了许多小的断鼻和断块。测井约束反演就是利用测井资料具有较高的垂向分辨率和地震资料具有较好的横向连续性 (砂体边界) 的特点, 将二者有机地结合起来, 得到具有较高垂向分辨率又有较好横向连续性的反演结果。

2.4 三维可视化解释技术

通过对垦东北部河道及其地震反射属性分析, 河道横切面呈短轴强振幅, 边界清楚, 与周围接触关系有明显的极性变化。发育继承性好的河道呈现连续的强波峰波谷组合, 有清楚的上宽下窄和下切特征;继承性差的河道一般为单一强波峰与波谷组合。

2.5 谱分解技术

通过对垦东北部采用谱分解技术, 对馆上段储层20Hz~60Hz的频率进行分解, 保证了频谱处理的敏感和稳健, 能够识别由沉积差别造成的微小地震频谱变化, 不仅对有明确地震响应的河道准确成像, 也可以区分不同厚度的互层状韵律组合。

3 在新北油田垦东34块的应用

3.1 砂体边界的确定

砂体描述的关键在于准确确定砂体的边界。通过对全区油水井砂泥岩的波阻抗值进行统计, 确定了本区目的层有利砂岩波阻抗门槛值, 之后从井出发, 确定出井点处砂体的顶底界, 并以此为基础, 利用波形相似性和颜色变化规律, 将砂体的顶底面外推, 在平面上进行闭合。在砂体追踪时, 以沉积规律为指导, 把断点、波形畸变点、顶底不能分辨点以及速度低于或高于砂岩门限值的点作为砂体的边界。砂体边界确定时我们还将断点、能量变化点、极性反转点作为砂体的边界。

3.2 砂体解释

由于各井不同砂体有不同的埋藏深度、不同的含流体性质, 其速度特征存在一定的差异, 因此在反演剖面上表现为不同的颜色。在解释过程中, 充分利用工作站多窗口的功能, 将波阻抗剖面、拟阻抗剖面和原始地震剖面一起显示进行动态解释, 并从纵横两个剖面方向上进行对比, 准确的确定砂泥岩的边界。按照上述砂体解释方法, 充分运用反演、地震、测井等资料, 共描述已钻探的储集砂体19块, 砂体面积55.9km2。

3.3 储量的计算和落实

参考新滩油田油的有效厚度划分标准, 即深侧向电阻率大于5Ω·m, 自然电位及自然伽玛曲线明显异常。平面有效厚度分布按井点砂体厚度与油气层有效厚度关系求取, 并绘制含油气砂体有效厚度图, 按面积权衡法确定计算单元的有效厚度值。取值考虑本区高压物性资料、试油和上报控制储量参数取值, 馆上段2砂组单储系数取17.3×104t/km2·m, 3砂组单储系数取17.8×104t/km2·m, 其中孔隙度32%, 含油饱和度64%, 体积系数1.069;2砂组地面原油密度取0.904g/cm3, 3砂组地面原油密度取0.929g/cm3。探明垦东34块叠合含油面积6.36km2, 碾平有效厚度6.4m, 石油地质储量688.3×104t。

3.4 滚动勘探开发

在垦东34块开发井实施过程中, 每完钻一口井后, 便进行滚动反演, 进一步进行储量落实, 该块累计钻开发井26口, 钻井成功率96.2%, 建成年产油能力25.5×104t, 建成年成气能力0.35亿方, 取得了良好的开发效益。

4 结论

河道砂体油藏比构造油藏更隐蔽、更复杂, 勘探开发不能一次完成, 也不能截然分开, 前期的精细油藏描述、滚动跟踪油藏描述是勘探开发该类油气藏的基础和关键。通过实践, 逐步形成了河道砂体精细油藏描述技术系列, 适合该区的滚动勘探开发, 对同类油藏的勘探开发中具有较好的借鉴意义。

参考文献

[1]谭河清.济阳坳陷垦东凸起油藏地球化学研究[M].中国石化出版社, 2003.

油藏应用 篇2

裂缝性低渗透油藏流-固耦合理论及应用

作 者：刘建军 作者单位：武汉工业学院土木系,武汉,430023;中国科学院武汉岩土力学研究所,武汉,430071刊 名：岩石力学与工程学报 ISTIC EI PKU英文刊名：CHINESE JOURNAL OF ROCK MECHANICS AND ENGINEERING年，卷(期)：200322(4)分类号：O3关键词：流-固耦合 渗流 孔隙度 渗透率 裂缝扩展 数值模拟 裂缝性油藏

油藏应用 篇3

关键词：油田地质；油藏工程；应用

1、引言

我国经济的发展对石油资源的依赖性非常大，每年消耗的石油都在增加，承担着很大的资源压力，如何高效的开采油田，成为了影响经济发展的重要内容。论文研究的内容为油田地质和油藏工程技术的应用，将基于某油田的实际案例进行分析，该油田是上世纪90年代发现的，属于大型湖盆三角洲沉积体系，有3亿吨的储量，以下将做简要的分析。

2、油田地质概况介绍

油田的地质概况主要分为三个方面的内容，分别是区域构造、储层特征、油气水性质。

（1）区域构造：该油田处于陕北斜坡中部，区域上的西倾角度小于1度，有多组东西走向的隆起，形成了良好的岩性圈闭，是油气聚集的关键。

（2）储层特征：储层的岩性主要为长石砂岩，呈灰绿色细粒状，结构与成分的成熟度较低，为三叠系延长统长6层，储层的含量主要有长石、石英、岩屑和其他物质，其中长石含量为50.2%，石英含量为22.8%，岩屑含量为15%，其他物质的含量为12%。 油层的有效厚度为15m，渗透率为1.79x10-3um2；长6油层平均面孔率为8.4%，粒间孔为6.56%，长时溶孔0.96%；岩心显示油层微裂缝较发育，显示井占总数的15%。

（3）油气水的性质：油气水的性质主要包含油藏平均埋深（1895m），压力系数（0.66）、原始地层压力（12.3MPa）、饱和压力（7.03MPa）、地层温度（54.40。C）、原油粘度（2.0Pa.s）、密度（0.767g/cm3）等，下表2为油气水的具体参数。

3、油田开采的新技术

要合理科学的开采油田，必须对油藏进行精细的描述，提供详细的参数，为油田开采提供技术支持。油田的开采过程中会有描述的偏差，相关的参数也不能确保完全吻合，因而从勘探的初期到开发过程中，要不断完善相关的描述信息，为储层综合评价打下坚实的基础，进而可以对沉积微相细化、地层判别技术、沉积序列和沉积微相组合进行划分，精细的油藏描述是关键，关乎到油田开采的整体效益，以下将基于实际的案例，分析油田开采新技术相关的内容。

（1）层序地层判别技术：该油田要确定油田沉积的层序组合，相关的判别内容包括河口砂坝、水下分流河道、水下分流河道间、远砂坝、支流亚湾、席状砂等亚相，其中的主要储油相系为河口砂坝和水下分流河道，但其他的相系也存在储油情况，具有一定的经济价值。

