双河Ⅴ上层系特高含水期提高采收率技术实践

双河油田Ⅴ_上层系综合含水高达95.21%,已进入特高含水开发后期,层间层内非均质性严重,层间动用状况差异大,主力油层水淹严重。分析了Ⅴ_上层系开发中所面临的主要问题：油水井井距大,井网不完善,注水利用率低,注水井吸水剖面不均匀。利用油水井测井测试资料和油藏数值模拟方法,明确了特高含水开发后期剩余油潜力分布。指出下步的调整方向是油层边角部位、断层附近的剩余油富集区和剩余储量高的部位。提出了井网完善调整、调剖封堵大孔道、三次采油等技术,应用于现场实际中,取得了明显的降水增油效果,提高了水驱采收率,形成了一套特高含水开发后期提高采收率技术,对非均质油藏改善开发效果有借鉴作用。     

半封闭边水油藏特高含水期剩余油分布特征

双河油田437 块Ⅱ 4–6 层系是一个典型的半封闭边水油藏，边水活跃，目前油藏进入特高含水期，单元采出程度45.82%，综合含水率高达97.8%。根据储层地质资料，采用协同克里金确定性建模方法建立了双河油田437 块Ⅱ 4–6 层系的三维地质模型。利用三维地质建模成果，结合储层地质特征、地层流体性质以及油藏生产动态资料，采用油藏数值模拟的方法，得出目前双河油田437 块Ⅱ 4–6 层系剩余油的分布特征及剩余油富集区域，为开发方案调整，高含水期剩余油挖潜提供了可靠的依据。     

高含水期油藏层间压力结构差异量化方法研究

由于长期注水开发和层间非均质性影响，高含水期油藏各小层层间压力结构差异严重，掌握差异状况是合理调整的重要依据。针对现场分层测压资料少，单层压力资料获取困难的情况，应用渗流力学原理建立了高含水期地层层间压力结构差异量化数学模型，模型的关键参数可以通过生产数据计算获得。枣园油田的实例验证表明，高含水油藏层间压力存在明显差异，该方法能够确定各小层的压力差异状况。量化计算结果和实测资料相接近，有利于认清开发矛盾，为合理调整提供技术依据。     

老君庙油田M油藏挖潜调整数值模拟研究

根据老君庙油田M油藏顶部区的油藏地质特征和开发生产历史,利用油田注水开发数值模拟软件研究其剩余油分布规律,在平面上和纵向上找到剩余油饱和度的相对富集区,提出了针对性的调整方案和选定新井井位,并预测其将来的开发生产动态,比较了开发效果;目前经生产实践证明此次数值模拟研究为该油田挖潜调整提供了科学的指导,达到了控水稳油的目的,产生了良好的经济效益和社会效益。     

深度开发油藏低级序断层综合识别方法及应用

低级序断层对于深度开发油藏剩余油分布规律以及水驱开发效果具有重要影响。以胜坨油田一区古近系渐新统沙河街组二段1—3砂组断背斜油藏为例，利用三维地震资料精细解释、密井网多井精细地层对比以及开发动态分析技术建立了符合油藏开发实际的低级序断层分布模型。研究表明，随着资料占有率的大幅度提高，油藏开发后期，需要综合利用多种技术和方法进一步更新对低级序断层分布的认识。受资料分辨率及断层规模限制，三维地震资料精细解释适合于四级断层模型的识别和重建，密井网多井精细地层对比适合于五级断层模型的精细描述，开发动态分析是验证地震、地质研究成果的重要手段。     

油田开发后期油藏经营管理策略探讨

在油田开发后期,油藏经营管理存在一些难点,严重影响了油田后期开发效益.对此采取的经营管理策略是"以人为本"实施知识管理,强化认识油藏、揭示油藏地质和开采特征;引入虚拟经营思想,提高油藏经营核算能力和油藏投入决策水平;建立企业内部"市场链",形成内部良性竞争环境;加强质量管理,控制无效投入,提高核心竞争能力.实践表明,采取行之有效的经营管理策略,在油田开发后期可取得良好的油藏经营效益.     

