稠油油藏精细地质及剩余油分布规律研究
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稠油油藏精细地质及剩余油分布规律研究
作者：汪宁
来源：《石油研究》2019年第10期
摘要：油田全面实施的开采之后，由于开采深度逐渐增加，对其进行剩余油的开发和利用十分重要，这就需要分析高含水油田中剩余油的分布规律，通过研究其分布状态，从而更好的提高对其开发的效率，提高油田产量。本文结合实际问题，对高含水油田剩余油狀态进行分析，并通过研究其分布规律，提出相关的建议。
关键词：稠油油藏;精细地质;剩余油;分布;研究
剩余油的形成机理多样，主要包括地质和开发因素等，其分布方式多样，主要呈现高度分散和相对富集的特征。我国大多数油田正处于开发后期高含水采油阶段，高含水阶段的油田开发重要研究内容之一就是剩余油的研究，剩余油的研究离不开相应测井方法和评价技术的发展，本文将对剩余油的测井方法和剩余油评价技术展开论述。
1 油藏基本情况
1.1地质概况
锦C块地处欢喜岭油田的中台阶，开发的目的层是在沙一中段的于楼油层。已经探明的含油面积是2.5km2，石油地质储量792×104t。储集层主要由粗～细的砂砾岩和含砾砂岩组成，属于高孔、高渗的储集层。油藏的埋藏深度介于760～990m之间，含油的井段长度为80～
90m，平均的油层厚度是25m，是层状岩性构造油藏。
1.2开发历程及现状
锦C块在1979年打了第一口探井进行常规试油，历经了两次井网加密调整后，形成了目前的83×83m井网。开发历程上一共有4个开发阶段：一是干抽和蒸汽吞吐的初期阶段（1989年～1995年）;二是开发局部调整和井网完善阶段（1986年～1997年）;三是产量逐渐递减阶
段（1998年～2002年）;四是开发综合治理和低速稳产阶段（2003年-至今）。
截止到目前在锦C块的西部一共有油井95口，开井51口，日产液820t，日产油50t，含水93.9%，累产油165.8×104t，累产水580.9×104t，累注汽420.5×104t，采油速度0.32%，采出程度27.8%，累积油汽比0.39。
1.3 目前存在的问题
（1）油藏水淹严重
稠油常用概念及参数以及简答题
常用概念及参数以及简答题 1.采油树规范？ 答：套管直径177.8mm，油管通径65mm，压力14MPa，温度337 o C，克市机械厂制造。 2.补偿器及其用处？ 答：门型补偿器：用于注汽干线和集油线；L型补偿器：用于单井管线；球型补偿器：用于井口和注汽干线；半圆型补偿器：用于井口；套管式补偿器：用于集油管线。 3.常用冲程冲次？ 答：冲程：3 2.5 1.8 1.5 m 冲次：10 7 6 5 4 次/分 4.低压交流电电压？ 答：380V 电机；220V 照明。 5．井口注汽压力，温度，干度？ 答：压力5.0～11.0MPa；温度295～320o C；干度80%。 6.电流过载保护装置？ 答：空气开关，热继电器，保险丝。 7.电动机保险丝额定电流应是电机额定电流的几倍？ 答：1.5～2.5倍。 8.套管伸长不允许超过多少？、 答：50cm。 9.天然气的爆炸极限？ 答：5%～16%。 10.抽油机齿轮箱油面位置应为多少？ 答：上下放油孔之间。 11.抽油机一保、二保的时间？ 答：一保为800小时，二保4000小时。 12.高温高压测试包括哪些内容？ 答：油层压力、油层温度、井温剖面、井温梯度、吸气剖面、井底干度。 13.每次吞吐分几个阶段？
答：蒸汽吞吐每一个轮次的循环包括三个步骤：1注汽阶段：将蒸汽按某一定量注入到油藏中去，一般为几天至几十天；2焖井阶段：此阶段为关井热交换反应阶段；3采油阶段即释放阶段：使油井开井生产，采出液体为部分蒸汽凝结水和原油，同时也携带出部分热量，一般为100天左右。 14.蒸汽吞吐的目的是什么？ 答：吞吐的目的实际上是作为蒸汽驱开采的预处理，要求建立井间热流通道、降低油层压力为转入蒸汽驱开采创造好条件，因此蒸汽驱开采最终才是提高原油采收率的主要手段。 15.蒸汽吞吐过程中汽窜、干扰产生的原因是什么？ 答：蒸汽吞吐时，由于油层非均质性严重，层理的发育及超破裂压力注汽，使蒸汽及热水沿较高的渗透层进入，形成指进带，此时注汽井周围生产井为压力释放点，当生产井排液时，蒸汽指进带向周围扩展，在注汽井和采油井之间形成热场连通，当产液量、产液温度猛升后就形成了蒸汽的窜扰。 16.如何判断及区别汽窜和干扰？ 答：判断汽窜和干扰的依据如下：1产液量；2含水率；3产液温度；4注汽井井口压力和温度；5产出水氯离子浓度和矿化度；6井口是否见蒸汽。 干扰现象：一般表现为生产井口产液量急剧上升，产液温度变化不大，干扰前注汽井口压力和温度较高，超过正常注汽压力和温度。 汽窜现象：分为轻度汽窜和严重汽窜，轻度汽窜表现为井产液温度猛升，产液大幅度上升，含水上升，，产出水化验氯离子浓度及矿化度低，注汽压力和温度窜前比窜后有所下降，但井口未见蒸汽；严重汽窜表现为井口产液变化大甚至下降产液温度急剧上升，井口可放出蒸汽，注汽井压力和温度下降。 17.如何处理汽窜和干扰？ 答：处理办法：1干扰：当发现生产井出现干扰时，应及时停抽，装适当油嘴控制压差生产，并加强对干扰井的检查，直至注汽井焖后开井，再复抽。2汽窜：当发现生产井有汽窜现象时，应首先检查温度升高，出现蒸汽的原因，检查是否为伴热闸门和高低压总闸门不严造成的窜漏，判断为汽窜后要及时关井，待邻近注汽井焖后开井时与生产井同时开井。 18.我们常见的套管外溢有何特征？ 答：1注汽时套管外返出一股灰浆后，没有漏气。2注汽时套管外返出许多灰浆，环形钢板拔出没有漏气。3注汽时，套管外返出带有硫化氢气味的地层水，有少时漏气。4注汽时套管外返出大量蒸汽。 19.造成套管外溢的原因是什么？