（2）沉积微相与沉积序列结合划分流动单元：其中沉积微相组合包括四种，分别是河口砂坝、分流河道、远砂坝-河口沙坝-分流河道，席状砂-远砂坝-河口坝型。河口沙坝整体呈反韵律层序，砂层厚度小，位于砂体中上部；分流河道上部单元为非联通的，下部单元是联通的；远砂坝-河口砂坝-分流河道储渗性能比分流河道好，比河口砂坝差，主要集中在中部；席状砂-远砂坝-河口坝呈钟型，整体上呈反韵律层序。

沉积序列为三种垂向序列，分别是反韵律-正韵律序列、反韵律序列、块状序列，其中反韵律-正韵律序列为复合韵律序列，是在河口砂坝与沉积远砂坝的基础上上叠加而成的；反韵律序列是在分流间沉积砂体受分流河道改造形成的；块状序列是在河口砂坝、远砂坝和席状砂造河流分道的强烈作用形成的，整个层序的中部粗，下部被淘洗，上部被切割的状态。

（3）先期注水和注采同步技术：由于该油田的油藏具备了几个条件，分别是原始压力系数为0.66，小于0.8；富含绿泥石、伊蒙混层、伊泥石等物质；启动压力梯度大；孔隙喉道较细；地层原油饱和度高等，具备了先期注水开采的条件。

（4）先期注水试验：该油田实行先注水后开采的原则，注水区的产量占总体的1/5左右，提前半年进行，待产量稳定之后，可以同步进行注采。通过实际的实验发现，采用先期注水，注采同步提高了采收率2%，采油速度提高0.5%，投资回收期缩短25%。

（5）油藏整体优化技术：油藏整体优化技术可以考虑三个方面，分别是优选排距、整体压裂优化技术、深穿透负压射孔模式，本案例为了使人工改造次生裂缝与井网配合，进行了压裂改造，优选井排距为340m。为了建立末端渗流系统，采用了整体压裂优化技术，裂缝的导流能力提高20%左右；深穿透负压射孔，使吸水厚度增加，注水井吸水剖面均匀。

（6）应用效果评价：经过油田地质参数精细化描述，油藏优化技术的应用之后，该油田取得了很好的效果，单井日采油能力提高到6t以上，较以往平均量提高了5%；采油速度为1.4%；油田开发7年综合含水率仅为3.4%左右；水驱指数为1.235，状态良好；采收率由设计的16%提高到23%。从上述的评价指标可以发现，对油田地质进行精细描述，优化油藏技术，油田开采的效益明显上升，具有重大的意义。

4、结束语

油田开采影响到资源的供应，我国的油气资源很大一部分是依赖进口，我国的油气开采的水平还处于较低的水平，因而研究油田地质和油藏工程技术，对于提升油田的开采效率具有重要的意义。

参考文献：

[1] 裘亦楠， 陈子琪.油藏描述[M] .北京：石油工业出版社， 1996 ：55 ～ 112.

[2] 程启贵.试井资料的相关分析法研究及应用[J] .油气井测试， 1995， 4（4）：4～ 5 .

[3] 熊琦华， 王志章， 纪发华.现代油藏描述技术及应用[J] .石油学报， 1994， 15（增刊）：1～ 9 .

[4] 高振环， 刘中春， 等.油田注气开采技术[M] .北京：石油工业出版社， 1994：104 ～ 116.

[5] 刘玉娟. 改善下二门油田开发效果技术对策研究[J]. 中国地质大学. 2006-05-01.

[6] 刘廷廷. 大斜度井堵水油藏工程决策技术研究[J]. 中国石油大学. 2008-04-01.

应用油藏测井技术实施挖潜增效 篇4

1.1 PND测井技术

PND测井是在放射性测井原理基础上发展起来的一种新型的监测剩余油饱和度的测井技术, 是目前在套管井中监测剩余油饱和度的最好方法。与C/O测井相比, 有以下优点:提高了计数率, 降低了系统误差, 提高了测量精度;基本上不受岩性的影响;适用于空隙度大于10%的任何地层;提高了测井速度;仪器直径小, 可过油管测量;对井眼要求不高, 不用洗井。

1.2 碳氧比测井, 为寻找油藏剩余油提供了技术支撑。

碳氧比能谱测井是确定剩余油饱和度的一种有效的测井方法, 对于渗透性较好的储集层监测效果尤其明显, 特别是对观察层内剩余油分布有着重要意义。如纯梁采油厂**井设计测试井段为2000米以上, 测试井段长, 测试深度深, 对碳氧比测井仪器耐温耐压极限都是严峻的考验。纯梁采油厂监测大队工程技术人员在施工过程中, 科学分析油井井况特点, 制订了详细的测试计划, 结合仪器中子管在高温条件下中子产额衰减较大的实际, 测试过程中不断调整靶压工作电流, 确保了中子产额在相对稳定状态下运行。

1.3 硼中子寿命测井技术

解决已射开井段剩余油饱和度的监测问题。该技术特别适用于低矿化度地层水油层的动态监测。它在识别层间层内剩余油饱和度状况、进而分析油藏剩余油饱和度分布方面有其独特的优势, 它特别适合特高含水期油藏储层剩余油饱和度的监测。测井原理:测井时仪器向地层发射14Me V的快中子, 快中子在地层中发生碰撞减速到热中子, 中子寿命就是测量热中子从产生到消失的时间τ (用公式∑=1/ (vτ) 计算) , 这个时间的长短取决于地层的岩性、物性、流体性质等参数, 从而达到识别地层的目的。该测井方法是利用硼酸作为示踪剂, 采用特殊的“测-注-测”工艺来实现。由于硼元素是井下热中子强俘获剂, 并且易溶于水而不溶于油, 因此在吸收层处就会存在两次测量的曲线离差, 根据此离差的大小即可直观地识别主要的产水层和具体位置, 进而划分水淹级别, 计算出地层的剩余油饱和度, 推导公式如下:

其中, ∑1与∑2为注硼前后地层的俘获截面值, φ为孔隙度, ∑W1为原始地层水的俘获截面值, ∑w2为注硼后地层水的俘获截面值, 地层水的宏观俘获截面可通过∑=22.1+0.3413P+0.00025P2的经验公式计算, P为地层水矿化度。录取参数:伽玛、近计数率、远计数率、俘获截面曲线。连续测量, 施工管柱要求:筛管型管柱, 底部管柱设计为:油管+短节+筛管+丝堵, 丝堵深度应在油层下部至少15m, 人工井底以上10m, 该管柱主要适用于中低压地层井。单流阀型管柱, 其底部管柱设计为:油管+短节+单流阀, 单流阀的深度离井底至少5-6m, 离油层下部深度至少15m, 该管柱适用于高压地层井。

1.4 复电阻率测井

复电阻率测井可识别油气水层、确定储层含油饱和度。它在一定程度上克服岩性和地层水矿化度的影响, 反映地层含油性能力强于常规的电阻率。如**井在2000-2480米井段测取了常规电阻率资料后又进行了复电阻率测试, 根据复电阻率测井资料解释了三个层, 分别为:2348.81-2354.0米为强水淹层, 2406.0-2422.0米为强水淹层, 2426.0-2444.0米为弱水层, 这3个层在复电阻率测井图上有明显的界限显示, 而在常规的电阻率测井资料上却界限显示模糊, 甚至出现了严重的交叉现象。根据试井结果卡封上两层, 单采下层, 日产液36.3吨, 日产油10.7吨, 累计产油1980吨。

