简介:随着许多优质油藏的有效开采变得难以为继,注水、CO2和蒸汽驱油就成为如今常用的增采手段。在这类油藏中优化采收率的工艺很多都涉及到井网布署和生产控制。一旦出现驱替流体前缘过早突破,要想提高油藏的开采经济价值,可供选择的措施一般只能是近井筒控制,以此降低非烃流体的开采、分离和处置成本。然而,这类控制措施往往只能短期有效,导致个别产层甚至整口井过早报废。在油藏深部调整注水前缘通常会更加有效,而且能够更长期地控制非烃类流体的产出。如果能够在油藏深处成功地改变注入流体的波及形态,就可以提高驱油效率,降低运营成本,并提高最终的开采量。本文介绍了一种新型完井方式,在活跃水驱油藏中通过近井筒控制与油藏深部控制相结合改变流体流动状态。对采取和不采用这两种控制措施的完井方法分别进行了数值模拟,对模拟结果进行对比分析发现,前者具有明显的优势。文中介绍了在两种注采井网下对这些控制措施所作的优化,一种注采井网是单口水平采油井和一口垂直注水井,另一种是一对水平采油井和一口水平注水井。
简介:本文报道了用快速、低费用室内筛选方法确定和评价许多有前途的EOR表面活性剂的结果,该方法在选择与不同原油一起使用的最佳表面活性剂方面是非常有效的。表面活性剂的最初选择是以所希望的表面活性剂结构为依据的。相态筛选有助于快速确定有利的表面活性剂配方。进行了矿化度扫描以便观测平衡时间、微乳液粘度、油和水增溶比以及界面张力。添加了助表面活性剂和助溶剂以便减少凝胶、液晶和粗乳状液并且促使低粘微乳液快速平衡。用这一方法把支链丙氧基硫酸盐、内烯基磺酸盐和支链α-烯基磺酸盐确定为良好的EOR表面活性剂。能够以低成本得到这些表面活性剂,并且这些表面活性剂可以与聚合物和碱(例如碳酸钠)配伍,因此是表面活性剂-聚合物和碱-表面活性剂.聚合物EOR工艺的良好候选对象。在砂岩和白云岩岩心中试验了一种最佳配方并且发现,这种配方的采收率很高,并且表面活性剂滞留量低。
简介:我们介绍澳大利亚库珀和伊罗曼加盆地区域性盆地倒转、反应力体系变化和微裂缝形成之间成因联系方面的证据。垂向上叠置的库珀和伊罗曼回盆地分别形成于石炭纪-二叠纪和株罗-白垩纪,是澳大利亚主要的陆上油气产区。盆地在渐新世以来的倒转,导致部分地区数百米沉积岩厚度被剥蚀。在库珀-伊罗曼加盆地的微观岩心展示明显的、近水平方向的微裂缝(模型1)。这些天然裂缝均有粘土矿化作用,并且只出现在颗粒支撑的砂岩中,这暗示了颗粒边界的应力集中利于裂缝的形成。在大多数情况下,水平裂缝是封闭的,可能对岩石渗透率没有多大的作用。(sH>sv>sh)和逆断层(sH>sv>sh)之间的过渡型。最小水平应力(sh)和垂直应力(sv)大小相等,但是最大水平应力(sH)明显大于sh和sv。水平裂缝的形成需要有逆断层的应力体系(sH>sv>sh)。水平微裂缝的出现大致与最大倒转区一致。这种现象显示了,水平微裂缝的形成是由远场应力之间的反馈机制所驱动,这引起局部的陆内倒转并导致覆盖层的剥离,这翻过来又减低垂直应力的强度。与倒转有关的覆盖层的剥离可能足以助长逆断裂应力条件(sH>sv>sh)的形成,从而在盆地的倒转部分形成水平微裂缝。
简介:伊朗中东部地区塔巴斯(Tabas)地块上三叠统一侏罗系厚度很大,而且有很好的露头,这些地层对于认识中生代伊朗板块的演化至关重要。根据与基梅里(Cimmerian)构造事件有关的广泛分布的不整合面,把这套地层细分为几个重大的构造地层单元。和伊朗其他地区一样,这里岩性也有一次巨变,从中三叠统台地碳酸盐岩(Shotori组)转变为Shemshak群(诺里克阶-巴柔阶)(Norian—Bajocian)硅质碎屑岩,这次变化反映了伊朗北部地区早基梅里期变形作用的开始。在诺里克一瑞替阶(Norian-R.haetian)Nayband组海相地层沉积之后,在三叠系-侏罗系边界附近沉积了含煤的陆相硅质碎屑岩地层(Ba-e—Ha]i组),这次沉积相的变化发生在基梅里造山作用的主要隆起阶段。