稠油油藏提高采收率技术
稠油油藏提高采收率技术 摘要：作为一种非常规石油资源，“重油”又被称为“稠油”。世界上的重油资源非常丰富，已在多个国家发现了重油资源。专家们估计，在全球约10万亿桶的剩余石油资源中，70%以上是重油。我国的石油储量也相当丰富。已建立了辽河油田、新疆油田、胜利油田、河南油田以及海洋油区等五大重油开发生产区，稠油产量占全国原油总产量的10%。但是稠油粘度大，难以流动，阻碍了原油的顺利开采。针对稠油粘度对温度的敏感性，随着温度升高而急剧下降的特点，目前世界上已形成提高稠油采收率四大技术系列，即化学法、气驱、热力和微生物采油。 关键词：稠油油藏；采收率 稠油，国际上称之为重质油或重油。严格地讲，“稠油”和“重油”是两个不同性质的概念。“稠油”是以其粘度高低作为分类标准，而原油粘度的高低取决于原油中胶质、沥青及蜡含量的多少。“重油”是以原油密度的大小进行分类，而原油密度的大小往往取决于其金属、机械混合物及硫含量的多少。 一．稠油的特点 我国稠油油藏分布广泛，类型很多，埋藏深度变化很大，一般在10m～2000m之间，主要是砂岩储集层，其特点与世界各国的稠油特性大体相似，主要有： （1）粘度高、密度大、流动性差。它不仅增加了开采难度和成本，而且使油田的最终采收率非常低。稠油开采的关键是提高其在油层、井筒和集输管线中的流动能力。
（2）稠油的粘度对温度极其敏感。随稠油温度的降低，其粘度显著增加。大量的实验证明，温度每降低10℃，原油粘度约增加1倍。目前国内外稠油采用的热力开采方法正是基于稠油的这一特点。 （3）稠油中轻质组分含量低，而焦质、沥青质含量高 中国稠油资源多数为中新生代陆相沉积，少量为古生代的海相沉积。储层以碎屑岩为主，具有高孔隙、高渗透、胶结疏松的特征。稠油储量最多的是东北的辽河油区，其次是东部的胜利油区和西北的新疆克拉玛依油区。中国重油油藏具有陆相沉积的特点，油层非均质性严重，地质构造复杂，油藏类型多，油藏埋藏深。油藏深度大于800m的稠油油储量约占已探明储量的80%以上，其中约有一半的油藏埋深在1300m～1700m。吐哈油田的稠油油藏埋深在2400m～3400m，而塔里木油田的轮古稠油油藏埋深在5300m左右。 二．国内外提高稠油采收率技术 2.1.1 蒸汽吞吐 蒸汽吞吐是一种相对简单和成熟的注蒸汽开采稠油技术。 蒸汽吞吐技术机理主要是加热近井地带原油，使之粘度降低，当生产压力下降时，为地层束缚水和蒸汽的闪蒸提供气体驱动力。 蒸汽吞吐的工艺过程是先向油井注入一定量的蒸气，关井一段时间，待蒸汽的热能向油层扩散后，再开井生产，即在同一口井进行注入蒸汽、关井浸泡（闷井）及开井生产3个阶段，蒸汽吞吐工艺描述如图2-1。注入蒸汽的量以及闷井的时间是根据井深、油层性质、原油粘度、井筒热损失等条件预先设计好的。 封隔器 吞 蒸汽 蒸汽注入 油砂层 流体采出 吐
剩余油分布方法描述及调整技术
剩余油分布方法描述及调整技术 摘要：描述了剩余油分布方法，并提出了注水砂岩油藏高含水期注采系统调整技术和部署合理井网的建议。低渗透油田开发合理井网应该是不等井距的沿裂缝线性注水井网。采用这种井网不仅能获得较高的产量，同时由于注水井距加大，保持了较高的油水井数比，获得了较好的开发效果和经济效益。 关键词：剩余油分布；描述方法；调整技术 开采非均匀性主要是在注采过程中，由于层系组合、井网布署、射孔方案、注采对应、注采强度、注入倍数等因素的影响，致使由采油井或注水井与采油井所建立的压力降未波及或波及较小的区域，原油未动用或动用程度低，从而形成剩余油富集区。油藏非均质性和开采非均匀性是导致油藏非均匀驱油的两大因素。油藏非均质性包括构造、储层及流体非均质性。其中，储层非均质性是控制剩余油分布的最重要的地质因素。因此，在这种动态的非平衡系统内剩余油的分布这种复杂不均一系统的根本原因是油藏地质因素和开发工程因素的非耦合性。 1剩余油分布描述方法 （1）油砂体剩余可采储量研究。某油田针对A油藏油层分布受岩性和构造双重控制，单砂层内零散分布多个相对独立油砂体的特点，计算出每个油砂体的剩余可采储量，使每个油砂体的潜力得以量化。研究流程主要是先计算每个油砂体的地质储量，接下来计算出每口油井每个单砂层的阶段产油量、产水量、累产油量、累产水量和每口水井每个单砂层的阶段注水量、累计注水量，进而求出每个油砂体不同时间阶段的累产油、累产水、累注水，再通过水驱特征曲线方法或递减曲线方法标定油砂体的可采储量并计算出油砂体的剩余可采储量。A油藏纵向上油层多而薄，油水井为多层合注、合采；而油井分层产油量、产液量取决于各层的渗透率、有效厚度和周围注水井对该层的注水量，分层注水量不但受注水层渗透率、厚度的控制还受相应注水井周围其它油井的影响，是一个非常复杂的问题。某油田提出了一套新的基于油砂体快速动态分析系统。主要是以物质平衡理论和达西定律为基础，利用计算机技术，综合应用各项动静态开发资料，将油水井的累积产出量、累积注入量劈分到单砂层，进而落实油砂体的剩余资源潜力。 （2）油藏数值模拟研究。河流相储层剩余油多存在于连通较差的低渗透薄层或未动用小砂体之中。对这种层中油水分布进行模拟计算，通过平面和纵向上细分模拟网格，建立精细油藏模型。要将油藏划分成小的单元，应用数学模型计算出各单元原始的油气水饱和度和压力分布，重现油田开发的实际过程，计算出饱和度和压力随时间的变化，从而计算出整个模型的有关数据，这样的小单元即为网格。数值模拟网格划分得越细，包括细分模拟层、缩小网格步长等，模拟的精度越高。油藏描述应用单砂层三维体模型内部的细分网格，将一个单砂层细分多个模拟层，从而可以研究层内的剩余油分布。一旦一个满意的油藏拟合完成以后，应用数值模拟跟踪技术，模拟器被作为预测模式，用来预测不同的变量；其
石油工程方向