1.5 智能找水技术

抽油井智能分层测试技术, 利用一套智能防砂测试管柱, 完整的录取全套分层资料, 解决了现有产剖测试技术难题。 (1) 常规产液剖面测试技术优缺点。常规产剖测试中, 最简单可取的是过环空法测试, 不需要停产和作业, 能确保在油井正常稳定生产状态下, 定量录取分层产液量、产油量和含水值。 (2) 智能分层测试技术。为取得抽油井除产液量和含水以外多层的分层压力、分层流体性质及储层参数等全套资料, 进行智能产剖测试, 具有防砂功能、带有智能开关, 配合多级封隔器, 一次作业下井, 完成多层测试的智能分层测试管柱, 进行分层测试或轮替采油。可定量录取各层产液量、产油量、含水及动、静液面;通过取样化验分析, 可了解分层的油性、水性。智能分层测试技术, 可以应用于油井分层轮替采油, 尤其是在低渗、深层油藏轮替采油, 效益高。

2 五参数组合测井

五参数组合测井仪结构简单, 功耗低, 一次下井可测得同位素、流量、压力、井温、磁定位五个参数, 大大丰富了对井下注入状况的认识, 克服了原有吸水剖面测井方法的局限性, 五个参数综合资料解释, 将原来的吸水剖面测井资料解释单纯的定性分析变为定性与定量解释相结合。利用五参数吸水剖面测井仪可以解决了大孔道、套管及封隔器漏失等问题的测量和解释。五参数测井判断死嘴漏失:**井, 2011年2月测井, P1为死嘴, 从流量曲线分析死嘴有效, 但从同位素曲线看, 52+3层上部吸水好, 判断封隔器漏失。

3 加大工程测井力度, 准确判断事故位置

成像测井技术, 就是在井下采用传感器阵列扫描或旋转扫描测量, 沿井纵向, 周向, 径向大量采集地层信息。检查套管变形、确定套管变形位置;检查射孔井段, 确定射孔孔眼位置;检查对套管爆炸整形后的套管形状;确定套管断裂位置, 精确划分砂泥岩薄互层及有效厚度。确定裂缝产状及发育方向, 划分裂缝段, 进行裂缝性储层评价。

摘要：通过动态监测技术的引进和实施, 监控油水井井底压力变化、研究油藏剩余油饱和度分布规律, 并利用监测资料的解释结果, 结合生产实际指导实施挖潜, 提高油田开发效果。

油藏应用 篇5

应用油藏精细描述技术指导密井网区块开发

以某油田FST研究区块密井网资料为基础,应用油藏精细描述技术,对某油田FST研究区块的储层沉积特征、储层裂缝特征、水淹情况及剩余潜力分布作了进一步分析、研究.根据研究结果,指导了射孔及压裂方案的编制;调整并完善了注采关系,共增加水驱厚度61.8m,增加水驱动用储量16.1×104t;改善了主力层和非主力层动用状况,调整井区40 口油井,日产油增加3.1t/d,含水率下降1.1个百分点;指导注水调整,缓解层间矛盾;指导单井产能改造,累计增油4419.2t.

作 者：李思涵 Li Sihan  作者单位：浙江大学,浙江,杭州,310027;大庆油田有限责任公司第十采油厂,黑龙江,大庆,166405 刊 名：中外能源 英文刊名：CHINA FOREIGN ENERGY 年，卷(期)： 14(6) 分类号：P61 关键词：油藏   精细描述   区块开发   密井区  

胜利油田断块油藏试井技术应用现状 篇6

关键词:断块油藏 数值试井 断层封堵性 边界描述

中图分类号:TE3 文献标识码:A 文章编号:1674-098X(2011)03(c)-0046-02

断块油藏是胜利油田主力油藏类型之一,具有断层多、断裂系统复杂、油水关系复杂等特点[1～2],为胜利油田持续稳定发展做出了重要贡献[3]。试井技术在断块油藏中的应用,主要体现在边界的描述以及断层封堵性的验证等方面。

本文对近年来胜利油田断块油藏试井技术进步进行了简要总结,并对其应用现状进行了分析,明确了断块油藏试井技术的发展方向,架起了试井理论和应用间的桥梁,对于改善试井技术的应用效果具有一定的指导意义。

1 试井技术在断块油藏中的作用

试井是解读储层特征的三大现场技术之一。与地球物理勘探、测井相比,试井可以更清楚地勾画出储层在流动状况下的特征,因而具有突出的特色,在油气田的整个勘探开发过程中,都发挥着不可缺少的作用[4]。

试井技术在断块油藏中的作用,主要体现在外边界的落实、低序级断层的描述及验证、断层封堵性的评价、小断块储量的估算、复杂边界的描述、多层动态参数的确定等方面。

2 断块油藏试井技术及应用现状

目前胜利油田断块油藏的开发已经进入精细开发减缓递减阶段,需要多专业、多学科相结合,实现对断块油藏的深入认识,才能为提高断块油藏开发水平提供科学的依据。断块油藏中存在的储层非均质、多相流动、边界不规则、注采关系复杂等多种复杂现象,使得建立在解析试井解释基础上的试井技术已经不能适应其开发形势。近几年,随着试井理论的进步,针对断块油藏的特点,结合矿场实践,以不稳定试井资料为基础,运用解析试井和数值试井相结合的方法,逐渐形成了以下五项断块油藏试井技术,使断块油藏试井技术水平得以发展和提高。

2.1 外边界模型识别技术

该技术以解析试井解释方法为基础,通过对不渗透边界、定压边界、半渗透性边界、有限导流断层等各种规则形状的外边界典型曲线特征的全面分析,对外边界模型进行识别,并通过数值试井解释进一步验证,从而可以减小探边试井资料解释的模糊性,主要应用于断块油藏勘探开发早期边界情况的落实。

该技术已经逐步趋于成熟,现场应用取得了理想的效果。以桩606井探边试井解释为例,该井选择一条不渗透边界和两条交叉不渗透边界的外边界模型,都可以得到理想的拟合结果,结合该区块的静态地质资料,建立了两条不渗透边界的数值试井模型,通过调整拟合得到了理想的解释结果,边界距离与形状验证了地质认识。

该技术应用效果的改善,一方面取决于试井专业人员综合能力的提高;另一方面需要把试井解释过程与其它专业结合在一起,最大限度地提高试井解释的确定性与可靠性。

2.2 复杂外边界描述技术

该技术以近年来发展起来的数值试井解释方法为基础,通过对不规则形状外边界、非均质储层、多相流、复杂井网等复杂断块油藏属性的有效描述,建立油藏动态数值模型,同时采纳了试井技术中井点、储层渗流属性、外边界压力响应特征诊断和分析技术,并通过油井压力历史拟合方式成功实现对油藏特征的精确刻画,可以为复杂断块油藏动态描述和评价提供有效的技术支持,有效推动了试井研究对象从井点局部储层评价向油藏整体描述方面的延伸。

