朝阳沟裂缝性低渗透油田井网适应性研究

通过对比分析朝阳沟裂缝性低渗透油藏与裂缝主方向分别成11.5°和22.5°的两种不同井网的开发效果,表明与裂缝成11.5°的井网与裂缝匹配性较差,开发效果相对较差。并从油藏的水驱控制程度、压力传导情况、采收率及经济效益等方面研究评价了朝1.55区井网的适应性,为指导油田的加密调整,在技术和经济两方面综合评价确定了合理的井距和井网密度,并针对朝1-55区的地质特征,提出了井网和注水方式调整办法,在朝55区块实施后,取得了较好的现场试验效果。     

吉林油低渗透油田注采井网适应性技术研究

对吉林油区已开发的五个低渗透油田注采井网调整的目的、意义和调整效果等进行了分析研究。总结了低渗透油田物性差，一般发育天然方向性裂缝，而裂缝对地下渗透场影响较大等特点。提出了低渗透油田注采井网适应性技术：一是注采井排距不宜过大，排距应在１５０～２００ｍ、油井距应在２００～３００ｍ为宜，注水井距离可以大于３００ｍ；二是注水开发初期应以反九点注水方式，后期转为线性注水方式；三是注水井排方向初期与裂缝呈４     

低渗透油田开发注采井网系统设计探讨

对比研究了低渗透率砂岩油田开发的合理井网及其产能的影响因素。裂缝的存在大大加剧了低渗透率油藏中渗透率分布的方向性,在对比分析了不同井网的特点及数值模拟结果后,提出菱形反九点井网是低渗透率油田开发中的相对合理井网。菱形反九点井网中,储集层渗透率与合理排距／井距值关系密切,渗透率越低,合理排距／井距值越小,对渗透率较大的油藏,排距／井距值约为1：2。影响菱形反九点井网开发效果的因素有：采油井和注水井的压裂状况、注水井和采油井的压裂规模、油层的韵律性、平面渗透率比值及角井的转注时机。图4表1参5（郭海莉摘）     

二连低渗透砂岩油藏井网适应性研究

方法 应用油藏工程评价和经济评价方法,研究二连低渗透砂岩油藏的合理井网密度和油水井井数比目的 正确一连低渗透砂岩油藏目前井网的适应性,为开发调整提供依据。结果 在目前油价下,二连低渗透砂岩油世故共 有１８－３２口加密的可能,当油价上升后,可加宓同井数增加;各人合理的油水井井数比为２：１左右,个别断块接近３：！;针对井网的实际情况,对井网部署提出了自己的看法,可作局部加密调整,但调整余地小;注采井数     

低渗透油田井网形式研究及实践

吉林油田依据低渗透油田裂缝发育的自身的特点以及多年生产实践,运用数值模拟、驱动压力梯度、微地震研究等油藏工程方法,按照最佳配置裂缝系统、井网系统、注采压力系统的原则,提出三种井网形式,即正方形反九点、菱形反九点、矩形井网。在油田开发实践中,根据裂缝不发育、较发育和发育的三种不同情况,分别采用正方形反九点、菱形反九点、矩形井网形式开发,取得了明显效果。     

大庆外围低渗透油田可采储量评价方法研究

油田开发大体可分为开发前期、开发初期、稳定开采期、开发调整期、开发后期五个开发阶段，对处于不同开发阶段的油田，其可采储量评价方法也不同?大庆外围油田由于开发时间短，多数油田综合含水较低，因此，评价外围油田可采储量主要采用以下方法：标定采收率系列方法、经验公式法、经验图版法、实验室法、数值模拟法、水驱特征曲线法和递减曲线法。对于一个具体油田，由于受油田地质开发因素、油田所处的开发阶段及方法本身应用条件的制约，应用上述方法时会遇到一些问题。通过对大庆外围低渗透油田的可采储量计算方法进行评述，总结出一套外围油田可采储量预测原则，在应用中便于参考。     

低渗透裂缝性油田井网优化数值模拟研究——以两井油田为例

低渗透油田开发与裂缝密切相关，因此井网部署是否合理是低渗透油田开发成败的关键，利用数值模拟手段对吉林两井超低渗透油田让11试验区裂缝性超低渗透油藏的菱形井网和矩形井网进行了井网模式和井排距优化研究，这一研究成果为我国超低渗透油田采用合理的井网进行有效开发提供了借鉴。     

朝阳沟低渗透油田井网加密方法研究

分析了大庆朝阳沟低渗透油田开发效果差的主要原因,给出了考虑启动压力条件下,采收率与井网密度的关系式;研究了水驱控制程度、油藏渗透率下限、有效驱动系数等参数对井网密度的影响;确定了朝阳沟油田合理井网密度界限。在此基础上,提出了应用油藏精细描述成果指导井位设计的思想方法。现场实施后,取得了良好的开发效果,预计水驱采收率可以提高8.9个百分点。     

低渗透油田开发的合理井网

低渗透油田开发往往与裂缝密切相关,因此其井网部署是否合理是低渗透油田开发成败与否的关键.本文在回顾了低渗透油田开发井网形式的演化后,对低渗透油田开发的合理井网进行了认真分析,指出低渗透油田开发的合理注采井网应该是不等井距的沿裂缝(天然的或压裂的)线状注水井网.在此基础上,提出了低渗透油田开发合理井网部署的几个关键问题,即必须要搞清楚裂缝的方向,必须要在压裂优化设计基础上确定出基质渗透率和裂缝渗透率的比值.最后还就利用水平井开发低渗透油田的井网问题进行了探讨.     