石油工程方向 ——石油北京10秋学期毕业论文具体题目 1、CO2气体提高采收率最小混相压力确定方法研究 2、CO2气体压裂技术研究 3、CO2驱提高采收率技术研究 4、CO2驱油机理及应用研究 5、CO2驱油机理研究综述 6、CO2驱油技术研究 7、CO2提高采收率方法研究 8、CO2吞吐技术在稠油开发中的应用 9、SAGD的生产动态及变化规律研究 10、边底水油藏合理生产压差的确定 11、边底水油藏水平井开采规律研究 12、边底水油藏水平井水淹影响因素研究 13、边底水油藏水侵量计算方法研究 14、边水油藏高效开发理论研究 15、边水油藏剩余油分布规律及影响因素研究 16、不同化学驱方法经济效益评价 17、不同化学驱方法适用油藏条件界限研究 18、采油系统能耗分析研究 19、常规稠油油藏采油速度变化特征及影响因素研究 20、常规稠油油藏开发技术研究 21、常规油藏开发动态研究 22、常用水驱特征曲线研究 23、抽油机井系统效率综合评价方法研究 24、稠油热采对储层伤害的评价 25、稠油热采机理研究 26、稠油油藏储量动用程度研究 27、稠油油藏高效开采技术研究 28、稠油油藏汽窜特征分析及影响因素研究 29、稠油油藏热力采油方法对比分析 30、稠油油井防砂技术研究综述 31、储层大孔道识别方法研究 32、储层划分与对比的基本方法研究 33、储层潜在伤害评价与对策 34、储量计算评估的基本方法研究 35、窜流通道识别与描述技术研究综述 36、大孔道形成机理研究综述 37、大庆油田采油技术研究 38、单井泄油区内平均地层压力动态分析方法研究 39、低渗气藏产能分析方法研究
油田开发动态分析主要技术指标及计算方法样本
指标及计算方法 1.井网密度 油田( 或区块) 单位面积已投入开发的总井数即为井网密度。 f=n/A 2.注采井数比 注采井数比是指水驱开发油田( 或区块) 注水井总数和采油井总数之比。 3.水驱控制程度 注水井注水能够影响到的油层储量占油层总储量的百分数。 水驱控制程度=注水井联通的厚度/油层的总厚度*100% 由于面积注水井网的生产井往往受多口注水井的影响, 因此, 在统计井网对油层的水驱控制程度时还要考虑联通方向。 不同注水方式, 其注采井数比不同, 因而注水井对油层的水驱控制程度也不同。一些分布不稳定, 形态不规则, 呈透镜状分布的油层, 在选择注水方式时, 应选择注水井数比较大的注水方式, 以取得较高的水驱储量控制程度。该指标的大小, 直接影响着采油速度, 含水上升率, 最终采收率。 中高渗透油藏( 空气渗透率大于50*10-3 um2) 一般要达到80%, 特高含水期达到90%以上; 低渗透油藏( 空气渗透率小于50*10-3 um2) 达到70%以上; 断块油藏达到60%以上。 4.平均单井有效厚度 油田( 或区块、或某类井) 内属同一开发层系的油水井有效厚度之和与油水井总井数的比值为平均单井有效厚度。 5.平均单井射开厚度 油田( 或区块、或某类井) 内属同一开发层系的油水井射孔总厚度与油水井总井数的比值为平均单井射开厚度。 6.核实产油量 核实产油量由中转站、联合站、油库对管辖范围内的总日产油量进行计量, 由
此获得的产油量数据为核实产油量。 7.输差 输差是指井口产油量和核实产油量之差与井口产油量之比。 K=( q ow -q or ) /q ow 8.核实产水量 核实产水量用井口产水量和输差计算。q wr=q ww (1-K) 9.综合含水 油田( 或区块) 的综合含水是指采出液体中水所占的质量百分数。 f w =(100*q wr )/(q wr +q or ) -1- 低含水期( 0<含水率<20%) :该阶段是注水受效、主力油层充分发挥作用、油田上产阶段。要根据油层发育状况, 开展早期分层注水, 保持油层能量开采。要采取各种增产增注措施, 提高产油能力, 以达到阶段开发指标要求。 -2-中含水期( 20%<=含水率<60%) : 该阶段主力油层普遍见水, 层间和平面矛盾加剧, 含水上升快, 主力油层产量递减。在这一阶段要控制含水上升, 做好平面调整, 层间接替工作, 开展层系、井网和注水方式的适应性研究, 对于注采系统不适应和非主力油层动用状况差的区块开展注采系统和井网加密调整, 提高非主力油层的动用程度, 实现油田的稳产。 -3- 高含水期( 60%<=含水率<90%) : 该阶段是重要的开发阶段, 要在精细油藏描述和搞清剩余油分布的基础上, 积极采用改进二次采油技术和三次采油技术, 进一步完善注采井网, 扩大注水波及体积, 控制含水上升速度和产量递减率, 努力延长油田稳产期。 -4-特高含水期( 含水率>=90%) : 该阶段剩余油高度分散, 注入水低效、无效循环的矛盾越来越突出。要积极开展精细挖潜调整, 采取细分层注水、细分层压裂、细分层堵水、调剖等措施, 控制注入水量和产液量的增长速度。要积极推广和应用成熟的三次采油技术, 不断增加可采储量, 延长油田的生命期, 努力控制好成本, 争取获得较好的经济效益。
剩余油分布及潜力综合治理