托阿尔一阿连阶(Toarcian—Aalenian)Badamu组凝缩灰岩的存在表明曾发生过大规模的海侵,此后沉积的下巴柔阶Hojedk组的岩相和厚度都有很大的横向变化。中巴揉期挤压一中基梅里期拉张事件把这次构造活动推向了高潮。由此而形成的中基梅里期不整合面把Shemshak群和上巴柔阶一上侏罗统Magu(或Bidou)群分隔开来。此后Parvadeh组和Baghamshah组(Baghamshah亚群)在晚巴柔期一巴通期(Bajocian—Bathonian)发生了上超,其上超的原因是塔巴斯地块的沉降速度加快,而不是海平面上升,此后发育了大规模的台一盆相碳酸盐岩沉积体系[卡洛夫一启莫里支阶(Callovian-Kinmleridgian)Esfandiar亚群]。始于启莫里支期的断裂作用(晚基梅里期事件)破坏了碳酸盐岩体系,其上覆盖了启莫里支阶一提通阶石灰岩质砾岩(1imestoneconglomerate)、红层和蒸发岩(Garedu亚群或Ravar组)。晚三叠世一侏罗纪,伊朗北部的相对海平面变化、岩相发育和地球动力事件序列基本上与之类似.这说明当时伊朗板块整体上为单个构造�
简介:位于阿拉斯加北斜坡的Kuparuk河油田是北美洲最大的油田之一。大约有三分之一的原始石油地质储量在它的C砂岩中,该砂岩是浅海相砂岩,具有强烈的生物扰动和复杂的成岩作用特征。菱铁矿的含量变化很大,导致渗透率、孔隙度和毛细作用变化很大。C砂岩中的矿物学、孔隙度和含水饱和度的电缆测井解释是相对简单的,它提供了粘土、菱铁矿和海绿石含量,并说明了岩心的非均匀性。由于孔隙度一渗透率交会图中点的分布极端分散,要计算实际的渗透率曲线是非常困难的。在用测井孔隙度估计渗透率的地方,关键的孔隙度-渗透率转换关系是糟糕的,因为其结果没有再现岩心分析数据中存在的极端分散状态。油藏描述的最新研究,要求重新估价渗透率模型,以便用一种简单的方式按比例放大来预测需要的特性,并输入到地质孔隙模型中使用。现在已经开发出一种预报渗透率的新方法。它以密度测井(RHOB)和岩相为基础,随机选择数据子群的岩心体积密度值。对每隔半英尺的测井深度点,岩心体积密度值是随机重复选择的,多次重复直到滑动时窗内的平均密度值,在标称的0.05g/cc的预置容限内,与RHOB测井曲线匹配为止。然后,把与选择的岩心体积密度值对应的岩心孔隙度和渗透率值当作为每个深度点选定的最后结果。这个方法复制了岩心孔隙度和渗透率值的统计分布,获得了各半英尺深度点的数值。我们把测量深度转换为SSTVD,并将0.5ft取样间隔按比例放大为1ft和2ft取样间隔。按比例放大的渗透率值与逐井分析的岩心塞得到的kH相匹配,也与从观察许多井的最大流量得到的kH一致。在提供与其他测量的渗透率值匹配情况下,按比例放大的渗透率值也可用在地质孔隙模型上。
简介:为了识别三维地震数据和生产测井数据之间的非线性关系和映射,开发出了的一种综合方法。该方法在一个在产油田得到了应用。它采用了诸如地质统计和传统的模式识别等常规技术,并结合现代的软计算(softcomputing)技术(神经计算学、模糊逻辑学、遗传计算学和概率推理学等)。我们的一个重要研究目的,是在三维地震数据和现有的生产测井数据的基础上,利用聚类(clustering)技术确定最佳的新井井位。采用三种方法进行分类:(1)k-平均聚类;(2)模糊c-平均聚类;(3)识别相似数据体的神经网络聚类。在井筒周围可以识别聚类组(duster)与生产测井数据的关系,所得结果用于在远离并筒方向上重建和外插生产测井数据。这种先进的三维地震和测井数据分析与解释技术可用于:(1)确定生产数据和地震数据之间的映射;(2)在多属性分析的基础上预测油藏连续性;(3)预测产层;(4)优化井位。