油藏解决方案（共9篇）
油藏解决方案 篇1
一、油藏地质特征
盘2-33单元是一个南掉断层与东北倾地层形成的反向屋脊式断块。地面原油密度构造高部位0.9404g/cm3, 构造低部位0.9650g/cm3。地面原油粘度则分别为260、1212m Pa.S。储层物性较好, 平均孔隙度31.2%, 平均渗透率705×10-3mm2。
盘2-33沙三下属于常温常压常规稠油多油水系统的层状断块油藏, 共划分为4个砂层组, 含油砂组1~3砂层组, 含油小层27个。
二、开发历程研究
该断块自1976年5月投入开发, 1977年1月注水, 依含水变化情况可大致划为以下5个阶段:
1.低含水阶段 (1976.5~1979.9)
油井投产初期普遍高产, 但含水上升快, 低含水采油期短, 阶段采出程度低。阶段末, 有油井9口, 开8口, 日油能力103.8t/d, 综合含水37.5%, 采出程度3.8%, 采油速度1.02%, 阶段含水上升率9.87%。
2.中、低含水阶段 (1979.10~1984.9)
该阶段采取的主要开发技术为层间接替。阶段末, 有油井8口, 开7口, 日油能力116.4t/d, 综合含水59.7%, 采出程度4.14%, 采油速度1.06%, 阶段含水上升率5.36%。有注水井4口, 日注279m3/d, 月注采比0.92, 累积注采比1.03。
3.中、高含水阶段 (1984.10~1994.1)
该阶段以提液强采及细分开发两大开发技术使单元高产、稳产了近10年, 其主要特征是阶段采出程度高, 采油速度高, 含水平稳上升。至阶段末, 有油井15口, 开15口, 日油能力140.9t/d, 综合含水77.7%, 采出程度10.3%, 采油速度1.29%, 阶段含水上升率1.75%。有注水井9口, 开6口, 日注544m3/d, 月注采比0.81, 累积注采比1.0。
4.高含水阶段 (1994.2~2004.8)
该阶段由于注水井套损严重, 注采井网遭到严重破坏, 地层能量下降, 产量大幅下降, 至2001.8月, 产量落入了低谷, 日油能力仅有32.7t/d。针对这种情况, 实施了以水井更新、转注为主的综合治理, 转注3口井, 投注3口井, 地层能量稳步恢复, 产量稳中有升, 2003年~2004年实现了产量不递减。
5.特高含水阶段 (2004.9~目前)
随着注采井网的二次完善, 油井相继见效, 液量、含水再次上升, 单元进入了特高含水低速稳产阶段。阶段末, 有油井14口, 日油能力33.8t/d, 综合含水92.7%, 水井16口, 日注470m3/d, 月注采比0.99, 累积注采比1.03。
三、开采特征
1.油藏埋藏较浅, 胶结疏松、出砂严重, 需先期防砂生产。
2.油层物性较好, 产能高, 但油较稠, 无自喷能力。
3.中低含水期含水上升快, 至高含水期含水上升减缓, 70%以上的可采储量在中高含水期采出。
四、开发状况分析
该单元自实施注水开发以来, 随着采出程度的增加, 含水的上升, 存水率却逐步下降, 由0.91下降至目前的0.26。耗水量却由1985年采出程度10.4%时的2m3/t上升到目前采出程度25%时的11.2m3/t。
应用相渗流管法计算单元采收率可达37.2%, 而该块目前井网下由水驱曲线法标定采收率只有29.7%。主要原因是层间和平面水驱动用不均衡, 其次是因为注入倍数低, 驱油效果差。第三是随着含水的增加, 地面原油粘度不断增加, 降低了油藏驱油效率, 影响了水驱波及效果。因此, 通过完善非主力小层的注采井网, 加强注水, 提高水驱动用程度, 提高油藏采收率还大有潜力。
五、开发中存在的主要矛盾
该块目前存在着以下问题, 制约着开发效果的进一步提高。
1.层间矛盾突出, 各小层储量动用不均。吸水剖面、产液剖面及饱和度测井资料都证明了其层间矛盾突出, 层间动用差异较大。
2.主力小层局部注采井网不完善, 储量控制程度低。
3.非主力小层地层能量保持水平低, 油井普遍供液不足、液量低、产量低, 开发效果差。
4.油水井套坏严重。由于盘2-33沙三下油藏埋藏浅, 地层胶结疏松, 易出砂。随着油田长期注水开发, 频繁的井下作业施工以及套管材质与腐蚀等诸多原因影响, 套管弯曲变形、破裂、错断等套管损坏现象日益严重。
六、开发调整方案设计
通过对盘2-33沙三下开发状况分析、开发效果评价及剩余油研究可以看出, 目前该块划分为两套层系, 井网对储量的控制较高, 井网加密的余地较小。为充分挖掘油藏的剩余潜力, 有必要打破原有的井网界限, 根据层间开采特征进行注采井网的重新匹配, 并对不同的层位采用不同的开发措施。
1.对非主力小层优化重组, 建立独立井网。
2.主力油层以完善平面潜力井区, 挖掘平面及层内潜力为主要调整目的;非主力油层以完善I类潜力小层井网、提高储量动用程度为主要目的, 同时要兼顾II类小层的挖潜。
3.非主力油层主要通过钻新井和利用上返老井进行完善, 提高储量动用程度, 挖掘剩余油潜力;主力油层主要以利用老井为主, 钻少量新井, 在提高注采对应率的基础上实施大井距强注强采, 老井工作量要围绕减少层间干扰尽量简化管柱。
调整后, 立求形成三套较完善的注采井网, 即主力小层1~2砂组一套、3砂组一套, 非主力小层单独一套。
方案设计总井数30口。其中油井17口, 新钻3口, 水转油1口, 利用老井13口;注水井13口, 新钻2口, 转注1口, 利用老井10口。平均单井控制地质储量21.2×104t, 断块区水油井数比1:1.23。
参考文献
[1]秦政.石油地球物理勘探.北京:石油工业出版社, 1985.
[2]才汝成, 李阳, 孙焕泉编著, 油气藏工程方法与应用, 东营:石油大学出版社, 2002.