剩余油分布及潜力综合治理 摘要：分析了某油田储层沉积特征，总结了七种砂体沉积模式，精细描述治理区剩余油分布，按其成因分成四种剩余油类型，精细认识综合治理的潜力，并给出了措施潜力。实践表明，某区a、b 排某油层剩余油综合治理挖潜，可改善低产低效井的生产状况，提高了区块的整体开发效果。 关键词：储层沉积特征；剩余油类型 abstract: the author analyzes the reservoir sedimentary characteristics of some oil field, and summarizes the seven sand body sedimentation model, fine description of remaining oil distribution control, according to the cause of remaining oil into four types, fine know the potential of the comprehensive management, and gives the measures potential. practice shows that the district of a and b row a comprehensive control of remaining oil reservoir oil-field, may improve the condition of low production status of the well and improve the overall development of the block effect. keywords: reservoir sedimentary characteristics; residual oil type 中图分类号：te34文献标识码：a 文章编号： 一、精细研究储层沉积特征 应用精细地质研究方法，将a、b排c+dii组油层细分为50个
油藏动态分析模板
油藏动态分析模板 一、收集资料 1、静态资料：主要区块所处区域位置、开发层系划分与组合、注采对应状况以及连通状况、储层物性（电测解释成果：如孔隙度、渗透率、含油饱和度）、砂层厚度及有效厚度等。 2、动态资料：区块（单元）日产液量、日产油量、含水、压力（静压、流压）、注水井注水量及注水压力、气油比等。 3、生产测试资料：饱和度测井结果（C/O、PND_S、硼中子、钆中子等）、产液剖面测试成果、对应注水井吸水剖面测试成果、注水井分层测试成果、示功图、动液面、地层测试资料、油气水性分析资料、流体高压物性资料（如密度、粘度、体积系数、饱和压力、原油组分分析等）、井况监测资料（井温曲线、电磁探伤、井下超声波成像、多臂井径、固井质量SBT等）。 4、工程资料：油井工作制度（泵径、冲程、冲次、泵深）、井下生产管柱组合及下井工具、井身结构（井身轨迹）等。 二、分析内容 1、开发状况的分析（日产液、日产油、含水、平均单井日产液、平均单井日产油、采油速度、自然递减、综合递减等）。 2、水驱状况及开发效果分析（水驱控制程度、水驱动用程度、水驱指数、存水率、注水量、分注合格率、水质状况、水线推进状况、水驱采收率、含水上升率及含水上升速度、油砂体（砂层组）水淹状况等指标的合理性）。
3、注采平衡及压力平衡状况（单元总体平衡状况、纵向上分小层注采平衡状况、平面上注采平衡状况及压力场分布状况等）。 4、开发调整效果分析评价（注采系统的调整、层系的调整、油水井工作制度的调整、储层改造、油水井措施等）。 三、分析步骤 1、概况 主要阐述储量探明及动用状况、采收率标定及可采储量状况、油井数、开井数、日产液、日产油、含水、采油速度、注水井开井数、注水量、注采比等。 2、开发指标的分析评价 主要分析日产液、日产油、含水、平均单井日产液、平均单井日产油、采油速度、注水量、自然递减、综合递减含水上升率等开发指标与计划部署之间的差别。 2、生产历史状况（简述） 3、主要动态变化及开发调整效果分析评价 3.1首先总体上阐述近期区块（单元）日产液、日产油、含水、压力等变化态势，简要分析变化的原因。 3.2分析重点井组动态变化，简要阐述分析变化的原因（具体参见井组及单井动态分析）。 3.3开发效果的分析与评价 3.3.1水驱状况（注水单元）： ①水驱控制程度，定义为油井中与注水井连通层的厚度与射开的总厚
断块油藏剩余油分布规律及分类治理
·78· 1 项目的意义及背景 文16断块是典型的断块型油藏，具有断层多、断块多，油水关系复杂，储层非均质严重等特点。各断块含油面积不一，油藏几何形状主要受控油断层影响，纵向上含油层系较多，油气分布井段较长，不同断块之间油气富集贫富不均，单井产能差异大，油水关系复杂，流体性质变化大，且断块区砂体规模较小，砂体以条带状分布为主，厚薄不一，储层非均质性严重，造成水驱动用程度不均。 2 油藏概况 文16断块区域构造位于东濮凹陷中央隆起带文留构造东翼，是文东滚动背斜构造带最北部的一个高点，构造呈现北部复杂，南部简单的特点，高点在北部，为一向西南倾没的断鼻式构造圈闭。油藏埋深2800~3500m，主要含油层位S3上、S3中5+7，动用含油面积4.6Km 2，地质储量297×104t，标定采收率23.20%，可采储量68.9×104t。油藏平均孔隙度13.7%，含油饱和度56%，平均渗透率47.3×10-3μm 2。原始地层压力58MPa，压力系数1.69，饱和压力23MPa，粘度2.53mPa.s，油层温度120℃，原油凝固点30℃。 3 剩余油分布规律研究 3.1 整体分散，局部富集 主块S3中7的低部位的井多数都曾生产或试油S3中7，但除边部的3口井外，其余井累产油量都较少。后陆续部署在中高部位的井，仅1口井累产油最多，目前主块中部水淹严重，剩余油主要集中在构造高点及井间滞留区域，南边的边部区域剩余油相对较少。 主块S3中5中北部油层最为发育，中部的7口井累产油最多，水淹也最严重，目前剩余油在构造高部位及南部边部区域和断层遮挡的井间滞留区域均较为富集。3.2 断层控制，相对集中 北块S3中7在北部井区油层最为发育，注水受效累产油最多，其余井因位置较低或弹性开采累产油较少。 剩余油主要集中在断层遮挡带构造高点，为下步的重点挖潜方向，西部弹性开采区域有一定剩余油，但储量丰度相对较低，且目前暂无法注采完善。 北块S3中5在中部区域油层最为发育，且投产较早，注水受效，累产油最多；其余井因位置较低或弹性开采累产油较少。