复杂断块油藏合理开发层系优化实践

复杂断块油藏经过几十年的开发进入高含水阶段后,注采关系更加复杂、层间及平面矛盾日益突出、井况问题不断加剧。在剩余油潜力研究基础上,对Z油田开发层系进行可行性分析,建立了2套注采井网,从而达到了层系清晰、井距合理、井网独立的目的。预计层系重组后,油田可提高采收率6.1个百分点。     

彩南油田C9区三工河组油藏井网密度评价方法探讨

彩南油田C9区三工河组油藏进入开采中后期后,已有的注采井网无法满足油藏稳产的要求,需要对其进行重新评价和调整。通过实例对4种油藏井网密度评价方法进行了探讨,计算出该区经济井网密度,根据所得结果对三工河组油藏现有的井网状况进行了调整,综合开发实践证明采用这几种评价方法调整井网是可行的,也是有效的,为C9区块的层系、井网调整借鉴提供了科学依据。     

低渗透油藏分层区块注采井网优化研究

中低渗透油藏在我国分布广泛,具有很好的开发潜力,但由于其渗透率较低,储物性差别较大和油层非均质性严重,所以给开发开采带来很大难度。因此,有必要对此类油藏进行深入的研究。对NH油田为中低渗透油田进行研究,对其资料进行分析可以发现其在开发过程中存在的不足:如在开采初期,区块内一半以上的生产井为天然能量的产油井,天然能消耗较快,地层能量递减很快,采收率偏低,为12.13%;注采井距很大,普遍在350 m以上,井网不适合不完善,注水效果不好,这些都严重制约了该油田的发展。根据实际研究数据,得出该区块的最佳井距为200 m。在对NH油田地质特征和历史生产数据的分析基础上,进一步对其先期的开发效果进行了评价,通过对4种不同的井网形式的注采单元的注水模型进行模拟计算。结果表明,菱形注采井网和九点法注采井网对该油藏的驱替效果相对最好。根据NH油田的地质特征建立相应的H8区块模型,并设计了4套不同布井方式的注采方案,利用油藏数值模拟软件对其进行模拟预测。     

稠油热采递减影响因素研究

通过对河南油田稠油吞吐规律与生产过程中产量影响因素研究,建立了热采递减模型,包括正常递减(即周期递减)和非正常递减两个方面.周期递减主要与油层物性、原油粘度、井网条件等油藏开发的地质奈件有关,一般是常数;非正常递减包括汽窜、出砂、注汽滞后、待作业等地质及管理影响因素有关,一般是动态变化的,不是常数.该递减模型有助于指导稠油油藏控制自然递减、编制开发调整方案、以及规划和安排产量等,对矿藏实践具有很重要的应用价值.     

港西二区污水聚合物驱方案研究与实践

随着油田开发的不断深入,已经进入高含水、高采出程度的老油田进一步提高采收率是未来开发的重点和难点,应用三次采油技术是复杂断块油田提高最终采收率有效的技术手段之一。针对港西二区开展了污水聚合物驱方案研究,通过对井网、层系、注入参数等指标进行系统优化,运用化学驱数值模拟技术对开发指标进行预测,确定了污水聚合物驱的实施方案,预计可提高采收率6个百分点。     

录井技术在喇嘛甸油田精细分层注水中的应用

喇嘛甸油田目前年均综合含水94%以上,已进入特高含水开采阶段,含水高、含水速度上升快、厚油层层内动用差异大、油层间吸水差异大、注采无效循环严重等是该油田开发面临的难题。以试验区为基础,从静态角度进行分析,应用试验区内已完成的井壁取芯井资料,通过地化分析及荧光显微图像资料,对目前剩余油状况、水淹状况进行综合分析,对各井网开发层系评价整体注水开发效果,分别对油井或注水井提出相应的作业措施,为编制精细分层注水施工方案提供可靠的地质参考依据,效果较好。     

基于BP神经网络的油田注采系统分析

油田注采系统分析是制定采油工艺方案的重要工具,它广泛应用于生产动态分析及油田采油工艺方案的优化设计.本文通过多层前馈神经网络理论,建立了地层压力预测的BP神经网络模型,使目前常用的油田注采系统分析的机理模型转变为功能型模型,从而无须刻意研究注采过程中复杂的流动机理和非活塞式径向水驱油过程,从而方便地对注水开发油田进行注采系统分析.通过对长庆油田17口井的分析表明,计算结果与实际具有很好的一致性.从而为油水井工艺的调整提供了科学的依据,对油田提高开发效果和管理水平具有积极的作用.     