该技术基本适应目前要求,并已在多个区块开展了应用,收到了良好成效。以永211井探边试井解释为例,该井区既有封闭断层、连通性断层,还存在较活跃的边底水,地质条件相当复杂;测试时气、水同产,流体类型复杂。利用解析试井解释方法,选取“变井储+双孔介质+三条不渗透边界”的模型,虽然得到了理想的拟合曲线,但是与该井区勘探开发认识不符。利用复杂外边界描述技术,首先确定了数值试井研究区域,建立了考虑封闭断层、连通断层以及气水边界的地质模型;然后综合考虑气水两相,引入气、水分析数据及相渗曲线;通过参数的不断调整,最终得到了理想的拟合结果及压力历史模拟结果。解释得到的气藏渗透率为40.6×10-3mm2,含气面积由开发初期的0.26km2减小为测试时的0.075km2,封闭断层和连通断层的形状和距离验证了地质认识,并分析得到了连通断层的漏失系数为0.1,这是其它方法无法确定的参数。

但目前对于复杂井网的生产历史影响等因素,在计算速度和拟合精度等方面还存在技术难点,需要进一步攻关研究。

2.3 低序级断层封堵性评价技术

该技术以探边试井和干扰试井为资料基础,利用数值试井解释方法,对探边试井资料进行深入分析,确定低序级断层的延伸长度,评价其封堵性,并通过干扰试井方案的有效实施,进一步验证井间断层的连通性。该技术为低序级断层的准确描述提供了有效的技术支持,可为复杂断块油藏及储层变化大的油藏的井网部署、注采关系完善提供可靠的依据。

该技术近几年不断发展完善,现场应用效果良好。以高89-4井区为例,该井区断层发育,为了进一步了解其边界情况,首先在高89-4井进行了探边试井。该井测试前五个月曾进行了大型压裂,总加砂量56m3,因此,结合该井双对数曲线特征,综合考虑压裂裂缝、物性变化以及断层延伸长度等因素,通过参数的不断调整拟合,最终分析认为在该井的西北方向,距离该井200m处,可能存在一条地质上尚未认识到的低序级断层,该断层延伸长度大约为550m。后来在该井和高89-5之间又进行了一次干扰试井,未见明显的连通反映特征,由此也进一步证实了该断层的存在,并在两井之间形成了有效的封堵。

2.4 小断块储量估算技术

该技术包括两种方法,一种是以压力恢复探边试井资料为基础,通过解释,分析全封闭边界特征,确定出小断块的控制面积,进一步估算储量,主要适用于小断块油藏勘探早期储量的预测;另一种方法是以压降曲线为资料基础,利用压降曲线拟稳态阶段资料,预测地质储量[5],这是动态法预测储量的方法之一,主要适用于小断块油藏开发阶段储量的复核。

压力恢复探边试井估算储量已经在胜利油田的多个小断块油藏取得了成功的应用,积累了丰富的经验。如孤北30井,该井探边试井双对数图中,压力导数曲线上翘后下跌,利用封闭边界模型解释得到的含油面积为0.23km2,后来该井区上报的储量面积为0.20km2,与试井解释结果吻合较好。

压降曲线预测储量的方法由于受到资料的限制,近几年能达到拟稳态生产的井不多,应用相对较少,但不能否认其在储量复核中的重要作用。

2.5 分层动态参数确定技术

该技术针对断块油藏多层系开发的特点,通过对多层油藏试井理论的研究,建立了分层动态参数的确定方法,一定程度上满足了断块油藏合理划分开发层系的需要。

该技术已在典型井中进行了应用。如桩421井,利用多层合试试井压力恢复试井资料,不仅落实了该井周围的两条断层,而且确定了两个产层的渗透率和表皮系数等参数。

该技术在试井测试及解释方面尚存在技术难点,要达到理想的效果,还需要进一步开展攻关研究。

3 攻关方向

要更好地发挥断块油藏试井技术的应用效果,需要在以下二个方向继续加大攻关力度。

一是反褶积技术在断块油藏中的研究与应用。通过对长时压力计数据处理方法、短期关井和多流动段联合识别边界的方法的研究,形成利用多流动段和关井会输数据联合识别和分析边界的方法,并对其适用性进行分析,力争应用于矿场实践。

另外需要对数值试井技术在断块油藏的应用开展深入研究。通过对网格划分对解释精度的影响分析、邻井干扰条件下复杂地质模型的建立、多层干扰数值试井解释方法、特殊结构井数值试井解释方法等的研究,形成适合于断块油藏的能有效解决复杂边界、井网、多层等因素影响的数值试井技术,并分区块对一些疑难老井资料进行重新解释。

4 结语

(1)试井在描述油藏边界,特别是复杂小断层或油水边界等方面具有显著的特色。

(2)断块油藏试井技术水平的提高,避免了解释成果的模糊性,提高了解释成果的确定性与可靠性,为油田开发方案制订和调整提供了更详细的动态信息。

(3)要达到更好地发挥断块油藏试井技术应用效果的目的,需要地质及开发相关专业的融合与交流,需要加大对新技术研究及应用的力度。

参考文献

[1]王平等.复杂断块油田详探与开发[M].北京:石油工业出版社,1994:5-13.

[2]程世铭等.东辛复杂断块油藏[M].北京:石油工业出版社,1997:3-10.

[3]张以根.胜利油田断塊油藏产量递减影响因素[J].油气地质与采收率,2007,5(第14卷,第3期):90-93.

[4]庄惠农.气藏动态描述和试井[M].北京:石油工业出版社,2004:15-16.

油藏应用 篇7

1 间抽生产制度优化技术研究

1.1 间抽井的选井原则

根据彰武油田的实际生产情况, 通过分析制定了5项选井原则:日产液量在1t左右;单井泵效低于10%;功图显示严重供液不足;有效冲程比低于30%;泵的沉没度低于30m或无动液面;只要一口油井的生产动态满足以上3条即可进行油井的间抽生产。

1.2 间抽制度的制定方法及实例

结合彰武油田现有的条件, 采用液面监测方法。ZW2-10-1井, 3月日产液3.58t/d, 日产油0.36t/d, 动液面显示在泵挂附近, 功图测试严重供液不足。首先停机恢复动液面, 每2个小时测一次动液面。采集每个测试点的动液面并绘制曲线, 发现停机时间在22小时时沉没度不再增加;动液面恢复监测完成后, 启抽, 每小时测一次动液面和示功图, 直到动液面接近泵深时停抽, 抽汲24小时, 发现沉没度在30m左右时, 示功图已出现了一定的供液不足。

分析沉没度恢复和下降曲线, 停机时沉没度从30m到120.8m需要16h, 启抽时沉没度从120.8m降到30m大约需要8h。故该井的间抽制度定为抽8h停16h。

2 间歇加热优化技术研究

结合彰武油田的实际生产情况, 建立井口产液温度与井筒温度场的数学模型如下:

为了方便分析, 将模型进行如下简化:地层流体温度均为45℃;假设地层流体物性相似, 导热系数与流体比热相似;采用同样的加热功率, 加热电流统一为45A;考虑彰武稠油平均凝固点为35℃, 因此井口温度设定为35℃;模型可以简化为研究不同产液量、不同含水率条件下的加热制度关系, 即:

因此模型的关键问题是两个, 一是研究开启电加热加热状态下, 流体在举升过程中的温度场变化;二是研究在停掉电加热状态下考虑热散失条件下, 流体在举升过程中的温度场变化。

2.1 间歇加热规律认识

根据电加热试验的结果发现, 产液量较高的油井可以适当的缩短电加热的开启时间, 对于高含水的油井应当适当的增加电加热开启时间。

分析:在加热过程中, 随着产液量的增大, 油管内流体的对流换热强度增大, 使得电加热产生的热量尽可能多的传递到井筒, 而较少的向地层的热量散失, 因此井口温度越高。