低渗透油藏CO2驱试井解释方法

针对低渗透油藏CO2驱试井解释方法不明晰的问题,基于多区复合模型渗流理论,考虑低渗透油藏存在启动压力梯度与压力敏感以及CO2驱替过程中流体性质变化的特点,建立低渗透油藏CO2驱试井解释改进模型,并运用数值差分方法进行求解。同时,综合SPSA优化搜索算法对压力曲线和压力导数曲线同时进行拟合,最终形成一套低渗透油藏CO2驱试井曲线自动拟合与参数解释方法。对矿场实际试井曲线解释参数变化规律进行分析,结果表明:考虑低渗透油藏特性对储层渗透率解释值有较大影响,优化后渗透率解释值比初始解释值增加了37.97%;而导压系数、压缩系数变化指数等相关参数解释值受流体分布非均质性影响程度较强,分别较初始解释值降低了16.94%和21.97%。矿场实际数据的应用效果显示,提出的试井解释方法可操作性强,适用性较好。     

大庆外围特低渗油藏微生物矿场试验效果

在大庆外围"三低"油藏选择了有代表性的朝阳沟和头台两个油田开展了微生物吞吐矿场试验。头台油田筛选出了嗜热耐高温80℃菌种,朝阳沟油田筛选出了嗜温45 ℃菌种。试验结果表明,外围特低渗油藏微生物矿场试验突破了国外微生物采油渗透率最低标准大于50×10~3μm2的界限,在渗透率18×10~3~4.5×10~3μm2的条件下取得了投入产出比1:4以上的好效果、低渗油层微生物单井吞吐试验的效果普遍好于酸化解堵、水力高压解堵、注聚合物等措施。该技术工艺简单,成本低,不污染环境,是一种经济有效的提高采收率的方法。     

低渗透油藏井网加密试验研究

针对史103井区存在注采井距大、油水井压力传导困难、地层压力保持水平低以及油井见效率低等问题,从体积波及系数、采收率、经济效益等方面对加密调整可行性进行了充分论证,确定了合理的井距和井网密度,优选了加密调整方案。现场实施后,日产油增加40.5 t,自然递减由8.2%下降为3.3%,可采储量增加5.2×104t,水驱采收率由23.6%提高到24.9%,水驱开发效果明显,同时也为同类油藏的调整提供了借鉴。     

低渗气田的合理开发方案研究

M气田为典型的低渗干气气藏，由于面积大、储量高，投产井数少且时间短，故各沉积单元的储量动用程度很低。为了使单井能够控制足够的储量且具有一定的供气能力和经济效益，文中通过经济极限井网密度法来确定该气田的经济极限井距；综合分析了M气田的地质特征及开采动态，采用均匀井网形式进行衰竭式开采。依据M气田地质特征及井网井距论证成果，共设计了8套对比方案，通过对各方案的数模预测，对比分析经济评价结果，推荐方案3（1000m井距的正方形井网）为最优方案。     

基于流管模型的低渗透油藏水驱平面波及系数计算方法

中国部分低渗透油藏通过注水开发实现了有效动用,但水驱波及程度较低,亟需开展水驱平面波及评价方法研究。传统流管模型是一种较好的水驱平面波及快速评价模型。通过对其进行改进,建立可考虑启动压力梯度、各向异性、人工压裂裂缝、非活塞驱替和不规则井网的流管模型。在修正的流管模型基础上,编制低渗透油藏的水驱平面波及系数快速计算模块,研究井网形式、井排距比和各向异性对水驱平面波及系数的影响。研究结果表明:低渗透油藏储层物性差且存在启动压力梯度是生产井注不进采不出的主要原因;不同各向异性下存在最优的井排距比,并给出了低渗透油藏井排距比优化图版;生产过程中应注意井网完善程度,及时补孔,改善注采对应关系。     

低渗透储集层测井评价方法

低渗透油藏的类型很多，而且大多数是复杂岩性油气藏。不同类型的低渗透油藏测井评价的重点和解释方法都不尽相同。低渗透油藏涉及中一高孔隙度低渗透储层、低孔隙度低渗透砂岩储层、低渗透性砾岩储层、泥岩裂缝储层、裂缝性碳酸盐岩和火成岩储层等六种类型。文中从低渗透油藏的地质特点和测井解释难点出发对上述油藏的测井评价方法作了介绍。     

Y1砂砾岩低渗透油藏提高采收率对策研究

胜利油田Y1砂砾岩油藏投入开发后,由于地层能量下降,产能较低,长期处于低速低效开发状态。为提高油井产能,对该油藏重新进行了地质研究,通过精细地震解释、地层对比和测井储层评价,分析了Y1沙四段砂砾岩油藏注水受效特征,明确了注水受效的主要影响因素,合理优化了井网模式,确定了合理的井网密度及经济技术井距,提出了以多段压裂技术为主、径向水射流技术为辅、横向沟通储层、纵向均衡驱替的砂砾岩注采井网适配技术。这些技术实施后,该油藏产油量、采油速度、日注水量明显提高,含水率、注入压力下降,预测采收率可提高6.9%。     

低渗透油田蒸汽复合驱实验研究

针对肇源油田渗透率低、储量丰度低、单井产能低的 "三低油藏"特点,利用一维管式物理模型, 以驱油效率作为各种驱替方式的评价手段,探讨了低渗透油藏蒸汽复合烟道气驱的适应性,确定了合适的开采方式和注入参数.结果表明,高温混合气(气汽比为1:1)的驱油效果好于250 ℃蒸汽驱的驱油效果;段塞越大,驱油效率越高,但低于高温混合气(气汽比为1: 1)的连续驱替.