油藏解决方案 篇2
“油藏数值模拟”涉及的学科较多,利用数学知识和计算机知识较多,我认为是非常难的。虽然教师教的很认真也很耐心，我仍然不能跟着老师的节奏。因为一开始就知道这个软件很有实际应用价值，所以我也就特别的想好好的学习它。可惜现在我面临着考研这座大山，我实在是没有充分的时间课下来好好的温习与研究老师上课所讲的东西。很遗憾，后来老师讲的东西我有些就不会了。好在前三四节课讲的内容还学会了，学会了模拟三层的油层概况。也许这点知识对我以后的再次学习会有不错的基础作用吧！总之还是很感谢老师的耐心教导。
在学习的过程中，我觉得油藏原始参数，如渗透率、孔隙度等的收集，以及油藏原始数据是否齐全准确非常重要，尤其是一开始填date时的单位的选择，这些都关系到数值模拟的效果。如果原始资料很少，数值模拟的效果就不可能好。数值模拟方法越复杂，所需的原始资料也越多。收集资料时，如发现必需的资料不够或不准确，应采取补救措施。通常要求准备的参数包括：①油藏地质参数。产层构造图，油、气、水分布图，油层厚度、孔隙度、渗透率、原始含油饱和度的等值图等。②流体物理性质参数。地面性质和地层状态下的物性数据，原始压力和地层温度数据，对凝析气田还需要相图和相平衡的资料。③专项岩心分析资料。油水相渗透率曲线，油气相渗透率曲线，油层润湿性，吸入和排驱毛细管压力曲线；对碳酸盐岩孔隙裂缝双重介质储层，还需渗吸曲线。④单井和分层分区的生产数据和有关测试资料。⑤油田建设和经济分析的有关数据。
将收集的油藏地质资料进行系统整理后，要将油藏的地质特征模式化，以充分反映油藏的构造特征和沉积特征，如油层物理性质参数的分布、油气水的分布、油气水在地面和地下的性质、驱油动力、压力系统和地温梯度等。油藏地质模型是否符合实际情况，直接影响数值模拟成果的准确性。
油藏解决方案 篇3
1.1 低渗透油藏的概念
所谓低渗透油藏, 简单的来说就是一种形式, 它所划分区别的参考依据就是渗透率的高低。除此之外, 还有一种特低渗透油藏, 其渗透率极低, 甚至低于0.01/am。由于我国的低渗透油藏的储备十分丰富, 在国内油田中占有的比重也是比较大的, 所以受到了开采者的青睐。不过, 如今的开采技术还不够十分成熟, 很多条件都制约着开采的效果。
1.2 低渗透油藏在开发中存在的问题
在低渗透油藏的开采中, 面临着许多不小的问题, 例如:地质条件较为恶劣, 在一定程度上影响了开采工作的顺利进行。而且, 还容易导致很多不同程度上的伤害, 从而影响到开采的收益, 这是其在开采过程中面临的第一个问题。其次, 油藏的渗透率低下就意味着油层内部不能够很好的渗流, 这就对供油能力造成了严重的影响, 使得供油能力大大下降。再次, 开采的时间是有限的, 油层所能够承担的压力也是有限度的, 并且开采中的弹性能量也够充足, 这些都成为了影响低渗透油藏开采收益不容忽视的重要因素。所以, 在各个方面研究低渗透油藏水平井技术, 解决其在开发中面临的问题, 提高油藏产量成为了一个具有现实意义的任务。
2 处理低渗透油藏水平井的方法
对于该井的处理, 分为两种不同的情况, 分别是压裂方法和酸化处理。同时, 需要注意的是注水时要控制好原油的粘度, 因为这一因素对能否顺利注入有很大的影响。粘度高就会降低地层的温度, 增加流动的阻力, 进而导致注水的难度大大增大。这样一来就需要降压, 甚至加注, 使得开采的工序也变得复杂了起来。注水过程中很容易出现一些状况, 例如高压、欠注、难注, 而导致这些状况出现的原因就是水敏以及地层的微粒运移等。解决这些问题可以通过压裂酸化的方法, 但是这一方法的应用会增加一定的生产投入, 所以建议采用降压增注的方法, 而且降压增注的效果也比较的好 (表1) 。
3 探讨解决低渗透油藏水平井开发问题的措施
3.1 应用增产技术
低渗透油藏开采技术中, 一个卓越的进步就是水力压裂理论与技术、井内爆炸技术以及高能气体压裂技术这几种技术方式的发明和应用, 为低渗透油藏开采技术提供了很好的处理手段。比较这三种技术方式, 各有优点, 无法权衡出一个最佳的方式, 不过可以根据不同情况选取一个最为适合的手段辅助低渗透油藏的开采工作。下面我们就来分别介绍一下这三种技术方式:首先是水力压裂理论与技术, 这种技术的应用是以高压泵组为基础的, 并且需要借助能量载体向井底注入, 使得井底的状态为高压状态, 减小其它因素所带来的不利影响。这种不利的影响尤其是在温度显著上升的情况下表现明显, 这是因为注入的水使得泥岩的力学原理发生了改变, 进而导致套管也发生了变形等情况。其次是高能气体压裂技术, 通过燃烧的方式制造出高温的条件, 在井壁增加了许多垂直裂缝, 使得其导流能力也在很大程度上得到了改善。最后是井内爆炸技术, 该技术是以物体的固、液、气三种状态为出发点来研究的, 不同状态下的物体在井内的爆炸效果也有所区别。这种手段在爆炸的过程中不会对地表造成太大的损害, 因为这种爆炸会在井内增加不少的裂缝从而减轻对地表的损害程度。
3.2 全面提升综合技术
如果只是依靠简单单一的技术是远远不足以解决低渗透油藏开采技术的, 必须要全面提升综合技术, 分析影响其开采的因素, 并以此为出发点充分考虑低渗透套管开窗倒钻水平井技术层面上的问题。在开采的过程中越是接近油层, 开采工作就越便捷, 因此要适当的降低水平井的造斜点以及斜点低渗透油藏的低压型特点等。同时, 还要注意采用保护油层的钻井完井液, 采用多管外封隔器滑套完井管柱以保障水平井的顺畅, 增加开采的产量。
3.3层内爆炸技术
低渗透油藏开采技术所存在的问题可以通过层内爆炸技术来改善, 而改善这种技术的原理其实就是液体药在井内的爆炸燃烧。它在炸药配方的处理上也十分的严谨, 融合了多种炸药, 有硝化甘油、硝化甘油基液体炸药以及水基的稠化液化炸药和硝基烷烃基液体炸药等, 最后达到了增加开采产量的目的。其中, 硝基甲烷在液体炸药中的增产效果是最为明显的。在这个过程中需要借助注水造成套管的变形, 直至改变成别的形状为止。同时还需要把握好注水的压力, 因为注水压力的大小对岩石的抗剪切强度有一定的影响, 这就会导致岩石破裂等不利情况的出现, 进而影响到开采工作的顺利进行。除此之外, 注水压力的大小对于岩石的摩擦角也有很大的影响, 如果注水的压力把握的不够好, 很容易就造成地层的滑动甚至会使得储油罐也发生一定程度上的变形损坏。