2.2 彰武油田间歇加热制度原则

结合彰武油田的特点, 结合间歇加热试验对产量影响的规律认识, 建立了间歇加热制度的制定原则:

3 取得的经济效益

通过对开展稠油油藏采油工艺优化, 截止2014年12月份生产电费已累计节约244.8万元, 累计节约电量334.7万千瓦时。

4 结论与建议

基于液面监测法的间抽生产优化技术在节约能耗的同时提高了泵效, 延长了检泵周期;间歇加热优化技术能够针对不同产液量、不同含水的油井进行分类治理, 在保证产量的同时节约了电加热使用时间, 大幅降低了电费成本;通过开展高凝稠油采油工艺优化工作, 2014年生产电费已累计节约244.8万元, 累计节约电量334.7万千瓦时。进一步根据油井的生产动态特点, 深度优化间抽及电加热生产制度;通过上提空心杆电加热深度, 探索最佳的电加热下深, 进一步优化电加热采油工艺。

摘要：由于彰武稠油油藏的特殊性, 原油沥青质、胶质含量高, 呈现高凝高含蜡的特点。为了提高原油在举升过程中的流动性, 彰武区块采用空心抽油杆电缆加热技术进行稠油开发。本文在深入剖析彰武油藏采油工艺的基础上, 通过对油井间抽制度、电加热生产制度进行研究, 形成了一套针对彰武油藏高凝稠油采油工艺的优化技术。通过应用, 2014年全年累计节约生产电量334万千瓦时, 全年节约电费244万元, 提液单耗由55Kwh/t下降至37Kwh/t, 降幅到达33%, 百米吨液耗电由5.0下降至3.4, 降幅到达31.4%, 取得了显著的经济效益。

边底水稠油油藏水淹规律研究与应用 篇8

锦91块于Ⅰ组构造上位于锦45断块东南部, 总体构造形态为一南东倾向的断鼻构造, 南北被两条近东西向断层切割, 东西受两条北北东向断层遮挡。开发层系为沙一、二段的于楼油层和兴隆台油层, 含油面积2.8K m2, 石油地质储量1590×104t。油藏埋深-930~1060m, 油水界面1020~1060m, 原油粘度 (50℃脱气) 为7697mpa·s, 属中—厚层状边底水稠油油藏, 仅与油层对应的水体体积是原油藏体积的1.25倍。目前区块的采油速度为0.47%, 平均单井日产油仅1.2t/d, 综合含水91.4%, 年产油仅12.8×104t, 年油汽比0.21。

2 存在问题

(1) 油层水淹严重, 采出难度加大。锦91块东部水淹区与边水紧密相接, 经过26年的降压开采, 造成水侵不断加剧, 含水逐年上升, 目前水淹区综合含水高达91.4%, 平面上水淹面积高达98%, 纵向上水淹程度高达58%, 地层水侵入严重。

(2) 层间矛盾突出, 开发难度大。该块油井水淹形式并不是常规的逐层水淹, 而是间隔式出水即多层出水且不相连, 对于这类井只能通过大修挤灰或侧钻选射达到治水增油的目的

(3) 井况变差, 直接威胁挖潜措施的实施。锦91块东部水淹区套变井较多, 目前井况差井120口, 占总井数的54.29%, 直接导致停产的井21口, 占总数的9.5%。

3 水侵规律及剩余油分布特征研究

3.1 研究思路及方法

3.1.1 水淹井的判定

一是曲线法, 通过大量吞吐采油曲线特征分析, 未见地层水吞吐开采的其产液、含水曲线总是呈下降趋势;如果吞吐采油过程中地层水侵入, 那么产液、含水回升, 形成上翘曲线因而出现变化“拐点”, 可确定为水淹井。

二是计算法, 生产实践证实油井吞吐开采回采水率是很有限的, 据统计存油藏无水采油1—6周期回采水率分别为:26.0%、38%、44.6%、52.3%、57.5%、60.0%, 六周期以内生产井一般累积回采水率不超过60%, 单周期回采水率不同井变化较大, 但不超过100%;故此依据油井回采水率计算可判别油井是否见地层水, 该方法弥补了拐点法的不足。

三是水性分析法, 根据地层水矿化度等参数的变化判别。

3.1.2 水淹层的判定

一是水淹层测井特征分析。一般说来, 在水淹初期, 随着含水饱和度增加, 电阻率有明显的降低。研究发现, 物性好的储层电阻率变化大, 说明物性好的储层更易水淹。同时还发现水淹前后或不同水淹期, 相邻井相同层位的电阻率减少较明显。

二是动态分析判别。通过单井及井组的生产动态, 进行对比分析, 判断出水层, 该方法只能对大套油层有一定的判别作用, 但不能准确判定具体出水层。

三是动态监测判别。环空产液剖面法只录取分层流量即可, 即产液层就是出水层;硼中子寿命法也能较准确地判别水淹层。如从锦15-201C2硼中子寿命解释可以明显看出油层产液情况及出水层位。

3.2 水淹规律研究及剩余油分布特征

平面上, 水侵规律主要表现为平面水侵面积大, 形成南北、东西两条水淹条带, 重水淹区在断层及低部位处, 水侵路线常呈出线状、指状、舌状特征。经老井与新井和侧钻井电测解释水淹情况相比较及水侵量计算后, 平面上老井水侵相对较重, 回采水率平均高达200%左右, 而新井及新侧钻井高压区范围较小, 油层动用较少, 水侵相对较轻, 剩余油富集在动用程度相对较差的河间薄层砂、水下分流河道间的席状砂及井间地带。

纵向上, 水侵总体上是由下向上淹, 原理是下部离边水近, 上部离边水远, 但受储层物性及采出状况的影响, 边底水优先侵入采出程度相对较高、压降梯度较大的高渗油层, 如锦91块东部水淹区于I油层组中2、3套小层采出程度相对较高, 压力下降幅度较大, 多为分流河道沉积形成的高渗油层, 因此边水侵入较重。利用吸汽剖面、环空产液剖面、反测组合仪、C/O等监测方法, 结合侧钻井、新井电测解释资料, 得出纵向上储量动用不均匀, 油层动用较差油层占26.1%;生产实践也证明, 高渗油层采出程度最高, 但压降最快, 容易造成边水突进, 纵向上水淹层厚度5-15 m (一般12 m) , 并未达到全井段水淹, 因此仍存在未水淹和轻度水淹的饱含油油层。

4 水淹区配套挖潜技术应用成果

在对水淹区不同区域水侵规律及剩余油分布规律认识的基础上, 总结出锦91块东部水淹区配套挖潜技术并实施了规模化挖潜, 取得了显著效果。

(1) 对高含水井实施选井选层射孔。水淹区优选实施9井次, 有效8井次, 有效率高达88.9%, 初期日增油22.4t/d, 累增油5058t。

(2) 低产低效井优选避水层射孔。通过对避水层的精细研究, 在锦91块东部水淹区优选出13口油井实施避水层选射, 有效9口, 初期日增油20t/d, 累增油3486t。

