乌5井区克下组特低渗油藏井网调整研究与实践

乌5井区克下组油藏为低孔、特低渗油藏,受构造、沉积微相、注采井网及注采强度因素影响,不同区域开发效果差异较大,主力产油区生产形势恶化。通过井网适应性分析及数值模拟研究表明,对于见水方向平行于主断裂走向的反九点菱形井网调整为五点法注采井网可取得较好的开发效果,采收率可从20.0%提高至23.1%;而油藏中部不规则反九点井网区域则采用加密调整的方式适宜,采收率可从18.0%提高至20.7%。     

盘2-5复杂断块区综合地质研究及应用

盘2-5断块为常规稠油油藏,已进入高含水开发期,水驱稳产难度大。通过深入油藏地质综合研究,建立地质模型,在搞清构造、储层特征及剩余油分布规律的基础上,完善注采井网,提高水驱控制程度15.3%,夯实稳产基础,提高采收率2.6%。     

深层高压低渗油藏提高采收率技术研究

针对中原油田文88块深层高压低渗油藏储层发育不稳定,采收率低的开发难点,文章以单砂体沉积微相研究为基础,通过沉积相约束下的合理层段组合、注采井距、注采井网的合理配置研究、相控剩余油挖潜研究,并选择适应高压低渗透油藏的配套工艺技术等开发实践,开展深层高压低渗透油藏提高采收率技术研究,探索高压低渗透油藏提高采收率的有效途径。     

油藏井网技术研究

合理井网密度的确定是油田开发中的重要环节,井网密度关系到油藏的水驱采收率和控制程度,直接影响油田的开发效果和经济效益。笔者对油田井网的有关文献进行分析,着重对井网密度影响因素、井网密度的确定等进行归纳和总结,得出了一些实际油田井网确定的规律。因此,油藏井网技术研究具有现实意义。     

延长油田史家畔区油藏工程研究

为合理高效开发油藏和提高经济效益,在现有的静、动态地质研究基础上,应用油藏工程理论与方法,对史家畔区油藏注水开发进行可行性分析,对油藏开采方式、合理井网井距及单井产能进行油藏工程研究,并进行开发方案部署,最终提高油藏采收率。     

厚层块状超稠油油藏火驱辅助重力泄油可行性研究

以S油藏为研究对象,应用数值模拟、油藏工程等方法对厚层块状超稠油油藏蒸汽吞吐后期转换开发方式进行研究。研究结果表明,该油藏适合火驱辅助重力泄油开发,先导试验井组已取得预期效果,预计最终采收率达到58.0%,较吞吐开发提高采收率33.2%。该项研究成果对同类油藏吞吐后期大幅度提高采收率提供了借鉴。     

红山嘴油田红浅1井区侏罗系稠油油藏剩余油研究

确定剩余油分布及其饱和度变化规律是一项必须解决的、有重大意义的问题。红山嘴油田红浅1井区侏罗系油藏开发始于1991年,经过20多年的生产开发,目前稠油油藏采出程度只有22.4%,其中八道湾组采出程度30.1%,齐古组采出程度17.1%。通过研究该区油藏剩余油分布情况,确定影响该区采收率的因素,选择合适的区层,通过采取加密井距的方式,提高油藏采收率。     

单56块超稠油油藏提高蒸汽吞吐采收率研究

单家寺单56块超稠油油藏在2001年投入开发,随着开发时间的延长,逐步进入高轮次吞吐阶段,最高吞吐周期达到12个,暴露出油井含水升高、井距偏大、停产井增多、井网不完善等问题,开发效果逐渐变差。为进一步提高蒸汽吞吐采收率,探索今后的工作方向,本文利用数值模拟技术,开展了超稠油油藏剩余油分布规律研究和井网加密调整优化研究,得出了井网加密的技术政策界限,使该块井网由141米×200米加密为100米×141米,经过实施,改善了开发效果,提高了超稠油油藏采收率,为同类型稠油油藏提供了借鉴经验。     

孤岛油田孤北35井区低渗油藏开发技术政策界限研究

本文在精细地质研究的基础上 ,针对孤岛油田孤北 35井区低渗油藏特征 ,充分利用油藏工程方法和油藏数值模拟技术 ,对不同注水方式及不同采油速度下的开采效果、合理井网 ,不同开采方式下的采收率等方面展开讨论 ,研究了油藏注水开发的可行性、注水方式及不同采油速度对开发指标的影响 ,为油藏的合理开发提供了较为充实的理论依据。     

文51油藏河道微相细化研究及挖潜

文51块油藏储层空间变化快、挖潜难度大的问题,深化了储层沉积微相研究工作。结合以吸水剖面研究为基础的层系优化组合研究,以沉积相的精细刻画为基础件,实现不同相带内注采井网的优化调整,提高油藏采收率,提升油藏开发水平。     

盘河断块高含水期稳产研究

盘河断块为常规稠油复杂断块油藏,已进入高含水开发期,稳产难度大。通过深入油藏地质综合研究,建立精细地质模型,深入剩余油分布规律研究,开展常规稠油水驱油规律及出砂机理研究。在以上研究的基础上进行综合调整,完善注采井网,提高水驱动用程度,夯实稳产基础,降低了自然递减,提高了采收率。     

