哈得逊油田东河砂岩油藏水驱采收率预测

哈得逊东河砂岩油藏目前采出程度低,含水上升较快,需要明确水驱剩余可采储量,指导该区块后期合理开发。采用室内实验、水驱曲线法及油藏数值模拟法3种方法对哈得逊油田东河砂岩油藏水驱采收率进行了预测。室内水驱实验表明,在注入2倍孔隙体积水体时驱油效率为50.14%,利用谢尔卡乔夫公式计算目前井网水驱采收率为33.56%；水驱曲线法分析认为丁型水驱曲线与该区块实际生产数据符合程度最好,预测水驱开发采收率为31.47%；数值模拟法预测目前井网水驱采收率为33.76%。推荐丁型水驱曲线预测该区块采收率。目前哈得逊东河砂岩油藏的采出程度为27.15%,水驱剩余可采储量相对较小,建议对于剩余油富集区域完善注采井网,提高储量控制程度和动用程度,进一步提高水驱采收率。     

LN油田JⅢ6+7气藏特征再认识及提高采收率技术对策

通过钻遇肖尔布拉克组9 口井和2 条露头剖面, 分析了白云岩储层的宏观、微观特征, 指出塔里木盆地下寒武统肖尔布拉克组主要发育泥—粉晶白云岩、粉—细晶白云岩、砂屑白云岩、藻格架白云岩、泡沫绵层石白云岩、叠层石白云岩、凝块石白云岩、粘结(颗粒) 白云岩和层纹石白云岩, 有效储层具有明显的岩相选择性, 其中粉—细晶白云岩、砂屑白云岩、藻格架白云岩、泡沫绵层石白云岩、叠层石白云岩、凝块石白云岩和粘结(颗粒) 白云岩是肖尔布拉克组储层的主要载体。通过岩石特征、多参数地球化学特征分析, 结合地质背景, 研究了肖尔布拉克组白云岩储层的成岩作用序列和孔隙演化史, 明确了高能丘滩相的多孔沉积物是储层发育的物质基础, 早表生期大气淡水溶蚀作用是储层形成的关键, 埋藏(热液) 溶蚀作用使储层得到改善。     

方差体技术在东河塘油田小断裂识别中的应用

方差体技术是第三代相干技术的衍生,对小断裂的识别具有较好的效果。东河塘油田处于开发阶段的中后期,对小断裂识别要求较高,而常规地震资料受分辨率的影响难以满足精度要求。本次研究在常规构造导向滤波处理的基础上,引入方差体技术来展开东河塘油田小断裂的识别研究。通过参数测试,优选出适合该区的处理参数,得到方差体数据,结合平面切片、沿层属性及融合体技术,对东河塘油田小断裂进行了精细的识别研究,完成了该区断裂的精细刻画,为注水及开发调整方案的编制提供了依据。     

轮南油田2井区高温高盐油藏整体调驱先导试验油井受效差异

轮南油田2井区TI油组是典型的高温高盐油藏,经过注水实现高效开发,但长期注水导致层间、层内矛盾凸显,注水开发效率不断降低。为改善水驱开发效果,采用高温改性“微米微球+颗粒+凝胶/冻胶”调驱体系,在该油组东部开展了4井组的整体深部调驱矿场先导试验。试验实施后整体增油效果明显,但不同井组和油井增油差异很大。研究认为,油井控制储量、储层物性和注采对应关系是影响调驱油井增油效果的关键因素;注采井组控制剩余可采储量越大越有利于调驱、储层物性越好越利于调驱受效,注水一线受效油井调驱增油好于二线井。     

东河塘油田注气驱机理研究与应用

东河1石炭系油藏1砂层组储层物性差,注水效果差,地层能量不足；油藏2及其以下砂层组纵向上储层物性差异大,层间、层内矛盾突出。通过国内外调研,结合室内机理研究成果,提出了在构造高部位部署注气井,油藏中下部部署生产井,注入气重力超覆形成人工气顶,逐渐向下驱替,与原油不断接触混相,形成重力辅助混相驱,实现混相驱提高驱油效率、重力辅助驱提高注气波及效率,从而大幅度提高油藏采收率。通过前期的现场试验,已初步见效。     

油井含水率异常下降原因数模机理

由于断层或夹层的遮挡作用,同一油藏不同区块或不同层位的油水界面可能存在一定的差异。在油田开采过程中,由于多向边水、底水驱动能量的差异,在油水的动态平衡过程中,油井含水率可能出现异常下降的现象。考虑两个以上地质因素的影响,建立典型数值模型,通过数值模拟手段模拟实际生产时油井含水率异常下降的情况,对于数值模拟历史拟合和油藏后期调整,都具有一定的理论和现实意义。