(3) 侧钻挖潜井间剩余油。根据前面的研究, 锦91块的水侵主要以指状、舌状为主, 而水线的宽度在30m以下, 在此研究的基础上, 05年开始在锦91块的重水淹区应用位移大于35m的侧钻井技术。优选并实施大修侧钻5口井, 有效5井次, 日增油29t/d, 累增油11131t。

(4) 精细对比找堵出水层。通过对比邻井生产动态, 同时结合动态监测资料, 找出对有一定隔层厚度并有一定潜力的低产低效井实施堵水, 实现层间剩余油挖潜。累计实施堵水措施26井次, 实现增油9535t。

5 结论

边底水稠油油藏进入开发后期, 水淹是影响蒸汽吞吐开发效果的最主要因素。应用环空产液剖面、吸汽剖面等监测手段, 结合新井、侧钻井及老井的各种测试和生产资料, 准确找出出水层, 总结出区块水侵规律及剩余油分布特征, 从而形成配套的挖潜技术, 是边底水稠油油藏开发后期提高储量动用程度、减缓递减速度的有效手段。

参考文献

[1]刘贵满, 马春宝.锦州油田开发实践与认识[C].沈阳:辽宁科学技术出版社, 2009:1～20

[2]张恩臣.锦州采油厂油田开发论文集[C].北京:石油工业出版社, 2003:58～63

低渗油藏压裂改造工艺的研究与应用 篇9

1.1 油藏概况

濮城油田W42、W43断块区油藏区域构造位于东濮凹陷中央隆起带北部,文、卫、濮构造的结合部。西以卫东断层为界,东部为濮卫次洼。断块平面上呈北北东-南南西向延伸的长条状,含油面积5.4km2,探明石油地质储量226×104t,油藏平均有效厚度13.5 m,平均孔隙度11.2%～14%。沙三中3油藏空气渗透率为(0.56～1.7)×10-3μm2,沙三中4油藏空气渗透率为(0.49～1.44)×10-3μm2,该区属于低孔低渗型储层。W42块储层纵向分布比较集中,含油井段仅60～90 m,这是该区储层发育的最大特点。W43块储层平面上、纵向上都表现出较强的非均质性,平面上储层物性表现为由西向东、由北向南逐渐变差。

1.2 构造特征

W42、W43断块区构造处于卫东断层下降盘,主要表现为由卫东断层及其伴生的西倾断层构成反“Y”型结构而形成的若干反向屋脊,构造走向北北东。

1.3 储层分布

W42、W43断块区储层岩性为砂岩,油藏油层埋深3 150～3 600 m,储集类型为孔隙型,该块储层处于卫城上盐与下盐之间,油层纵向上分布比较集中,含油井段仅60 m,该区储层在平面上由西向东发育变差,在构造高部位发育较好,向低部位变差,砂岩连通状况中等,砂层厚度连通率50.1%～83.2%,砂层层数连通率62.0%～77.1%。

W42块主要含油层位于沙三中3-4砂组和沙三中8-10。沙三中3-4砂组储层发育较好,物源来自北东方向,由北东向南西方向砂岩发育程度逐渐变差;沙三中8-10储层主要分布在W42井附近,向南砂岩逐渐尖灭。

W43块主要含油层位于沙三中3-4、沙三中8-10。沙三中3-4油藏为构造油藏,沙三中8-10油藏属于构造-岩性油藏。

1.4 储层物性

W42、W43断块区沙三中3-4砂层组平均孔隙度为14.0%,平均空气渗透率为3.5×10-3μm2,碳酸盐含量14.6%,泥质含量10.2%,属于低孔、低渗型储层。

储层物性在平面上、纵向上都表现出非均质性,物性的好坏与物源方向及埋深有关。平面上储层物性表现为由西向东逐渐变差的特点。纵向上物性变化规律不明显。该块流体分布受断层、构造、地层、岩性等因素的控制。平面上油层富集于构造高部位。剖面上卫城上盐形成良好的盖层,油气富集井段较为集中。

据试油资料分析,地面原油密度0.851 4 g/cm3,黏度9 mPa·s,含硫0.31%,凝固点33.7℃;地层水总矿化度27×104mg/L,氯离子16.7×104mg/L,水型CaCl2。

据RFT测压资料,油藏原始地层压力34.5～41.8 MPa,压力系数一般在1.0～1.24之间,油藏温度l14～128℃。

2 油藏开发历程及开发现状

W42、W43块的开发经过了试油、试采、试注和滚动开发等四个阶段[1]。

2.1 试油

W42、W43块从1984年就开始了勘探工作,到1992年先后部署了3口探井,逐步落实了油藏构造形态、油层分布及储层物性。W42、W350井试油获工业油流。W42井于1984年11月试油,射孔沙三中4,抽汲求产,日产油3.8 t,压裂改造后,日产油12 t;W350井1992年4月试油,射孔沙三中4,井段3 575.5～3 585.5 m,砂层厚度4.5 m/2层,地层测试日产油1.84 t,通过压裂改造后,抽汲求产,日产油9.77 t。

从试油试采资料表明,W42块油层物性差,单井产能低,单井日产油均在4 t以下,要获得工业油流必须通过压裂改造。

2.2 试采

1991—2000年,W320、濮82井等相继投产试采。W320井投产初期日产能力低,仅2～4 t,濮82井日产油为20 t,产能相对较高,但产量下降较快,仅3个月后日产油就下降到3 t。由于该块井较少,资料缺乏,无法进一步深入细致的研究,加上构造和储层分布不均。因此,W42、W43块作为难采储量长期未能投入开发。

2.3 试注

2000年,W42-5水井试注,初期油压为38MPa,日注水量44 m3,对应油井W42-3、W42-2。由于储层物性差,井下亏空大,对应油井没有明显的见效现象。W42-5井于2000年9月转抽,阶段累计注水量2 994 m3,从而了解了水井的注水情况,为以后水井的正式注水创造了条件。

2.4 滚动开发

随着濮城油田老区采出程度越来越高,寻找新的产能接替区块显得越来越重要。文卫濮结合部地震资料的录取和地震数据处理工作的完成、三维地震资料解释系统的引进为结合部的滚动勘探开发创造了条件。多年来从地质及油藏工程方面不断深入研究,特别是油层大型压裂改造工艺技术的进步,给W42、W43块油藏的开发带来了曙光。2007年在构造的相对高部位部署了一口开发井W42-1井,在钻井和投产过程中,采用了大量的新技术、新工艺:降低钻井泥浆密度,减少油层污染;改用新型射孔枪,提高对地层穿透能力;提高压裂排量和规模,造宽缝长缝;采用全陶粒充填,改进支撑能力,有效提高了井的完善程度,增加了油层的导流能力,解放了生产层;同时加深泵挂,放大生产压差,该井投产射开沙三中3-4,18.4 m/12层压裂,日产油20 t以上,比该块日产水平有了很大程度的提高。

通过滚动开发,W42、W43块难动用储量得到了动用,动用地质储量226×104t,动用含油面积5.4 km2,为濮城油田的稳产起到了积极的作用。

2.5 开发现状

截至2009年12月,W42、W43断块共有油水井27口,其中油井19口、水井8口,注采井数比1∶2.38,油井实际开井16口,日产液水平84 t,日产油水平59 t,综合含水30%,平均单井日产液水平5.3 t,平均单井日产油水平3.7 t,折算年采油速度1.25%,折算年采液速度4.8%,地质采出程度只有6.8%,水井开井6口,单元日注水平522 m3,单井日注水平87 m3。