沙埝油田沙7块综合调整研究与实施

沙埝油田沙7块非均质性强，开发效果较差。通过对沙7块生产中暴露出的问题进行分析，从解决平面和层间矛盾入手，通过储层压裂改造、细分层系开发、井间加密等措施，完善了注采井网，提高了油田采收率，取得了明显的效果。     

高含水油田不规则井网注采结构调整方法

对于高含水时期的油藏,注采结构直接关系到油田的开发效果。目前阶段,利用人工设计注采调整方案准确性低,难以寻找最优解,而传统数值模拟则多是针对规则井网进行注采调整,存在网格维数高、优化梯度求解复杂等缺点。以厄瓜多尔A油藏为例,利用井间连通性理论结合优化算法对高含水油田不规则井网进行注采优化调整,可以在实现自动制定转注井位及时机的同时求解注采参数,并在厄瓜多尔A油藏进行实际应用,能有效改善油田开发,完善注采结构。     

煤层气田开采后期地面集输增压方式优化

沁水盆地南部是我国煤层气开发试验最早的地区之一,整体地质条件较好,开发条件佳。气田投产第5个年头产量达到峰值后开始逐渐递减,目前大部分生产井已进入开发生产后期。随排采时间增长,气井压力不断下降,产气量递减速率快,仅依靠单井和管网自身压力难以完成整个气田的集输过程,稳产形势严峻。结合气田开发后期面临的一系列问题,为增加气田全生命周期集输工艺的灵活性,对气田管网的压力系统进行优化。通过改变集输系统的压力级制,优选增压设备,有效降低了井口回压,单井产量显著提高,延长了气田的开采寿命,实现了老区高效开发。     

永安油田永7断块注采井网调整及实施效果研究

永安油田在注采过程中发现含水层上升、产量下降态势,为解决注采矛盾,充分发挥油井的生产能力,提高单井产量,采取注采井网调整,改善开发效果,增强油藏稳产能力.     

新民油田中洼北油藏特征及开发对策

对于本区低渗透的构造-岩性油藏,无气顶,边、底水不活跃,虽然初期产量较高,但产量递减快的现实情况迫使我们必需调整开发方式,通过油藏特征及储层展布等分析研究认为:主力小层砂岩厚度较大,平面分布范围广,且大面积连片,沉积条件相近,均属三角洲前缘沉积的低渗透砂岩,原始压力系统和流体性质无明显差别,具备一套层系注水开发的条件。借鉴新立、新民油田等邻区的注水开发的成功经验,认为研究区应采用注水方式保持地层压力,以期最大限度地提高油田采收率,获取最佳经济效益。     

王集油田改善开发效果技术对策

王集油田属于复杂断块油藏,目前存在局部注采井网不完善,油水井数比高,水驱控制程度低;注采对应状况差,注入水方向性强,平面受效不均匀;平面、层间、层内动用差异大,层间干扰严重;局部区域边水活跃,油井含水上升速度快等诸多问题,针对王集油田目前在开发中存在的一系列问题,提出了改善王集油田开发效果的技术对策。     

多层砂岩油藏精细注水开发实践

南堡油田为典型的复杂断块注水开发多层砂岩油藏,注水开发中暴露出平面、层间、层内矛盾突出的问题。以单砂体为单元完善注采井网及注采关系,应用大斜度多级细分注水技术缓解层间矛盾,应用分段调剖技术方法进行水淹层治理,实施酸化增注、压裂增注等综合性增注措施,实施精细注采调控,加强精细注水管理,油藏自然递减大幅下降,含水上升率得到有效控制,采收率提高。本文总结分析了南堡油田精细注水主要做法,对同类型的多层砂岩油藏精细注水开发有一定的指导与借鉴意义。     