4总结
我国的低渗透油藏的储备是比较丰富的, 在国内油田中占有的比重也是比较大的, 不免就受到了开采者的青睐。然而, 在对低渗透油藏开采的过程中却面临着许多复杂的问题, 不过大可不必担忧, 经过研究和分析这一问题还是可以解决的, 本文就针对这一点提出了几点行之有效的措施, 可以供相关工作者参考。并且, 在本文中还提及了低渗透油藏的相关概念, 便于大家对其有一个更清晰的了解。
摘要：时代在快速的发展, 油田开采技术也跟随着时代的脚步不断的进步, 而且这也附和了低渗透油藏井资源对于石油的开采提出的严格的要求。分析我国国内的低渗透油藏储量的情况, 低渗透油田的份额是相当可观的, 但是一个不容忽视的是我国的技术尚且不够成熟进而完善, 应该致力于低渗透油藏开采技术的增产问题上, 开发和应用一些新技术从而解决水平井技术在低渗透油藏开发中的问题。
关键词：水平井技术,低渗透油藏,对策
参考文献
[1]唐永飞.水平井直井联合开采低渗透油藏合理井网研究[J].石油天然气学报, 2008
[2]姚军.低渗透油藏水平井联合井网型式研究[J].油气地质与采收率, 2011
[3]周强.水平井技术在低渗透油藏开发的应用研究[J].中国石油和化工标准与质量, 2013
[4]崔红岩, 李冬冬, 林新宇, 王玉靖.双水平井蒸汽辅助重力泄油数值模拟研究[J].长江大学学报 (自然科学版) , 2011, (06)
油藏解决方案 篇4
1优化水井综合调整方案
1.1细分注水方案
“十二五”以来，大庆萨中油田加大细分调整力度，缓解层间矛盾，提高注入水利用率，有效挖掘动用差油层潜力。主要做法是在考虑注水井层间吸水差异、动用状况、隔层厚度的同时，还重点考虑了周围采油井生产状况，针对“三高”井区、“两低”井区、措施井区、匹配调整井、配合注聚井、层间矛盾突出井、管柱多年未动井、层段性质多年未变井进行细分。重点在油层间纵向动用差异较大的加密小井距区、高含水区、二类油层封堵区、套损区、钻降区、高压注水区等区域，针对区块、井组特点，做好细分及层段重组，确保注水效果。5年间共实施以“稳油控水”为主细分调整井1393口，共控制无效注入水92.4×104m3。
1.2下调注水量方案
在各区块油井压力、产液量、含水相对较高的井区中，“三高”井组内平面矛盾、层间矛盾较突出，有高渗透层的存在，因此要对高含水层进行下调水量。或对堵水井层、长周期关停井、套损部位所在层段、协调注采平衡区井、匹配调整等井区进行下调注水量。“十二五”期间共实施方案井5338口，控制无效注入水495.5×104m3。
1.3深调剖
聚驱应用精细地质研究成果、井间试井等大孔道识别技术，对油层吸水不均匀，层内、层间吸水差异大，高渗透层突进的井组实施正向、反向深调剖。通过实施深调剖，从注入、采出端注入调剖剂，调堵高渗透层，以调整改善油层动用状况。同时，对已调剖注入井连通采油井结合实施堵水，以减少无效、低效注采循环。例如，聚驱分别在某区块二类油层，重点优选河道砂较多、注入压力低、层内层间矛盾突出的井组进行了体膨颗粒深调剖。共实施50口井，调剖目的层吸水比例由调前的72.22%下降到调后的16.59%，并且薄差层吸水比例得到明显改善。注入压力平均上升1.4MPa，日实注下降331m3，全年节约注水量4.65×104m3。“十二五”期间已实施141口井，控制无效注水21.5×104m3。1.4浅调剖水驱对层段内吸水差异较大又无法再细分的注水井实施浅调剖，可以增加含水相对较低层段吸水量，减少高含水层段的注水，以缓解层间干扰，改善注采剖面，有效控制无效水循环，提高油层吸水比例。例如，全年共完成117口井，调剖前后对比注水压力上升0.14MPa，日实注下降8m3，累计少注水6.1×104m3。对比31口吸水剖面井，调剖目的层的吸水比例由调剖前36%下降到调剖后的15.6%。统计连通的175口未措施采油井，调剖前后对比，日产液平均下降0.6t，日产油平均上升0.1t，含水下降0.22%。“十二五”期间在开发区水驱的22个区块应用，并重点在密井网区、精细挖潜示范区、含水上升区、钻降区、套损区等重点区域实施707口井，控制无效注水42.68×104m3。
2优化产液结构调整
2.1周期间抽控液
主要针对含水率大于98%，日产液高于60t或低于30t，日产油量低于0.5t，沉没度小于50m的井实施。适用于部分油层发育较差、地层压力低于周围井区或单层突进无法采取控液措施的采油井。“十二五”期间共调控490口井，减少无效产液218.53×104t。
2.2特高含水井长周期抽稀井网调控
经逐井分析研究，依据单井产量、含水及产液量的不同，对综合含水大于98%，日产油小于0.5t的特高含水井实施调控，同时对连通注入井同步关停及下调水量。“十二五”期间分别在某4个区块后续水驱进行长周期抽稀井网调控，共调控615口井，减少无效产液286.62×104t。2.3衡油控液优化机采参数通过动态跟踪分析含水、沉没度等值图变化情况，在高产液、高含水、高液面区块选择控液井组，实施下调参措施;在低产液、低含水、低液面区块选择提液井组，实施上调参措施。在最大程度保持下调参降液所损失的.油量与上调参提液所增加的油量平衡的情况下，降液总量与提液总量的差值即为控液量。同时，对相应注水井进行匹配调整。“十二五”以来衡油控液3870井次，减少无效产液68.23×104t。2.4高含水井堵水以环空找水、井温、噪声等资料为依据，结合平面上的注采关系，动静结合确定高含水、高产液目的层。通过机械、化学两种堵水方式，控制高含水、高产液方向注采强度，降低堵水井和区域采油井含水率，缓解层间干扰或平面矛盾，进而调整区域内压力场，改善井组其他井的开发效果。“十二五”期间，实施堵水措施340口井，减少无效产液71.15×104t。其中，20对处于聚驱后期和后续水驱的低效采出井，采用机械封堵工艺控含水、挖潜油层内部剩余油、控制低效无效循环，同时注入端相应层段实施控注[4]。例如，对某井进行堵水后，对连通注入井同时进行层段调整，4口井共下调水量111m3。堵水后该井日产液下降147.7t，日产油上升0.7t，含水下降了0.78%。聚驱全年机堵67口井，日降液1002t，年控液15.1×104t。