苏丹1/2/4区块状强底水油藏高效开发技术

苏丹1/2/4区块状强底水油藏经过8年的高速高效开发，已经进入高含水开采期，油田产量递减趋势明显，稳产难度增大。针对这种情况，通过油藏地质综合研究、开发动态分析和精细油藏数值模拟研究，确定出油藏中剩余油纵向上主要集中在油层顶部，平面上主要分布在井网稀疏区、局部构造高部位和断层附近。在此基础上，利用加密井、水平井、提液、卡堵水、低效井侧钻以及合理射孔等相适应的开发调整技术与策略，现场应用取得了很好的效果。在油田开发过程中形成了一套块状强底水油藏高效开发调整技术。     

稠油油藏开发水淹特征及剩余油分布研究

针对已进入中高含水开发阶段,但剩余油潜力仍较大的欢127油田,研究了全区水侵量、水侵速度及水淹方式、原因等特征，认为水淹以底水锥进为主，其次为顶水下窜、断层水侵入，不同部位，油井水淹规律和水淹程度不同，边水未造成油层水淹；在对其水驱开发特征研究的基础上,利用数值模拟、动态测试方法研究了该断块剩余油分布规律：有效厚度大、原始储量大的部位，剩余地质储量依然较大；有效厚度相对比较大的井网不完善部位，剩余可采储量相对较大；油藏边部及生产效果差的局部井区剩余油较多。为油田调整挖潜提供了地质依据。     

河口坝储层内部结构及对剩余油分布的影响

为了揭示河口坝储层内部结构，提高剩余油描述的精度，指导油藏开发调整，以胜坨油田沙二段8 砂组三角 洲前缘储层为例，利用密井网条件下的构型分析方法，对河口坝储层进行了分析。研究认为，河口坝储层中发育的沉 积界面可分为5 级：第5 级界面限定河口坝复合体，为稳定分布的泥岩，厚度较大，顶界呈水平产状，底界呈S 形产状； 第4 级界面限定单一河口坝，主要为泥质或钙质非渗透层，在坡折带呈倾斜产状，在湖底平原呈近水平产状，单一河口 坝具有S 型前积结构和“同期不同体”分布特征；第3 级界面限定单一河口坝内部的增生体，主要为薄泥质夹层，与第 4 级界面有斜交和平行两种产状，增生体具有S 型和斜交型两种前积结构。特高含水后期，河口坝储层内部结构特征 对剩余油分布的控制作用明显，普遍分布的S 型前积结构主导了剩余油的低饱和度均匀分布，局部存在的斜交型前积 结构主导了剩余油的差异分布，同期不同体结构主导了剩余油的局部富集。     

高浅南区边水断块油藏类型及剩余油特征

复杂小断块油藏的剩余油在开发后期极为复杂，不仅受多个因素的控制，同时，某一种因素单独控制的剩余油非常分散且数量有限。针对高浅南区小断块油藏边水发育的特点，考虑剩余油的主控因素、断块油藏的形状、天然能量的充足程度以及能量供体等将边水断块油藏划分为3 类：开启型边水断块油藏、半封闭型边水断块油藏以及封闭型边水断块油藏。并研究了每种油藏类型的剩余油分布特征和挖潜潜力。发现：开启型边水断块油藏采出程度最高、剩余油少而分散；封闭型边水断块油藏采出程度最低、剩余油多而连片；半封闭型边水断块油藏介于两者之间。在以上研究的基础上，根据每种油藏类型的特点提出了下一步挖潜的技术对策。     

油田注水过程中油藏物性变化规律研究

油田注水过程中不仅会引起储层流体饱和度的变化,而且会引起储层温度、压力的变化。它们的变化都会对纵波速度造成不同的影响,并会在时移地震剖面上有所反映。利用Biot Gassman方程,并结合各种经验公式,获取流体体积模量、岩石弹性模量,分析讨论了砂岩地层纵波速度随温度、压力、含水饱和度单独变化和共同作用的变化规律。通过对渤海油田砂岩地层纵波速度变化规律的研究,将有助于对该地区时移地震监测技术的发展和提高时移地震监测油藏变化的能力。     

新的基于压力导数的反褶积模型研究

压力反褶积对原始地层压力非常敏感，且该参数精度必须控制在0.5% 以内，而通过Levitan 等方法来确定该参数时，不仅至少需要两个不同流动期数据，且易受压力流量非线性等诸多因素影响。提出的基于压力导数的反褶积模型不仅对原始地层压力值不敏感，而且可仅通过一个流动期来确定该参数值。通过分析，该模型可以处理压力误差，也可以处理流量误差     