玉东区块注水开发及稳产技术对策研究

LKQ油田属于超深稠油油藏。玉东区块是LKQ油田的主力区块之一,该区块于1997年试采,2000年正式投入开发。在实验和评价了常温水、热水、天然气、CO2、化学剂等介质驱替和吞吐开发的效果后,最终确定了技术较为成熟成本较低的常温注水开发作为玉东区块的主要开发方式。2006年7月试注,2007年9月开始进行全面注水开发。2008年4月区块部分井表现出受效特征,地层压力逐步恢复、单井产量明显上升、区块动液面止降回升、底水上升受到压制部分单井含水下降、老井产量趋于平稳。截至2008年10月通过将近一年的注水开发后,玉东区块产量运行平稳,结束了多年来衰竭式开发的逐年下降趋势。随着注水开发矛盾的逐步暴露,下步将分批次实施分层注水和分层系开发、调整注采结构,开展压裂、补层、提液等针对性较强、效果好的稳产措施,改善区块注水开发效果,提高玉东稠油采油速度和采收率。     

低油价下特高含水油气藏经济开发技术分析——以美国东威明顿油田为例

当前世界石油开发过程中注水开发仍处于主导地位,低油价下特高含水油田的经济高效开发成为各大油公司所面临的难题。美国东威明顿油田与胜利油田整装水驱砂岩油藏在埋藏深度、储量规模、储层物性、砂岩疏松程度、原油性质、含水程度等方面的相似性最高,但开发效果远远好于胜利油田。该油田通过精细油藏描述,聚焦低渗微相等措施,提高了剩余油的采收程度;通过大规模使用水平井技术和中渗储层水力压裂提高了单井经济产量;调整注采井网,优化注采系统等措施也大大提高了水驱开发效果。此外,通过压裂处理油田固体废弃物,注蒸汽固结砂层完井减少防砂费用等一系列措施大大降低了开发成本。东威明顿油田特高含水期经济开发技术为低油价下胜利油田特高含水主力油田的高效经济开发提供了有效借鉴。     

普通稠油油藏聚合物驱后进一步提高采收率技术——以古城油田泌124断块下层系为例

古城油田泌124断块下层系属于普通稠油油藏,油层含油井段长、含油层数多、油层厚度薄、地下原油粘度高、非均质严重。经过常规降压开采、笼统注水开发、分层注水开发、调整完善和聚合物驱等5个开发阶段后,单元层间矛盾、平面矛盾非常突出。通过聚合物驱后整体调剖、细分注水、注采调整,扩大了聚合物驱效果,进一步提高了采收率。     

调整井固井工艺技术研究进展

调整开发井主要用于老油田开发后期重组完善井网和实施层内细分开采,实现稳产和上产。受周围注采系统和生产现状影响,复杂的地层压力系统、多样的地层流体成分等导致调整井固井质量难以保证层间有效封隔。在分析调整井固井面临的各项技术难点以及对固井质量影响基础上,总结目前为保证固井质量所采用的主要技术措施和存在的问题,提出下一步可采取的技术措施与研究方向,为提高调整井固井质量奠定了技术基础。     

窄条带强边水普通稠油油藏聚合物驱技术——以双河油田核二段为例

双河油田核二段储层胶结疏松、含油宽度小、地下原油粘度大、边水能量强。经过二十多年天然能量开发后,油藏采收率低、采油速度低、采出程度低、综合含水高,开发效果逐年变差。聚合物驱采用井网调整、注采参数优化、聚驱前整体调剖、配产配注优化及分注工艺等关键技术,取得了较好的矿场应用效果。双河油田核二段窄条带强边水普通稠油油藏聚合物驱的成功经验扩大了聚合物驱应用范围,拓宽了三次采油领域     

升平油田北部储层含油特征研究

升平油田位于松辽盆地中央坳陷区三肇凹陷徐家围子鼻状构造向南倾没端延伸部位,主要开发的目的层为葡萄花油层。经过多年的钻井开发以及井网加密调整、注采系统调整和注水结构调整,储层发育相对较好的区块基本已经进入开发中后期,进一步开发的潜力越来越小,在老油田内寻找新的有利含油区的难度越来越大。升平油田北部地区存在着一个空白区,该区井控程度低,葡萄花油层储层发育差,已完钻井的葡萄花和扶余油层主要发育水层和干层,要进一步勘探开发难度较大。本文主要介绍储层含油特征研究的思路,通过该研究有望在升平油田北部空白区找到有利含油区块。