剩 余油主要集中在断层遮挡带构造高点及西部弹性开采区域。 4 剩余油分类治理 4.1 建立“分割控油、弱驱富集”的剩余油富集理论 1）断层分割控油。文16块属于复杂断块层状油藏，由于断层分割作用，在断层附近形成剩余油富集区。主要包括断棱分割、平行夹持分割、交叉夹角分割和微小断块分割。 2）隔夹层分割控油。隔夹层是影响储层流体流动非均质、控制油水运动的主要原因之一，对油层复杂水淹的控制作用尤其明显。隔夹层分割控油是指由隔层及油层内非渗透或低渗透夹层对流体渗流的分隔作用而导致的剩余油富集。不论是正韵律还是反韵律油层，厚油层的层内夹层封堵作用均能形成剩余油富集区。 4.2 按照“高中找高、高中找低、差中优选，分类治理”的思路划分剩余油富集区并提出分类治理对策 对主块内高含水高采出程度的“双高”区域重点寻找断层分割的局部构造高点以及高含油饱和度的韵律层段；在北部断层复杂带寻找相对低含水、低采出程度的断层切割单元以及低采出程度砂体和低效条带。并对剩余油富集区提出相对应的分类治理思路及对策。对控油类型为平行夹持分割、断棱分割的局部构造高点、低采出程度断层切割单元所形成的相对富集剩余油富集区，可以在注好水，注够水的前提下，通过提液增大生产压差，解放低压油层残余油，纵向上增加出油层段，提高注入水的波及程度。对控油类型为隔夹层分割的低效条带、低渗高含油饱合度的韵律层段，可通过水井增注扩大波体积，油井选择性对低渗段补孔挖潜。 5 结语 在油田注水开发中后期，断块油藏剩余油分布是局 部相对富集和高度分散相结合，以“分割控油、弱驱富集”的剩余油富集理论可以有效的指导断块油藏剩余油的挖潜，对不同的剩余油井区通过“差中优选、分类治理”进行有针对性的调整治理，是改善剩余油井区，进而改善整个区块开发指标的关键。 收稿日期：2017-11-25 作者简介：熊惠（1986-），女，工程师，主要从事油藏技术开发工作。 断块油藏剩余油分布规律及分类治理 熊 惠 （中原油田采油一厂，河南 濮阳 457171） 摘 要：在对文16断块油藏通过沉积微相研究及精细储层评价，结合动态资料分析的基础上，深入开展剩余 油分布规律研究，并针对断块油藏高含水期剩余油断层控制、整体分散、局部富集的特点，提出并建立断块型油藏特有的剩余油富集理论，在油藏中寻找局部构造高点、高含油饱和度韵律层段、低采出程度砂体和低效条带或低含水、低采出程度单元等剩余油富集区，并采取配套对策实施分类治理挖潜，提高油藏采收率。 关键词：断块油藏；剩余油赋富集理论；分类治理 中图分类号：TE327 文献标识码：B 文章编号：1004-275X（2018）01-078-01
剩余油分布研究
1 剩余油成因类型 地质条件是形成剩余油的客观 素，而开发因素是形成剩余油的主观因素。所谓地质条件，是指储层本身表现出的物理、化学特征。从沉积物开始沉积到油气运移、聚集、成藏以及成藏后期的改造，破坏作用的全过程。地质条件包括(油藏的类型、储集层的非均质性、粘土矿物敏感性、流体性质、油藏驱动能量等)开发因素包括(井网密度、开发方式、布井方式等)。 1．1 地质条件是形成剩余油的先决条件血) 地质条件相同的油田采用的井网和井距不同，剩余油的分布状况就存在差异。相反，相同的井网对不丰廿同的油藏来说其剩余油的数量和类型也不一致。不同沉积类型的油田，剩余油分布表现出各自的特点。 孤岛油田中区馆3—4层系为曲流河相沉积，高含油饱和度区分布零散，平面上以镶边状或点状存在，纵向上受井网控制和油层边界、断层影响明显、小层储量主要集中在主力油层中，剩余储量仍然以主力油层为主 主力油层以其面积大、厚度大、所占储量多的优势而继续成为开发调整挖潜的重点。 辽河欢26块为扇三角洲沉积，剩余油在平面上主要分布在中部和东部的构造较高部位，呈零星状或局部小面积片状和零星点状分布。 1．2 开采条件是决定剩余油分布状况的外部因素 对一个具体油田而言，地质条件是客观存在的，客观条件一定后，不同的井网和井距以及开采方式就决定了剩余油的存在形式。从剩余油分布的一般规律来看，富集在现有井网未控制作的边角地区、注采并网不完善地区以及非主流线的滞流区的剩余油，主要是受到了开采条件的影响所致。在大庆油田，注采不完善是形成剩余油的最主要原凶，若把二线受效型、单向受效型及滞留区则也包括在内，其剩余油所占比例在4o 以上，辽河油田欢26块西部，存在相对较大面积的高含油饱和度区，主要是由于该地区注采系统不完善造成的 1．3 剩余油成因类型大体分为两类 平面剩余油成因类型有： ①在注采井之间压力平衡带(滞留区)形成的剩 余油； ②落井网失控的剩余油； ③ 由于注采系统不完善形成的剩余油； ④薄地层物性极差和薄油层形成的剩余油； ⑤在主河道之间或油藏边缘薄地层形成的剩余 油； ⑥断层阻隔形成的剩余油；
稠油综述
稠油开采、处理、集输降粘方法概述 一稠油油藏特征 (2) 二稠油开采方法 (2) 1 热力采油 (2) 2 化学采油 (4) 3 利用微生物方法采油 (5) 4 稠油出砂冷采技术 (5) 5 水平压裂辅助蒸汽驱技术 (6) 6结论和建议 (6) 三稠油集输降粘方法概述 (6) 1 稠油改质降粘 (7) 2 加热降粘 (7) 3 稠油掺稀输送方法 (8) 4 掺热水法或活性水 (8) 5 低粘液环输送方法 (9) 6 加减阻剂 (9) 7 乳化降粘 (9) 8 加油溶性降粘剂降粘 (10) 9 稠油催化降粘 (10) 10 结语 (10) 四稠油脱水 (10) 1 转相点对稠油预脱水工艺的影响 (10) 2 克拉玛依某油田稠油脱水工艺 (12) 五其他 (13) 1 稠油拐点温度测算方法 (13) 2 稠油集输管线压降计算方法 (14) 3 原油降凝剂作用机理与影响因素 (15) 4 蜡沉积规律实验研究 (15) 相关资料 (16)