长期停产对油田开发规律的影响

油田开发中途停产对油田开发规律、油田可采储量和采收率的影响至关重要，是油田进行开发调整不可忽略 的影响因素。通过分析停产阶段前后油田的开发规律，将停产前和复产后的产油量、含水变化规律进行对比，研究停 产关井对产量趋势的影响。从油田实际生产出发，依托实际油田生产数据，利用含水率和采出程度关系曲线、无因次 单峰周期模型、产量递减模型、水驱特征曲线预测停产前和复产后油田的可采储量和最终采收率。通过多种油藏工程 方法相互验证，判断长期停产对油田开发以及油藏特征的影响程度，指明停产阶段地层能量恢复和油水重新分布、运 移对油田开发产生的有利影响，填补油田长期大范围停产对油田开发规律影响这方面的研究空白，为同类油田的开发 规律分析提供思路和方法借鉴。     

过套管电阻率测井在克拉玛依低渗储层的应用

克拉玛依油田注水开发多年,进行过套管测井的目的是寻找潜力层,为开发调整提供依据。研究了准噶尔盆地西北缘的砾岩和准东彩南砂岩20多口井的测井资料,认为影响CHFR测井质量的主要因素有：测量过程中仪器的振动;固井质量、井筒结蜡、污垢、变形、套管腐蚀等容易造成仪器的供电、测量电极与套管耦合不好;咸水泥浆和注入水矿化度变化的影响;薄层分辨率低、过路油或储层污染的影响等几个主要方面。归纳认为：（1） CHFR测井对均质程度高、渗透性好的油层其解释可靠,反之则差;（2） 测量井段不宜过长,一般不应大于400m,否则电极磨损会影响测井质量。应用表明：尽管CHFR在砾岩油藏的应用还存在一些不足,但在克拉玛依油田的应用是大有前景的。     

边底水稠油油藏开发规律研究

胜利油区蕴藏着丰富的稠油资源,但大多具有活跃的边底水。在注蒸汽吞吐长期降压开采过程中,油藏压力下降导致边底水推进,水淹井区含水急剧上升,水侵范围不断扩大,水侵区控制储量占总动用储量的70％左右。为了提高边底水稠油油藏的最终采收率,提出将单井乙型水驱特征曲线用于稠油油藏,并结合水侵现状将整个油藏划分为不同的井区：强水侵区、弱水侵区、无水侵区和外层水侵。运用稠油渗流的知识,分析了不同井区的开发指标的变化规律。不同井区暴露的开发矛盾不同,根据不同矛盾采取不同的调整方案,效果显著。     

区间分析法在精细注水管柱设计方面的应用

随着油田开发进入中后期,油层及夹层的厚度越来越小,传统的大卡距大间距分层注水工艺管柱设计已经不 能满足要求,为了提高采油效率,小卡距的精细分层注水工艺应运而生,然而此工艺具有卡封层数多和单层卡距小的 特点,这对管柱力学量的精确计算提出了更高的要求。针对此问题,提出了一种区间分析法,考虑了管柱变形量的主 要不确定因素,建立了三维不确定性管柱力学模型并得到了管柱变形量区间,最后结合现场数据对分析结果进行了验 证,结果表明：现场数据与设计数据高度吻合,提高了注水合格率,对精细注水管柱的设计具有一定的指导意义。     

喷射钻井中井底岩面最大水功率和最大冲击力工作方式

本文首次把解决现代工程技术问题行之有效的“黑箱(blackbox)”理论用来研究井底射流流场。明一种新的全尺寸水力能量测试实验,直接测得三牙轮钻头下射流到达井底岩面(即钻进过程中钻头钻出的瞬时井底岩石表面)的水功率和冲击力。建立了计算井底水功率和冲击力的经验公式,提出了以井底岩面获得最大水功率和最大冲击力为喷射钻井水力程序设计准则的两种新的最优工作方式。本文在所实验的条件下,获得了井底岩面最大水力能量的功率分配比值(RN)和全喷距(135毫米)下射流水力能量衰减系数的范围等极值条件。在同样的条件下,以井底岩面最大水力能量优选的最优排量比钻头最大水力能量的最优排量约提高7.5%左右。并从理论和实践上证实了适当提高排量和强化机泵的必要性。     

永进地区西山窑组成岩作用及储层影响因素

通过砂岩薄片、铸体薄片、扫描电镜、X-衍射分析，认为永进地区西山窑组砂岩储层主要经历过压实、胶结和溶蚀等成岩作用。由于岩石类型主要为岩屑砂岩，含较多的塑性岩屑，因此强烈的压实作用极大地降低了储层的孔隙度，是储层物性的主要破坏因素。溶蚀作用对储集层性质有一定的改善，产生的次生孔隙可达7%。分析表明，沉积相一方面控制了储层的分布；同时控制了压实以及溶蚀作用。另外，生烃导致的异常高压及早期油气充注对成岩作用具有抑制作用，在一定程度上改善了储层物性，为油气聚集提供了有利空间。