3 油藏压裂改造的必要性

该油藏油井存在着“四低”现象,即产能低、液面低、含水低、采出程度低。针对这一状况,有必要采取压裂改造方法来满足当前该油藏开发的需要,进一步提高油藏开发效果。

采取压裂改造有以下理由:

◇油藏储层物性差,只有进行压裂改造才能充分释放油层潜力;

◇油井单井产能低,只有进行压裂改造才能提高油井产能;

◇油藏采油速度低,采出程度低,开发效果差,只有进行压裂改造才能提高油藏整体开发效果;

◇油藏注采井网基本完善且构造相对简单,储层纵向和平面上分布稳定,油水井连通性好,能量供给充分,非常适合压裂改造引效;

◇油藏储量规模小,丰度高,油水井数少,压裂规模小,投入少,见效快;

◇目前压裂工艺技术得到了长足发展和完善,能够较好地满足该油藏油水井压裂改造的需要,并从以往的压裂效果也得到了证实。

4 油藏压裂改造研究

4.1 油藏压裂改造设计原则[2]

1)针对油藏地质条件,遵循少投入、多产出的经济原则,采用先进可行的工艺技术。

2)最大限度地提高单井产量,并使压后产量保持较长时期的增产、稳产,以保证产能建设和配产任务的完成,并尽可能地减少井数,降低开发费用,增加效益。

3)与井网部署相结合,优化裂缝方位和缝长,最大限度地提高水驱效果,改善产油剖面,以提高最终采收率。

4)在对油藏整体压裂后的一次采油和二次采油动态预测的基础上,对油田注水和油藏压力保持水平提出要求。

4.2 油藏压裂改造工艺研究[3]

压裂改造其直接对象是油藏,整体压裂设计的首项工作便是全面了解油藏地质特征,以使整体压裂设计建立在较为可靠的地质基础之上。油藏地质研究主要包括储量(剩余储量)分析、油层展布及连通和隔层情况等。

4.2.1 油藏地质研究

该区块含油面积5.4 km2,探明石油地质储量226×104t,标定可采储量47×104t。截至2009年12月底累计产油13.21×104t,地质采出程度只有5.85%,剩余可采储量达33.79×104t,占可采储量的71.9%,平均单井(油井)剩余可采储量达2.25×104t,而且油井平均含水只有33.8%,有很好的储量挖潜基础。从油水井连通状况看,油水井砂层厚度连通率平均达70%以上,油水井对应关系好,能量供给充分,隔层以泥岩为主,隔层厚度大,非常适合压裂引效。

4.2.2 压裂改造工艺研究

压裂方式的选择:要根据油层套管结构、储层纵向分布特点、固井质量、井况以及施工压力而确定。W42、W43块套管为P110×139.7 mm×9.17mm和N80×139.7 mm×9.17 mm,P110×139.7mm×10.54 mm和N80×139.7 mm×10.54 mm,其内径为121.36 mm和118.62 mm。由于该块破裂压力一般大于60 MPa,所以主要采用油管注入合层压裂和卡封压裂方式。对于固井质量不好的井以油管注入卡封压裂方式;对油层跨度大、纵向非均质而且隔层条件较好的井,则采用卡双封分压的方式;对于新井及压裂层段跨度不大的井则采用油管注入合层压裂的方式。

压裂液选择:由于该区块高温高盐,深层低渗,建议压裂液使用高温低伤害羟丙基胍胶+有机硼胶联剂+胶囊破胶剂的水基压裂液体系,压裂液耐温130℃,破胶水化时间4 h,能够满足深层低渗油藏压裂施工的需要,要求压裂液黏度控制在140～170 mPa·s左右,破胶后水化液黏度低,压裂液残渣少,压裂液与地层配伍性好。

支撑剂选择:由于该区块闭合压力在50 MPa以上,建议支撑剂使用粒径0.45～0.90 mm高强度陶粒以及0.09～0.224 mm高强度陶粒,陶粒在69MPa下破碎率5%。

5 压裂改造工艺实施效果

5.1 油井压裂

2010—2011年5月,濮城油田W42、W43块共实施油水井压裂18井次,完成计划井次的100%。其中新井4井次,老井13井次,工艺成功率100%,见表1。

4口新井压后初期日产液92.7 t,日产油74.0 t,平均单井日产液23.2 t,平均单井日增油11.75 t,含水49.3%,截至目前已累计增油2 940 t。

13口老井压后有效13口井,有效率100%,压后日增液199.8 t,日增油133.3 t,平均单井日增液15.4 t,平均单井日增油10.25 t,含水下降了10个百分点,截至目前已累计增油10 548 t,平均单井累计增油811 t,平均单井有效期159 d。

13口老井共用前置液量1 597.9 m3,携砂液量为1 509 m3,顶替液337.2 m3;支撑剂为0.45～0.90 mm的陶粒,总体积457.1 m3,平均单井加砂35.2 m3,平均砂比30.3%。4口新井共用前置液量425 m3,携砂液量323 m3,顶替液152 m3;支撑剂为0.45～0.90 mm的陶粒,总体积98 m3,平均单井加砂24.5 m3,平均砂比30.3%。

5.2 水井压裂

该块共压裂注水井1口,压裂时采用卡双封压裂。第一层设计缝长100 m,缝高24.3 m,加0.45～0.90 mm的陶粒20 m3,平均砂比30.1%;第二层设计缝长90 m,缝高11.6 m,加0.45～0.90 mm的陶粒15 m3,平均砂比30.1%;施工时两层的破裂压力分别为74.5 MPa和73.3 MPa,携砂压力为63.5 MPa和64.9 MPa,施工顺利。

压前该井由于注水压力偏高,注不进水,压后注水压力降为40 MPa,配注60 m3,实际日注69 m3,日增注量69 m3,对应油井42-1井日产油量也由最初的2.7 t上升到6.1 t,取得了较好的压裂效果。

5.3 效果分析与经济效益

该块压裂增产效果好的原因除剩余油富集、地层能量充沛外,大量压裂新工艺、新技术的推广应用是很重要的一个方面。

从区块近两年的开发形势看,W42、W43块日产液量、日产油量稳步上升,综合递减、自然递减不断下降。日产液水平由2009年12月份的84 t逐步上升到目前的148 t,上升了64 t,上升幅度达88.9%;日产油水平由2009年12月份的59 t逐步上升到目前的106 t,上升了47 t,上升幅度达85.5%;综合含水由2009年12月份的30%下降到目前的23.08%,保持了稳定并略有下降。

通过压裂改造和治理,区块开发指标明显改善,年产液比2009年增加了0.47×104t,年产油比2009年增加了0.87×104t,年均含水下降了14个百分点,采油速度由2009年的0.98%提高到1.37%,提高了0.37百分点,综合递减由2009年的18.9%下降到2011年的-28.4%,下降了47.3个百分点,自然递减由2002年的20.38%下降到2003年的12.7%,下降了7.68个百分点,同时,增加可采储量8.99×104t。

区块压裂17口井,累计增油13 488 t,共投入压裂费用850×104元,若每吨原油价格按4 000元人民币折算,则产出效益为5 395.2×104元,投入产出比为1∶6.35。

6 认识

1)区块压裂改造是改善深层低渗油藏开发效果的有效方法,尤其适用于小断块油藏。

2)区块压裂改造需要建立在注采较为完善的基础上,以确保有充足的地层能量,延长有效期。

3)搞清楚剩余油分布以及储层能量情况是提高压裂效果的重要技术前提。

摘要：濮城油田W42、W43断块属于典型的低孔、低渗、非均质油藏,采取常规开发方案无法对其进行经济有效的开采。通过油藏地质特征、开发历程及现状分析,区块油井普遍存在“四低”现象(产能低、液面低、含水低、采出程度低)。从油藏压裂改造工艺研究出发,对油藏油水井相继实施压裂改造,实施油水井均取得了良好的开发效果,区块油藏开发指标得到明显改善。

关键词：濮城油田,低渗油藏,压裂改造,效果

参考文献

[1]刘一江.压裂工艺技术的发展和提高压裂工艺效果的对策.中原油田采油新技术文集[C].北京:石油工业出版社,2000:234-240.