我国海上油气田主要分布在渤海湾、东海、南海西部、和南海东部，截止2005年底，共发现油田41个，气田4个，开发井共计1286口，年产油量32×106m3，年产气量58×108m3。我国海上原油探明储量为29.3×108m3（储量分布见图1），稠油所占的比重较大，稠油储量的绝大部分分布于渤海湾，约为17.85×108m3。2005年，中国海上原油产量的43％来自重油油藏，预计到2010年，重油产量将占中国海上原油总产量的60％以上。 作为动力燃料和化工原料有着独特的优点，是其它新能源不能代替的。因此稠油的开发利用越来越受到人们的重视。 一稠油油藏特征 据我国现行标准，把原油比重大于0.934，粘度在100m Pa·S以上定位稠油（或称重油）。按照稠油粘度高低将稠油划分为三种类型，分述如下： 普通稠油：脱气油粘度为150～10000m Pa·S，比重在0.92以上。 特稠油：粘度在（1～5）×104 m Pa·S，比重大于0.95。 超稠油：粘度在5×104 m Pa·S以上，比重大于0.98，这种稠油在油层中实际上是不流动的。 概括而言，稠油主要特点如下：胶质与沥青质含量高，轻质馏分很少，少于10％，一般仅5％左右。稠油中含硫量很低，一般小于0.8％，石蜡含量也较低，通常在5％左右。 二稠油开采方法 1 热力采油 热力采油主要是通过一些工艺措施使油层温度升高，降低稠油粘度，使稠油易于流动，从而将稠油采出。其主要方法有蒸汽吞吐、蒸汽驱、火烧油层、热水驱等。 1.1蒸汽吞吐 蒸汽吞吐是一种相对简单和成熟的注蒸汽开采稠油的技术，其机理主要是加热近井地带
断块油藏剩余油分布规律与控制因素研究
断块油藏剩余油分布规律与控制因素研究不同类型断块油藏地质特征存在明显差异。Ⅰ类边底水断块天然能量充足，内部断层少， 储层物性相对较好；Ⅱ类简单断块单个油藏含油面积大（大于0.5 km2），构造较简单，储 层发育较稳定，能够形成完善的注采井网；Ⅲ类复杂断块单个油藏含油面积较小（0.1＜ S≤0.5km2），断层较发育，油层分布零散，注采井网不完善；Ⅳ类极复杂断块单个油藏含油 面积极小（S≤0.1km2），低序级断层十分发育，油层分布极零散，注采井网完善难度大。 目前断块油藏按照开发方式及含油面积能否形成注采井网划分为Ⅰ类边底水断块、Ⅱ类 简单断块、Ⅲ类复杂断块及Ⅳ类极复杂断块四种次级油藏类型。断块油藏相对于整装油藏有 其特殊性，断块油藏类型众多，在开发实践中，由于背斜、岩性断块构造相对简单，多采用 面积注采井网，开启型断块油藏一般天然能量较充足，注采系统方面的问题相对较少。而对 于半封闭、封闭型复杂断块油藏来说，开发效果的好坏主要取决于注水开发效果。但此类断 块油藏一般含油面积小，形状不规则，所以井网布置一般无规律性，注采结构不合理，注采 比低，这就使水驱控制储量及储量动用程度受到了限制，容易形成死油区，还会出现地层能 量下降、边底水突进等问题。本文明晰了此类断块油藏平面水驱控制的主要因素，研究合理 注采井网模式，指导了断块油藏合理开发与高效调整。 1 半封闭断块油藏平面水驱控制因素 （1）断块油藏地层倾角越大，上倾方向驱油时，重力作用抑制了水的流量，相同条件下，地层倾角越大，油井见水时间越晚，开发效果越好，平面水驱波及系数越高。（2）复 杂断块含油面积越大，储量规模越大，可部署井数多，从简单的一注一采到建立相对完善注 采关系，开发效果也是越来越好。（3）断块油藏从断块形态看，相同井网形式下，几何形 态不同，平面波及及开发效果差异明显，三角形井网对三角形断块匹配好，对梯形断块匹配差。（4）复杂断块受边水条件影响，边水能量越大，水线推进越均衡，水驱波及高，采收 率高，相同开发方式下，与满块含油断块相比，一定的边水能量可以提高边部及井间波及系数。（5）复杂断块断层夹角多，这种边角效应影响也很明显，断层夹角越小，夹角处难动 用的面积与储量越大。且随着油井距断层距离的增大而增大。这些影响因素的影响程度大小 是怎样的，我们进一步利用数值模拟与正交试验分析结合，分析了影响因素的敏感性。通过 标准回归、得到因素的影响权重，排序表明，排在前三位的分布是油水粘度比、面积、形态，是主控地质因素。复杂断块单元多、自然断块数量大，差异大，有必要研究其合理井网，提 高水驱控制程度，在主控因素分析基础上，进一步开展复杂断块油藏合理注采技术研究。 2.半封闭断块油藏合理注采研究 中小断块油藏由于含油面积小，可部署的注采井井数较少，井网调整难度大，因此井网 部署要结合油藏实际形状；由于形状对中小断块油藏井网部署影响很大，在考虑油藏形状时 需要考虑更多更具体的几何形状，这样得出的结论对中小断块油藏注采井部署就更具有指导 意义。（1）对于有弱边水的三角形复杂断块油藏，边缘注水开发可以有效的提高水驱控制 与动用，对于边水条件下，一般地层倾角大，高部位油层多，常用的顶部采油方式最大程度 提高储量动用，边缘部位注水可以有效提高波及。边部注水和转注后的井网形式以交错排状 井网较为适宜，井的个数按金字塔式分布，井在边水处注水或转注。（2）对于有弱边水的 四边形复杂断块油藏，边部注水和转注后的井网形式以不规则三角形井网较为适宜，井在边 水处注水或转注。（3）对于有弱边水的条带形复杂断块油藏，顶部采油，边水处注水或转 注注水开发可有效提高水驱控制与动用。（4）对于有弱边水的半圆形油藏，边部注水和转 注后的井网形式以环状交错井网较为适宜，井在边水处注水或转注；这种井网能够发挥径向 辐射的优势，井网密度在油藏内部稠些，在边水附近稀些，既能在一定程度上抑制边水的侵入，而且在没有注水井的地方还能有效利用边水的作用驱油。（5）对于封闭的复杂小断块，四边形断块来说，采用断层夹角处采油，边角部注水的开发效果均好于使用其他注水方式的 井网形式。对于三角形复杂断块，研究结果表明，采用边角部注水的开发效果最好，对比注 水井位于油藏内部的的井网形式，边角部注水井网及注水井排距油水边界一定距离时开发效