3实施效果
油藏解决方案 篇5
1 主要做法
1.1 加强注水区块注水井管理, 油藏确保地层能量
以开展“注水基础年”活动为契机, 以“注好水、注够水、精细注水、有效注水”为核心, 根据作业区油藏开发形势及压力变化情况, 实施动态调水、间注、变水量相结合的多种注水方式。确保注好水、注够水, 保持地层能量。2014年水井维修20口, 增注7口。重点抓好股份公司重大实验“530八道湾组注水专项治理”研究, 上调水量39井次, 下调水量14井次, 油井逐渐见效, 井组增油1501t, 含水由80.3%下降至78.5%。
对油井含水实行分类, 对部分高含水井实施控关、堵水、补层等措施, 控制无效水采出, 提高注入水利用率, 除530克下组油藏因物性差注水不满足地层压力下降外, 530八道湾、乌尔禾组等主力油藏地层压力均保持稳定或上升, 油藏整体含水稳定并呈下降趋势。
1.2 以劳动竞赛为载体, 充分挖掘油井潜力
积极开展群众性活动中, 实施了调参、低能和高含水井定期捣开、加密调开时率、控制套压、长停水井捞浮油、低能不出改进单罐等一系列管理上产会战措施, 工作量180井次, 实现会战老井超产856t。
作业区通过以历年挖潜上产思路为基础, 以劳动竞赛为载体, 针对“低能井、报废井、长关井”多特点, 开展“一井一策”综合挖潜, 制定详细的挖潜上产思路, 并及时与各部分沟通、协商, 加快措施进度。2014年实施管理上产231口, 增油1830t。实施定期捣开共103口, 增油600t;加密开井时率13口井, 增油150t。对长关水井放压捞油4口, 共捞油30t;低能调开井进单罐生产96口井, 增油900t。合理控制套压15口, 增油150t。2014年作业区实施检泵270口, 累计恢复油量81000吨。通过各项上产措施全面展开, 有效的保证了作业区原油产量稳定, 递减速度明显减缓, 实现增油8.47万吨, 绝对递减率递减3.6%。
1.2.1 加强低能井挖潜、复产。
对九区、八区、446井区等低效层块长期停产潜力井进行复产。累积检泵复产48口 (主要在2013.9-11月长关井扶正) , 增油1540吨。
1.2.2 加大捣开井上产挖潜力度。
月均捣开挖潜生产低能井28口, 累积增油600吨;月均11口低能井进罐捣开、放压生产, 降低原油生产阻力, 提高油井出油率, 增油900吨。
1.2.3 加大高含水控关、低能井增产措施挖潜。
对高含水控关井捞浮油月均14井次、低能井压裂提高油层动用7井次, 累计增油2130吨。
1.2.4 变“冬关井”为“冬管井”。
作业区低能井较多, 其中2013年申报冬关井93口, 作业区提前做好低能井保温工作, 制定详细调开计划, 1-3月实现稳定开井54口, 做到冬关井不关, 变“冬关井”为“冬管井”。累积增油830吨。
1.2.5 加大部分油藏提排潜力。
主要针对530八道湾组油藏供液能力较强, 实施换大泵以及地面调参16口, 累积增油1060吨。
1.3 重点组织, 加强跟踪, 优化上产措施, 提高成功率
在优化注水的基础上, 采取动态与静态结合、平面与剖面结合、理论与实际结合、工艺技术与地质需求结合的“四结合”方法油井实施综合措施, 摸清家底, 分析潜力, 优化上产措施, 跟踪分析措施效果, 2014年实施增产措施58口, 有效48口, 对比2013年同期分别增加17、13口, 年措施增产量1.72万吨, 对比2013年同期增产5000吨左右。措施增产量以压裂、补返、挤液为主, 酸化效果差。其中压裂27口、挤液17口、补返层9口、酸化5口, 压裂措施主要集中在530乌尔禾组油藏、挤液主要为530八道湾组组油藏、酸化主要为530克下组油藏。
1.4 狠抓异常井管理, 为异常井早发现、早诊断提供保障
加强抽油井异常诊断、处理、跟踪及信息反馈, 对液量增减幅度大于30%或日产油增减幅度大于3.5吨的油井当日进行现场校产、校样、诊断、处理;对地层能量低、供液不足的井及时摸规律、优化工作制度;对沉没度低的井摸索规律控制合理的套压值等, 2014年共跟踪处理异常井646井次。特别是自2014年3月底, 作业区对所管理的抽油井实施“计量、憋泵同步制”管理办法, 为异常井早发现、早诊断、早处理赢得了时间, 确保异常井及时恢复生产、油井实现稳产、措施组织迅速、减少躺井占产、节约生产成本。
1.5 完善地质资料A2系统录入前移, 加快异常井处理和上产进度
自2013年10月地质资料A2系统录入前移试点, 后期不断完善, 实现地质资料A2系统录入前移合理化, 加快了异常井处理进度及上产步伐。地质资料录入前移对比实现了“5个及时”录取资料及时、发现异常及时、现场落实及时、现场处理及时、跟踪分析及时。使异常占产时间缩短24小时, 平均单井减少异常占产1.0t。
2 实施效果
油井开井时率80.7%, 高于要求标准4.7%;绝对年油量递减率3.4%, 低于要求标准3.6%;综合含水上升率-1.0%, 低于要求标准2.2%, 以上开发指标均在要求标准内。
3 取得的认识和结论
3.1 通过油藏优化注水、加强水井维修、水井日常管理, 确保注好水、注够水, 使油藏能有效保持地层能量, 并采用合理开采手段提高油井产能, 是提高油藏的开发效果的关键。
3.2 科学的组织生产、加强基础管理水平、精细的生产运行, 有效的改善了油田开发指标。
3.3 作业区管理的油藏开发时间长, 低产、低效井较多, 通过“抓落实, 重细节, 强基础”的管理手段, 运用积极探讨分析、制定对应措施, 实现了作业区多年稳产, 形成了一套作业区管理稳产技术。
3.4 立足老区, 精细化油藏管理, 以“稳定并提高单井产量”为重点, 深入开展“一井一策”精细管理模式, 通过提高基础管理水平, 可改善油藏开发效果。
3.5 强化精细注水, 提高注水利用率, 改善注采关系, 控制含水上升速度, 夯实稳产基础。
3.6 要广泛开展“向管理要油、向潜力要油、向责任要油”的活动, 落实岗位责任, 强化日常管理, 精心组织各项增效挖潜措施, 踏实做好各项上产工作。