[2]徐树汉.低渗透油藏提高开发效果配套技术研究与应用.濮城油田高含水期开发技术论文集[C].北京:石油工业出版社,2002:63-68.

油藏应用 篇10

关键词：激发极化,储层描述,油藏评价

1、引言

随着葡萄花油田勘探开发进入中后期, 油藏评价的目标区域也逐渐从主体的葡萄花背斜向构造边部的隐蔽油气藏转移, 给油藏评价工作中准确识别和划分油水层带来了一定的困难。而目前在评价井钻井过程中所采用的常规测井、常规取心、旋转井壁取心等测、录井技术方法在准确划分油水层方面均存在不同程度的局限性, 因此, 针对葡萄花XXP区域地层粘土含量高, 油水关系复杂等特点, 根据油藏评价工作需要实施2口井激发极化测井, 探讨其适应性及储层描述精度。

2、激发极化测井方法简介

激发极化测井方法是一种控制电化学 (自然电位和激发极化电位等) 测井方法, 该方法的地层参数主要是地层水离子浓度 (矿化度) 和离子类型, 对于泥质砂岩还有粘土形成的阳离子交换量。通过建立自然电位和激发极化电位解释模型和综合解释模型, 在此基础上有效地求解地层水矿化度 (地层水电阻率) 和阳离子交换量Qv两个地层重要参数, 提高勘探井测井解释符合率。通过激发极化测井可以定量的计算出探井和评价井的地层水矿化度, 阳离子交换量和含油饱和度, 对探井和评价井的油藏描述起到了一定的积极作用, 提高了储层描述精度。

3、应用效果分析

为有效验证该方法在××地区的适应性及储层解释精度, 同时优选2口井进行了井壁取心及试油, 通过以上两种方法结合常规测井解释综合验证了激发极化测井在葡萄花油田XXP区域的应用效果。

3.1 A井

A井位于葡萄花油田X X P区域北部, 位于两个均由北西向断层切割形成的断块中部, 局部为一个小的断鼻构造外缘与一个由两条正断层切割形成的地垒构造相交处, 该区域处于两个逆向运动形成的构造转换带, 位于葡萄花油田油水过度二条带外侧。由于其局部构造的复杂性加之邻井试油结果显示也不一致, 导致该井控制的局部构造内部油水分布规律更加难以确定。

该井常规测井解释差油层3个, 含油水层2个, 油水同层1个, 水层2个, 其余均为干层;旋转式井壁取心共取心11颗、9层, 解释差油层3个, 水层4个, 其余2层为干层;激发极化测井解释结果显示, 差油层2个、油水同层3个、其余均为干层。

以1号层为例, 该井激发极化测井显示含油饱和度6%, 根据解释标准含油饱和度小于15%为干层, 物性差。但常规测井显示虽然其电阻率测井曲线值较高, 深侧向电阻率为13.7m, 深感应电阻率为8.0m, 自然电位负异常为8.0mv, 岩性、物性较好, 计算泥质含量分别为11.8, 有效孔隙度为18.9, 计算渗透率为37.03×10-3μm2, 计算含水饱和度为84, 邻井C井同一层位试油结果为日产原油4.7吨, 因此1号层均解释为差油层。

最后通过旋转式井壁取心解释结果对该井1号层和6号层性质做了进一步的认证:1号层井壁取心1颗, 岩性为灰棕色油浸粉砂岩, 含油分布较均匀, 欠饱满, 油气味较浓, 含泥质细纹, 物性中等, 荧光普照呈黄色。地化热解分析ST值为9.72mg/g, S1/S2值为1.34, 反映含油丰度中等, 呈中质油特征。气相色谱分析呈差油层特征。综合分析认为1号层含油性、物性均中等, 综合解释为差油层。

6号层井壁取心1颗, 岩性为棕灰色油斑粉砂岩, 含油呈条带状分布, 油气味淡, 物性中等, 荧光普照呈黄色。地化热解分析ST值为2.30mg/g, S1/S2值为0.84, 反映含油丰度低, 呈中质油特征。气相色谱分析呈干层特征。综合分析认为6号层含油性、物性均差, 有效厚度薄, 油很难产出, 综合解释为水层。

通过三总方法比对发现, 常规测井与旋转式井壁取心解释结果符合率较高, 激发极化测井符合率较低, 同时, 为验证1号层产液能力同时验证激发极化测井对该层的储层解释准确率对葡I1号层进行了试油, 试油结果显示为低产油水层。

3.2 B井

B井位于葡萄花油田X X P区域中部一个由两个正断层切割形成的地堑构造高点, 虽然局部构造简单, 但该区域也位于葡萄花油田主体构造鞍部, 油水分布规律同样难以认清。

该井完钻后常规测井解释结果显示, 共解释油层3个, 差油层5个, 油水同层2个, 其余均为干层;旋转式井壁取心共取心18颗、9层, 解释可疑油层1个, 差油层3个, 油水同层3个, 水层2个, 干层1个;激发极化测井解释差油层6个, 油水同层5个, 其余均为干层。通过比对发现激发极化测井虽然对厚度较大的油水同层划分上具有精细划分能力, 但对流体性质单一的水层解释精度不高。另外关键层10、12、13号层的试油结果表明激发极化测井解释精度较差。

4、结论

综合以上两口井应用实例分析, 激发极化测井在我厂应用存在以下局限:

1、我厂滚动扩边区域储层多为薄差的复杂圈闭储层, 储层均质性差, 油水分布异常复杂, 纵向上存在油水交互现象, 虽然激发极化测井方法对层内流体分异现象能达到精细划分, 但其对单一流体储层解释精度较低。

2、葡萄花油田储层粘土含量及其阳离子交换能力对激发极化测井的响应能力及作用效果还需要密闭取心资料综合分析的进一步论证。

3、该方法解释过程中还需要常规测井方法的辅助, 极化曲线主要是通过求取储层含水饱和度的方式来半定性的确定储层流体性质, 对储层“四性”关系的表述还达不到评价要求。

4、该测井方法对不同区域的储层描述过程中没有统一的判别标准, 在没有明确的区域性储层解释标准的情况下还不适合对评价井进行储层的定性评价。

综上所述, 激发极化测井在××地区评价阶段的应用前景还需进一步论证。

参考文献

王昌景激发极化电位 (IPR) 测井技术的应用2004年8月