油田常用剩余油分布研究方法
油田常用剩余油分布研究方法 摘要目前我国多数油田都已进入开发后期，综合含水率为85%以上，一些老区块含水更是高达90%以上。在高含水的情况下，准确掌握剩余油的分布状况对老油田调整开发方案、制定增产挖潜措施具有重要的指导意义。概括了目前国内外研究剩余油分布的几种常用的方法，为现场工作人员提供了理论帮助，并对剩余油分布的研究方向进行了探讨。 关键词剩余油高含水 前言 目前我国绝大部分老油田都已经处于高含水期。高含水期油田开发与调整的研究内容可以概括为一句话，即“认识剩余油，开采剩余油”，其难度比处于低、中含水期的油田要大得多。重要难点之一就是确定剩余油分布及其饱和度变化规律，这是因为我国注水油田大多经历了几十年的开发与调整，地下油、气、水分布十分复杂，但这是一项必须解决的、有重大意义的问题。 20世纪70年代全世界油田的平均采收率仅为15%~20%，进入90年代提高到30%~35%，预计到21世纪的20年代初将提高到50%左右。我国目前的平均采收率在35%左右，地下还有大量剩余油没有开采出来，这是发展中国未来石油工业的巨大资源潜力。提高采收率，其核心问题就是要搞清地下剩余油的分布情况。 国内外剩余油研究状况 一、研究进展 现在国内外对于剩余油的研究可分成3大项：宏观剩余油分布研究、微观剩余油分布研究和剩余油饱和度研究。前两者是对剩余油分布的定性描述，而饱和度的研究是针对剩余油的定量表征。 1、剩余油宏观分布研究 这一部分是在宏、大、小规模上研究剩余油的分布。 （1）驱油效率与波及系数的计算 一般在油藏、油田、油区甚至在全国的范围内进行研究，求出驱油效率与波及系数的平均值，以提供剩余油的宏观分布特征，为挖潜方向的决策提供依据。 （2）三维地震方法 在油田开发中主要有两方面的作用：①在高含水期油田或老油区中寻找有利的原油富集地区。利用三维地震等综合解释技术进行精细油藏描述，改善了开发效果的例子不胜枚举；②监测油田开发过程。 （3）油藏数值模拟方法 利用油藏数值模拟研究油层饱和度，可以计算整个油层中饱和度在空间上随时间的变化，并可预测未来饱和度的变化，因此有很大的实用价值。这一方法主要用于两个方面：利用动态拟合的方法确定实际
超声波采油技术在稠油油藏中的应用分析
第47卷第8期2019年4月广 州 化 工Guangzhou Chemical Industry Vol.47No.8Apr.2019超声波采油技术在稠油油藏中的应用分析 *张军辉1,2,吴晓燕1,2,王成胜1,2,季 闻1,2,孔丽萍1,2,张润芳1,2,翁大丽1,2 (1中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司,天津 300452;2海洋石油高效开发国家重点实验室,北京 100027)摘 要:我国海上稠油资源储量巨大,常规开采技术难度大二成本高,超声波采油作为一种新型的三次采油物理方法,由于具有见效快二成本低二不会对油层产生污染等优点,近年来受到越来越多的重视三阐述了超声波技术在稠油开采中的油井增产二清防蜡二防垢除垢二稠油降黏等方面的作用原理和作用效果,并总结了超声波稠油开采技术的优缺点和技术适应性,对海上稠油油藏超声波开采技术的可行性进行了分析,为海上稠油高效开发新技术二新工艺的研究提供新思路三 关键词:稠油油藏;超声波采油;稠油降黏;增产机理;适应性 中图分类号:TE357.46 文献标志码:A 文章编号:1001-9677(2019)08-0027-03 *基金项目: 十三五”国家科技重大专项 海上稠油高效开发新技术(三期)”(项目编号:2016ZX05025)三 第一作者:张军辉,男(1985-),工程师,工学学士,主要从事油田提高采收率研究与应用工作三Application Analysis of Ultrasonic Waves Production Technology in Heavy Oil Reservoir * ZHANG Jun -hui 1,2,WU Xiao -yan 1,2,WANG Cheng -sheng 1,2,JI Wen 1,2,KONG Li -ping 1,2,ZHANG Run -fang 1,2,WENG Da -li 1,2(1CNOOC EnerTech-Drilling &Production Co,Tianjin 300452;2State Key Laboratory of Offshore Oilfield Exploitation,Beijing 100027,China) Abstract :China has a huge reserve of heavy oil,and conventional production methods are difficult in high cost and techniques.Ultrasonic waves production is a new physical oil production technique,containing the advantages of low cost,remarkable effects,no formation pollution,and is getting more and more attention.The mechanism and effect of ultrasonic waves production technique was described,especially in production well stimulation