摘要：针对老油田诸多特点, 文章立足老区, 充分挖掘油藏潜力, 实施精细化油藏管理, 以“稳定并提高单井产量和注水开发基础年为基础”, 依托“一井一策”精细管理模式, 加强管理, 合理调控开发指标, 摸索了切合油田实际的现场管理方法。
油藏解决方案 篇6
昆北油田切16号构造位于柴西南昆北断阶带西部, 整体为一向北倾伏的斜坡, 局部有小的鼻状构造或断块构造。本区路乐河组 (E1+2) 为该区主力产层, 其沉积相类型为冲积扇和辫状河三角洲相, 储集空间主要为剩余原生粒间孔、溶蚀孔, 少量微裂缝。区内断裂活动强烈, 相互交叉切割, 与断层有关的局部构造发育, 以断块、断鼻为主。
2 油藏特征
2.1 油藏类型
切16井区E1+2油藏受地层超覆和沉积相带、岩性、物性多重因素控制, 为构造背景上的低孔低渗岩性油藏。顺物源方向油层较为连续, 只是油层品质受相带、岩性、物性的影响有所差别;垂直物源方向同一相带内油水分布受构造位置控制, 不同相带间岩性与物性边界控制油水分布, 油层横向连通性差。总体上地层上倾方向为物性遮挡, 油气富集程度较高, 低部位见边水。纵向连续厚达60-70米的砂体沉积稳定, 但连片分布的砂体在不同部位岩相变化较大, 储层非均质性强, 油层横向连通性有一定变化, 顺物源方向油层较为连续, 垂直物源方向油层横向连通性变差。
2.2驱动类型
依据切16井PVT高压物性分析数据, 计算切16区E1+2油藏弹性采收率为1.0%。由于油比仅为4.75m3/m3, 并且2012 年已同步注水开发, 目前油E1+2藏驱动类型以人工注水驱为主。
2.3油层分布特征及油水关系
切16 井区E1 + 2油藏油层埋深在1680-2230m (油藏中深1860m) , 纵向上共有5个含油小层。各含油小层内广泛发育物性隔层。各井同一小层内油层与隔层的纵向位置不稳定, 横向连片性变化较大, 顺物源方向横向较好, 垂直物源横向连通性变差。单油层厚度介于0.97m-8.0m, 平均单层厚度为3.2m。平面上, 单井油层厚度为4.6-35.8m, 在构造中部切163、切167、切168井区内油层厚度较大, 周边油层厚度相对较小。
2.4压力与温度
地层压力:根据实测压力资料, 计算得到压力与海拔关系, 其关系式为:P = 30.101-0.0093×H;P:地层压力 (MPa) , H :海拔深度 (m) 。相关系数R = 0.958。该区地层按海拔计算压力梯度为0.93MPa/100m, 据地层压力的划分标准, 属于正常压力系统。
地层温度:根据实测温度和深度点, 做出温度与深度关系图, 其关系式为:T=20+0.0318×D;T:地层温度 (℃) , D :地层深度 (m) 。相关系数R =0.8168。地温梯度按地层深度计算为:3.18℃/100m, 属于正常温度系统。
2.5流体性质
地面原油性质:据切16 井区地面原油样品分析结果, 地面原油密度0.8461- 0.8897t/m3, 平均0.862t/m3, 粘度为16.8-69.51MPa.s, 平均43.84MPa.s, 汽油含量在4%-20.0%平均为12.5%, 煤柴油含量在7.2%-69.5%之间, 平均为31.6%, 属于轻质原油。初馏点介于48.8-138°C, 平均为95.4°C;蜡含量介于10.3%-20.1%之间, 平均为14.4%;析蜡温度介于45.0-57°C, 平均为53.8°C, 凝固点介于36.5-42.0°C, 平均为40.3°C。
地层水性质:水分析资料显示, 色微黄-透明、味咸苦, 比重1.044, p H值6.6, 中- 偏酸性。 水型为Ca Cl2型, 矿化度36499-71897mg/l, 平均54068 mg/l。
地层原油性质:在原始地层压力下, 原油体积系数1.0179, 地层原油密度0.8382t/m3, 饱和压力1.582MPa, 气油比4.75m3/m3。室内高压物性样品分析结果, 切16井区饱和压力及溶解气油比低, 属于未饱和油藏。
2.6储层渗流特征
从归一化处理油水两相相对渗透率曲线特征上来看, 该油藏储层束缚水饱和度较高 (42.7% ) , 油水两相流动区域窄 (32.7%) , 最终驱油效率 (50.1%) 较低, 等渗点含水饱和度高57.7%, 储层亲水。岩心样品资料反映岩心渗透率越低、两相流动区越窄, 水驱油效率越低。
相渗资料表明:随含水饱和度上升, 油相相对渗透率急剧降低, 水相相对渗透率缓慢抬升。油藏没有无水开采期, 油水前缘突破至井底, 油井产水后, 产油量大幅度的降低。根据切16井区无因次采液 (油) 曲线可以看出, 依靠提液来维持油田稳产潜力有限, 需实施早期注水, 完善注采井网, 实施“多井少注”、“温和注水”或压裂等改善井筒续流能力的措施改善开发效果。
2.7 粘土矿物及储层敏感性
室内分析化验资料表明:切16井区E1+2油藏储层粘土矿物含量较高, 介于18.1%-28.1%, 平均为18.4%, 粘土矿物含量对储层物性影响明显, 特别是杂基中的粘土。显微镜下主要为云母质粘土或含铁泥土杂基, 呈混杂方式填隙于粒间或围绕碎屑颗粒分布。
X衍射分析显示储层粘土矿物类型主要为伊利石 (I) 、伊蒙混层 (I/S) 、绿泥石 (C) 。其中伊利石和伊蒙混层含量较高, 平均含量分别达53.5%和30.1%, 绿泥石平均含量约16.0%。纵向上取心段粘土含量变化不大, 伊利石随深度加深而比例略有下降趋势, 绿泥石随深度加深而比例有增加趋势, 潜在的油层伤害主要是对绿泥石粘土的酸敏反应。
室内岩心测试不同的注入速度、水敏、酸敏、碱敏等指标对储层造成的伤害进行评价。切16井区储层无酸敏性, 但存在弱速敏、中水敏、中盐敏、中等强度碱敏。因此, 该区储层易受到外来流体的损害, 对各类入井液均较敏感, 应严格控制入井流体的性能, 尽可能提高入井流体与储层的配伍性, 以免对储层造成伤害。
摘要：综合利用录井、测井、岩心及油水分析化验等资料, 对切16区E1+2油藏油藏特征进行研究, 总结分析了油藏类型、驱动类型、油气水关系、地层压力与温度等油藏特征。
关键词：油藏特征,分析化验,切16区,昆北油田
参考文献
[1]宫清顺, 寿建峰, 黄革萍, 等.柴达木盆地昆北油田路乐河组辫状三角洲沉积特征[J].地质科学, 2012, 47 (1) :116-128.