低渗透砂砾岩提高采收率技术研究——以利853块为例

利853块位于利津洼陷北部郑南斜坡带上,主要含油层是沙三、沙四段砂砾岩体,属于低孔、低渗储层;该块2003年投入开发,目前采油速度仅为0.18%,采出程度为3.08%,针对油藏"双低"现状,开展综合地质和提高采收率技术研究,优选适合该油藏的开发方式,采用细分层系、加密井网、仿水平井小井距开发,提高低渗透油藏的开发效果,对同类油藏的开发具有重要的指导意义。     

长庆油田开发后期的精细地质研究

针对长庆油田长6油藏开发的特点,在油藏开发后期,采用精细地质研究的方式,对油藏实施挖潜增产措施的研究。为了提高油藏的开发效果,重新认识储层,实施重新划分油层,重新部署注采井网的模式,提高油藏的最终采收率。     

B16油藏合理开发技术政策研究

B16油藏于1989年3月投产,1990年4月开始注水开发,截止2008年6月累积产油206.4674×104t,累计产气2.9871×108m3,原油采出程度和溶解气采出程度分别为23.12%和44.14%。为了高效开发该气藏,以获取较高的采收率和经济效益,对该油藏进行了开发数值模拟研究。利用地质研究成果对B16油藏建立了相应的地质模型,在此基础上进行了储量拟合。对该油藏的生产历史数据进行历史拟合研究,取得了良好的拟合效果。对油藏"保持现有井网"继续开发20年,模拟预测相关的开发指标,总结剩余油的分布状况。从注采井网完善、地层压力保持程度、初期注采比等几个方面对该油藏的开发技术政策进行了数值模拟研究,所得的研究结论有利于指导该油藏实际开发生产。     

稠油油藏吞吐末期转火驱开发技术研究

G块为普通稠油油藏,于1977年采用蒸汽吞吐方式投入开发,经过20多年的降压开采,油藏压力水平低,油井产能低,进入低产低效阶段,迫切需要转变开发方式提高油藏采收率。G块油藏埋深-1510m~-1690m,不适合蒸汽驱、SAGD,适合火驱。运用数值模拟对火驱开发关键参数井网井距、燃烧方式、点火温度、射孔井段进行研究。该研究可为同类型油藏转火驱开发提供借鉴。     

坨28断块特高含水期层系井网重组优化

目前胜利油田具有4个整装油田,均以水驱开采为主。其中,不规则井网的储量占水驱储量的63%。因此,井网混乱、储量控制程度低、注采矛盾突出、剩余油分布规律性差等在不规则井网开发中普遍存在的问题会严重制约着采收率的进一步提高。针对胜坨三区坨28沙二1-3层系典型的不规则井网,利用数值模拟技术进行层系细分与井网优化研究,以达到为该区今后大幅提高采收率寻找到合理的挖潜思路及调整方向,并为相似类型油藏提供技术支持的目的。     

同井采注施工工艺分析及应用

油田在开发过程中,随着油井开采不断的进行,地层压力会逐渐下降,油藏采收率也随之降低,一般油藏采收率在20％左右,如果进行注水,补充地层能量,则油藏采收率将会提高5-8％。同井采注水技术的首次突破,是对传统注水开发方式的一次革新,有效地解决零散区块注水问题,该工艺在同一井筒内实现了采水、注水,节省了地面水处理设施、注入设备流程等费用,为边远小断块油田完善注采井网,实现注采平衡,提高零散区块的采收率提供了有效手段。本文主要分析井内直接增压的同井采注井工艺的原理及关键技术,并结合现场实例进行分析,进一步了解、认识该工艺。     

王70开发效果评价及井网重建实践

从精细油藏描述入手,开展了王70断块开发效果评价、剩余油分布规律及挖潜对策研究。在油藏工程研究基础上,确立了重建井网的原则。开发中,应用定向斜井、侧钻井及水平井技术、水动力学方法进行调整挖潜。实施后,断块开发效果得到了明显的改善,采收率由15%提高到21.1%。此次调整的成功,对类似油藏高效挖潜具有重要指导意义。     

商河油田低渗透油藏矢量井网转换研究

针对商河油田低渗透油藏开发过程中普遍存在的问题及剩余油分布特点,选取商13-4断块为研究对象,通过对该块油藏特征、剩余油分布特征的研究,进行了层系细分和矢量井网转换调整。采用了油水井排列方向与地应力方向平行的反九点注采井网,适时根据地层能量情况将反九点井网转换为排状注水井网,实现剩余油平面、层间均衡动用。通过矢量井网转换,区块水驱储量控制程度大幅提高,产量稳步提升、采收率增加,取得了较好的开发效果。     

裂缝性油藏水平井开发井网参数优化研究

对所研究油田井网参数进行正交试验设计,并在根据油藏实际参数所建立的裂缝性双重介质油藏数值模型中进行模拟生产,对模拟结果从提高采出程度与控制含水上升方面考虑分析,找所对采收率和井网见水影响相对较大的参数,并得到所给参数水平下的井网参数的最优组合。