mechanism,ultrasonic scaling,ultrasonic viscosity decreasing and paraffin inhibiting,and so on.The advantages and disadvantages and applicability of ultrasonic waves production were also discussed.The feasibility of ultrasonic waves production in heavy oil reservoir in offshore oilfield was analyzed,in order to provide new technology for high-efficient development of heavy oil in offshore oilfield. Key words :heavy oil reservoir;ultrasonic waves production;heavy oil viscosity reduction;stimulation mechanism;applicability 稠油是指脱气油黏度大于100mPa四s 的原油,或者油层条 件下大于50mPa四s 的原油(不脱气)三我国的稠油储量丰富, 在新疆油田二胜利油田二辽河油田和渤海油田等都有分布[1-2]三有统计表明,全世界石油总产量的十分之一都是稠油,我国稠 油的年产量约1300万吨左右[3]三稠油的突出特点是含胶质二沥青质高,通常表现为黏度 高二密度大,流动阻力大,难以用常规方法开采,如天然能 量二人工注水等三近年来国内外发展了一种新的物理采油方法-超声波采油技术,其设备简单二作业成本低二对储层无伤害二增产效果好,受到了更多石油业内的关注三1 超声波采油的主要机理超声波采油技术是通过大功率超声波设备处理油层,使地层发生一系列物理化学变化,从而达到增加原油产量二提高采收率的目的三超声波增油机理主要包括以下几个方面[4]:1.1 机械振动作用(Mechanical vibration )(1)超声波将机械振动传递至油层孔喉当中,使毛细管直径发生规律变化,油水界面张力发生改变,残余油摆脱束缚,流出到地层孔道中[5]三(2)超声波的传播速度随介质的变化而变化,在石油中速度约为1500m/s,岩石中速度约为3800m/s三超声波在不同介质中传播的速度不同,这种差异使介质的振动速度不同,剪切应力在界面上随之形成,导致原油与岩石间的 附着力减弱,把原油从岩石表面剥离下来三(3)超声波对油层 发生作用,使岩石受到的应力规律变化,在应力敏感位置产生 裂缝,增大储层有效渗透率三(4)另外,稠油分子之间由于超 声波的作用产生激烈的机械振动,导致分子之间摩擦力增强,
稠油油藏钻采方案
第一部分常规热采开发方式采油工程设计
3.1 直井及定向井采油工程方案设计 3.1.1 完井工程设计 3.1.1.1 完井方式 友林稠油油藏出砂普遍，目前开发井都采用套管注加砂水泥预应力固井、射孔完井方式。 根据山东油田稠油开发实践，2013年友林油田超稠油油藏直井（定向井）主体采用套管注加砂水泥预应力固井、射孔完井方式，水泥返至地面，要求固井质量优良。 3.1.1.2 生产管柱设计 3）生产管柱设计 根据理论计算和经济效益对比，2013年部署区直井（定向井）生产管柱选择为： ①油藏埋深≤350m（337口），采用Φ73mm ×5.51mmN80平式油管； ②油藏埋深﹥350m（230口），采用Φ114mm×62mm隔热油管。 按2013年友林油田产能建设实施部署统计，有230口直井（定向井）需要使用隔热油管，按单井平均470m计算，需隔热油管10.81×104m，隔热油管性能参数见表3.1-7和表3.1-8。 表3.1-7 Φ114×62mm隔热油管性能参数 表3.1-8 隔热油管隔热等级参数表 此外，2013年友林油田产能建设实施方案还部署了10口动态监测井，设计单井井深470m。对抽油生产中采用的Φ73mmN80平式油管和Φ60.3mmN80平式油管进行了强度校核和生产适应性分析（见表3.1-9），两种管柱的强度和生产适应性满足采油要求。因此，为满足生产和动态监测的要求，动态监测井采用双管结构：主管、副管都采用Φ60.3mm×4.83mmN80平式油管。 表3.1-9 Φ73mm和Φ60.3mm平式油管强度校核
3.1.1.3 油层套管 根据山东油田稠油开发实践，直井和定向井通常采用Φ177.8mm套管。Φ177.8mm套管井筒半径大，流动阻力较小，有利于稠油流入井筒，也有利于后期防砂及维修作业。推荐采用Φ177.8mm套管。 全生命周期采油工程方案的实现，依赖于井筒的完好。而在热采开发中，套管损坏往往导致生产井提前报废。因此，建议钻井工艺使用TP90H或以上钢级的热采套管，保证井筒完好。 3.1.1.4 射孔工艺 友林油田侏罗系八道湾组压力系数为0.94，原油粘度高，无自喷能力。因此，射孔方式选择电缆传输方式，具体射孔参数如下： 射孔弹：YD-89弹 孔密：20孔/m 布孔格式：螺旋布孔 布孔相位：60° 射孔液：稠油脱油热水 3.1.1.5 井口 为防止地层破裂发生汽窜，友林超稠油注汽压力应不高于地层破裂压力。油藏工程要求结合2012年实施区的实际注汽压力情况见表3.1-10，2013年实施区八道湾组井口注汽压力控制在9.0 MPa ～12.0MPa之间。根据油藏工程设计的注汽参数，采用耐压14MPa的热采井口可以满足要求。 表3.1-10 重18井区2012年投产井井口注汽压力与2013年注汽压力预测 1）生产井：采用KR14-337-65型热采井口，最高工作压力14MPa，最高工