油藏解决方案 篇7
本文重点分析了渗透率变化的机理, 研究了渗透率变化对油藏采出程度的影响。
1 水驱油藏中渗透率的变化机理
渗透率的主要影响因素有孔隙喉道的半径, 颗粒的堆积方式、岩石岩相、颗粒的大小分布、颗粒的圆度和胶结程度及储集层岩石的润湿性等。砂岩油藏在注水开发的过程中, 对于中、高渗储集层而言, 注入水的冲刷会使得粘土矿物和其他微粒被注入水带出地层, 含量降低, 并且改变了粘土矿物的分布形态;储集层骨架颗粒的支撑方式也发生了改变;颗粒中值增大, 导致孔喉半径增加;注入水进入油层后打破了油层原来的化学平衡状态, 使得储集层中的碳酸盐及其他盐类与注入水发生化学反应, 发生溶解, 溶蚀孔喉增加, 从而使得储集层的渗透率增加。但对中、于低渗储集层而言, 由于注入水中含有多种杂质和细菌, 并且注入水中悬浮固体的含量及粒径较大, 它们随注入水迁移, 在孔喉狭窄处再次聚集, 造成储集层堵塞;同时, 随着注入水的冲刷, 注入水携带粘土矿物、地层微粒及胶结物颗粒运移到孔喉半径较小的地方也会被卡住, 造成储集层堵塞, 导致储集层渗透率减小, 影响到油田的日常生产。油藏在注水开发的过程中, 渗透率倍数的变化范围为0.5~25, 一般变化范围为3~5。
2 渗透率变化影响水驱油藏开采动态的数值模拟研究
在研究分析了渗透率变化机理的基础上, 本文建立了评价渗透率变化对水驱油藏开采动态影响的概念模型。概念模型中采用了五点井网, 注采井距为212m。平面上都采用13×13的均匀网格系统, X、Y方向的网格尺寸均为30m。纵向上考虑5个小层, 油层总厚度为10m, 各层等厚。平均渗透率为1000m D, 纵向渗透率为平面渗透率的1/10。
为了研究渗透率变化对注水开发的影响, 将渗透率参数时变模型与常规模型进行对比分析。当渗透率参数时变模型和常规模型的含水率都达到极限含水率98%左右时, 模型的开采状况如表1所示。
对上述模拟结果进行分析, 可以得出:
(1) 对于不同渗透率分布的模型, 渗透率参数时变模型与常规模型相比, 渗透率时变参数模型注水开发后, 其开发效果要明显低于常规模型的注水开发效果, 详细数据如表1所示。
(2) 渗透率参数时变模型与常规模型的含水率与采出程度的对比图如图1所示。由图中可以看出, 渗透率参数时变模型与常规模型的曲线存在较大的差异, 在相同采出程度下, 渗透率参数时变模型的含水率要比常规模型的含水率高。从无水采出程度来看, 渗透率参数时变模型与常规模型的情况基本一致;从低含水阶段来看, 渗透率参数时变模型与常规模型开始出现差异;然而进入中、高含水阶段, 渗透率参数时变模型与常规模型之间的差异变得较大, 渗透率参数时变模型的含水率明显要高于常规模型的含水率, 这说明渗透率的变化主要是发生在模型注水开发的中、高含水阶段;到了特高含水阶段, 渗透率参数时变模型与常规模型的差异逐渐变小, 并且当含水率达到极限含水率98%左右时, 渗透率参数时变模型的采出程度要低于常规模型的采出程度。但是渗透率参数时变模型与常规模型的大部分水驱可采储量仍要在高、特高含水阶段被采出。
3 结论
(1) 本文通过总结、分析得出了水驱油藏中渗透率的变化机理;
(2) 通过渗透率时变模型与常规模型相比, 渗透率时变模型的采出程度要比常规模型低, 由此可见, 渗透率的变化对油藏开发效果会产生负影响。渗透率变化对油藏开发效果的影响较大, 其平均采出程度比常规模型低了9.71%。
参考文献
[1]谷建伟.高含水开发期基于微观渗流机理的宏观油藏数值模拟研究[D].青岛:中国海洋大学, 2004, 12.
[2]李晓燕.注水开发后储层物理特征参数变化的数模研究[D].北京:中国石油大学, 2007, 3.
[3]郭莉, 王延斌, 刘伟新, 等.大港油田注水开发过程中油藏参数变化规律分析[J].石油实验地质, 2006.
[4]洪波, 王志章, 戴胜群, 等.水驱前后油藏参数变化机理研究[J].石油天然气学报 (江汉石油学院学报) , 2005.
油藏解决方案 篇8
关键词：特低渗透油藏,含水率,Usher模型,油藏开发
引言
鄂尔多斯盆地中生界发育一系列大中型低渗-超低渗透油田[1]。前人研究表明长庆塞5井区A段为特低渗-超低渗透油藏, 多以岩性油藏为主, 已成为其储产主力。文章结合油田开发实际, 通过对试油试采等资料的综合整理与分析, 深入研究含水率与时间, 含水率与采出程度等方面的关系, 使用含水率预测的Usher模型, 明确了长庆塞5井区A段特低渗透油藏含水率的变化规律, 从而对该区油气的开发具有积极的指导作用。
1 油藏地质情况
鄂尔多斯盆地北部与河套盆地为邻, 南部与渭河盆地相望, 东部与吕梁隆起呼应, 西部与银川盆地对峙, 具有满盆气、半盆油, 上油、下气的油气分布格局。而该区A段储层具有以下特征: (1) 构造上处于一平缓西倾单斜, 较为平缓; (2) 油层分布稳定, 物性差, 自然产能低, 自然能量开采递减大, 采收率低 (3) 油层渗透率超低, 注水开发时启动压力梯度较大; (4) 油层天然微裂缝的存在增加了注水开发的难度[2]。
2 含水率与时间关系
2.1 分析原理
根据美国学者Usher于1980年提出的数学模型, 也称为Usher模型[3], 其微分方程表示如下:
式中:y为模型函数;a为增长速度因子;b为形状因子;ym为极限值。
对上式进行分离变量、积分、整理得:
对于水驱开发油田, 当t趋于无穷大时, y趋近ym, 而ym为极限含水率, ym=1, 则上式得到含水率预测的Usher模型:
为确定上式中参数a、b、c, 对上式取对数可得:
利用最大线性相关系数求出b值, 通过线性回归得到α、β的值, 于是便可得到含水率随时间的变化模型。
2.2 含水率与时间关系曲线
利用上述Usher模型表达式分析A油藏含水率随时间的变化规律。
含水率变化公式为:
含水率变化规律预测与实际数据对比 (图1) 。
3 含水率与采出程度关系
在分析含水率变化规律时, 既要明确含水率与时间的关系, 也需要明确含水率与采出程度的关系。
3.1 分析原理
本次研究采用童氏标准曲线图版法[4], 在童氏标准曲线图版上, 拟合实际生产数据, 从而预测油藏含水上升规律。
该方法公式为:
式中:fw为含水率, 小数;R为采出程度, 小数;ER为给定的采收率, 小数。
把上式中的系数7.5换成未知数X, 则可得到:
式中:fw1为初期含水, 小数;R1为初期采出程度, 小数。
于是得到预测含水率变化规律的表达式:
利用采出程度与含水率关系曲线时, 首先选定采收率的数值, 不同的采收率值有不同的变化曲线。根据采收率值, 只要有采出程度值便可根据曲线得到相应的含水率值。
3.2 含水率与采出程度关系曲线
该区A油藏标定采出程度17.2%, 根据上述原理, 可得到含水率随采出程度的变化规律 (图2) 。
4 结束语
(1) 使用Usher数学模型, 能够较好地得到出水率随时间的变化情况, 实际符合率达到90%以上。同时使用童氏标准曲线图版法, 也能够很好地得到出水率随采出程度的变化情况, 实际符合率达到87%以上, 验证了其可靠性。 (2) 特低渗透油藏含水规律变化因素较多, 除了时间和采出程度以外, 还应该结合其他多种因素综合分析。
参考文献
[1]王道富, 等.鄂尔多斯盆地特低渗透油田开发[M].北京:石油工业出版社, 2007.
[2]张英芝, 腾加丰, 等.特低渗透油藏产量递减及水驱特征规律[J].科技导报, 2011, 29 (14) :51-55.
[3]蒋明, 等.Usher模型的特征分析及应用[J].天然气工业, 1998, 18 (4) :69-73.
超覆油藏勘探技术浅析 篇9
“十五”以来, 随着对隐蔽性油气藏勘探开发的不断深入, 以地层超覆为特征的油藏类型在勘探开发中所占的比重越来越大。据统计, 在整个济阳坳陷的探明储量当中, 地层超覆类油藏所占的比例, 从“九五”到“十五”, 由5%上升到16%, 而且还有一些较大储量规模的整装区块, 如王庄-宁海油田。滨南地区总的探明地质储量为5.1666亿吨, 地层超覆油藏的储量为8266万吨, 占整个滨南油区的16%。2003年新增探明储量为6272万吨, 地层超覆油藏的储量为2177万吨, 占新区储量的35%。由此可见, 加强对地层超覆油藏勘探开发的研究和技术配套, 具有重要的现实意义。
一、超覆油藏勘探流程
在研究和实践的基础上, 针对地层超覆油藏逐渐形成了一套较为成熟的勘探程序, 可归纳为以下几个步骤。
1区域地质研究定方向
在盆地构造、沉积和成藏条件综合分析的基础上, 合理利用相应勘探技术, 包括精细的构造解释、立体显示、层拉平及回剥技术等, 明确烃源岩、输导体系及地层圈闭间的动态配置关系, 优选成藏条件最为有利的地区, 作为研究和钻探的重点地区。
2层序地层研究定区带
在重点研究和钻探靶区, 利用高精度层序地层研究方法, 准确划分层序, 根据沟扇对应关系、断坡控砂理论, 采用沉积相分析、测井约束反演、地层属性提取等技术, 确定层序内部构成, 明确储盖配置关系, 预测储层规模和分布规律, 在此基础上确定勘探有利地区。
3圈闭研究定目标
在层序内部构造研究基础上, 利用精细的构造解释、古地貌恢复和储层描述技术, 确定主要目的层段圈闭发育条件和古地貌形态, 按照超覆油藏的控藏模式, 确定具体勘探的重点靶区。
二、超覆油藏地震识别技术
在对超覆油藏描述时, 重点是超剥带识别。一般地, 超剥带主要分布于盆地的边缘和斜坡部位, 在盆地边缘附近比较清楚、明显且规模较大, 在潜山披覆构造带、断裂伴生构造带亦有分布, 但规模较小。对于北断南超的济阳坳陷来说, 在南部缓坡带超剥的关系更清楚、更典型, 在一定距离内, 可以观察到地层的退积、剥蚀与超覆的渐变关系, 超剥带宽缓, 地层、岩性变化慢, 但延伸距离长;而在地层较陡的盆地北坡, 可能在较短距离的断阶缺失了某一层段较厚的地层, 致使剥蚀的关系清楚, 但延伸距离较短。其次, 超剥带常与古潜山具有较强的伴生关系, 这些特点在常规的地震剖面上都有较清楚的反映, 可以在精细地层对比划分、多元综合标定的基础上, 经过精细的构造解释得以确定。下面另外介绍几种在实际工作常用的地震识别技术。
1基于模型技术建立地质体地震识别模式
不同地质体由于其岩石组合、内部结构存在差别, 在地震上必然表现出不同的地震反射特征。包括反射外形、内部结构、反射频率、振幅等地震参数。同时, 由于地下地层、构造千变万化, 地震波传播过程十分复杂, 加之各种波的干扰, 造成了地震剖面中的各种反射现象存在多解性。因此, 利用地震正演模型技术结合实际资料, 不仅可以建立不同成因类型的地质体的地震识别模式, 以达到利用地震特征直接预测特定地质体的目的, 同时也可大大地避免地震现象的多解性, 提高解释精度, 如:超覆点、砂体边界等。
2利用地震相干性分析技术确定超覆边界
地震相干性分析着眼于地震信息在横向上的变化。它的假设条件是:在地层连续、横向上地质、地球物理参数变化不大的情况下, 道与道之间的波形应该相似。相干法是一种不连续性的拾取手法, 根据波形的相似性, 将三维地震反射数据体从其连续性过渡到数据体的不连续性 (反映断层和地层边界) 。相干法有不同的计算方法:互相干、相似性等多种。目前我们多使用的运算方法是互相干, 即一道与另一道记录或相应的时间序列的相关运算。当沉积相单元发生变化时, 其地震反射特征 (包括振幅、频率、相位及波形等) 也必定有所变化。因此利用多道相干分析技术将地震特征的横向变化定量化, 可以进行沉积相研究和构造研究, 即推断沉积相的类型和变化, 推断地层的分布和断裂的发育特点。
由于相干分析技术能够较好地检测地层边界, 因此, 我们将其应用于王庄—宁海北地区地层尖灭位置研究。从王庄—宁海北地区馆陶组底部地层相关分析结果, 发现在地层发生尖灭的位置, 地震相关值相将发生变化。也就是说相关值图中地震相关值变化带反映了地层发生尖灭的位置, 是馆陶组底部地层岩性圈闭的发育带。
3利用地震属性分析技术定性描述地层展布
地震属性分析即通过在地震剖面或数据体中沿层位或层间提取各种地震信息 (复合绝对值振幅、瞬时频率、主频额定值等) , 并结合已知井的地层结构、岩石物性、储层的含油气性等信息, 通过不同的数学变换手段, 将多种可利用的地震信息赋予更加明确地质意义。解释人员用不同观点, 从不同角度分析各种地震信息在纵向和横向上的变化, 进行细致解释、推断, 得出有关地质相、岩性、油气藏在纵、横向上变化的定性结论, 以揭示出原始地震剖面中不易被发现的地质异常现象及含油气情况。由于在地层超剥带的地层结构、岩石物性、储层等均发生了较大变化, 因此, 可以利用地震属性分析的方法进行描述。
4利用测井约束反演技术定量描述储层展布
地震资料与测井资料比较而言, 地震资料覆盖面大, 分辨率低, 测井资料分辨率高, 但只代表一个井点。测井约束反演就是利用它们之间的互补特性, 将具有丰富高频信息的地震资料和完整低频成分的测井资料有机结合, 从井间地震数据中反演储层的参数。反演过程共分三个步骤:
一应用发散射线性波动方程反演技术从地震数据中求取相应的层速度界面, 查清井间地层结构, 获得反映层速度界面的反射系数剖面。
二应用非线性波动方程参数反演技术, 采用最优拟合牛顿法, 在层速度界面及井中物性参数约束下, 从地震数据中反演高分辨率的反射系数和波阻抗参数。
三求取地层物性参数, 首先采用神经网络技术, 以井中录测的声波时差、自然电位、视电阻率等曲线作为输入, 并以地质解释的井中参数作为期望输出, 从测井资料中反演出井中的物性参数。然后以非线性波动方程反演的反射系数、波阻抗参数约束最优拟合过程, 以沿层求取的地震特征作为输入, 以井中反演的物性参数为期望输出, 依次反演出井间地层的物性参数。
根据反演结果, 便可准确地描述储层的纵横向变化规律。2003年在对王庄-宁海地区近50口井的测井资料分析的基础上, 利用Jason反演系统对本区Es3-Ng储层进行了精细的预测, 从反演结果来看, 各层储层的纵横向变化情况得到明显提高, 从而为研究本区储层变化规律提供了依据。
5构造及沉积体系的三维空间解释技术
三维空间解释技术是一项全新的地震解释方法, 它是以地震资料的三维可视化技术为核心, 综合应用任意剖面、切片、共同迭合体等手段从空间角度来解释层位、断裂及特殊地质体, 比常规解释技术更具有直观、快速、精确的特点, 在了解构造整体面貌、断裂分布和地层、岩性油藏描述方面具有较大的应用价值。
另外, 由于各沉积时期沉积体系的空间分布与古地形有直接的关系, 而且不同沉积体系由于其岩性和岩相组合的差异, 反映在地震上具有明显的特征。因此, 可以利用三维空间解释技术, 对古地形和地震相特征进行综合分析, 达到研究沉积体系空间分布的目的。从郑王地区所作的各沉积时期地层的时间切片和基底立体显示图上, 可以清楚看出不同时期地层之间的超覆关系及分布规律。
三、几点结论
1地层超覆型油藏在油田的勘探开发中地位越来越重要, 所占油气储量的比重越来越大, 是目前隐蔽型油藏勘探的主要目标之一。
2地层超覆型油藏作为一种隐蔽型油气藏, 创新理论和关键技术的应用至关重要。大型鼻状构造-超剥带的背景成为油气聚集的主要指向, 断坳期形成的厚度巨大的优质储层形成了油气大规模赋存的基础, 长期活动断裂-不整合面组合为特征的高效运聚体系成为油气运移的高速通道。
3地层超覆油藏油层的分布受地层超剥带和储集体沉积体系的控制, 其发育类型、内部结构、分布范围及物性变化规律是控制油气储量规模、分布状况的重要因素。