特低渗透断块油藏井网优化

通过海拉尔盆地贝中次凹南一段Ⅰ油组的地质、试采、开发特征的综合分析研究,主力开发层系Ⅰ油组属于特低渗透断块油藏,裂缝不发育,并建立南一段地质模型.对研究工区内探井、评价井各种资料数据统计分析,在考虑启动压力梯度条件下进行相关油藏工程计算,同时参考国内低渗透油田井网部署资料,综合油藏数值模拟方法得到南一段Ⅰ油组井网优化部署研究结果:矩形反九点,排距井距150 m ×250 m.综合南一段Ⅰ油组地质、开发现状特征,部署56口开发井,应用地质模型合理粗化数据体进行油藏数值模拟,实现15年开发指标预测,为油藏的合理开发投产起到一定借鉴和指导意义.     

克拉玛依油田七中东区三工河组油藏初期产能分布特征研究

七中东区三工河组油藏位于克拉玛依市东30㎞处,区域构造上位于克百断裂带的中段—南白碱滩断裂上盘。2006年申报新增含油面积6.73km2,地质储量197.52×104t,2007-2009年采用250m注采井距反七点法井网实施滚动开发,先后钻采油井32口,注水井15口。采油井初期产能0.1-13.2t,含水6.0-98.0%,初期产能差异较大。通过对该区储层特征、沉积微相、油层厚度、原油性质、生产压差、油嘴大小、储层压裂改造、注水见效等地质工程因素分析,结果表明,七中东三工河组油藏初期产能主要与沉积微相、储层压裂改造规模相关。     

水平井注采井网和注采参数优化研究

水平井注采井网开发低渗透、薄层油藏可以增大注水量、降低注水压力、有效保持地层压力、提高油藏的采出程度。结合M油田油藏地质特征,应用数值模拟和经济评价方法对该油田的水平井注采井网类型、方向、排距以及转注时机与注采比等开发指标进行优化,达到经济、高效地开发目的。结果表明,水平井注采结构采用完全正对排状井网可获得较好的开发效果,优化后的井距为100 m,水平井与最大主渗方向呈45°夹角,注采井排距为300 m,地层压力水平在85%以上时注水保压,推荐注采比为1.0。研究方法和研究结果可为同类型油藏水平井注采井网部署提供参考依据,具有很好的借鉴意义。     

潜山油藏水平井注水开发效果综合评价研究

本文以边台潜山油藏为例,对水平井注水开发效果开展综合评价。研究表明:该油藏注水开发效果显著,但随着开发进入中后期,需要进行开发方式调整。水平井注采开发方式为交错注采、底部注水,立体注采开发模式为"顶部采油、底部注水、底水托进",确定了最优垂直井距、半井距、排距分别为300m、150m、250m,采取这种方式,可较好地提高裂缝型潜山油藏的最终采收率,实现油藏高效开发。     

宝浪油田宝北区块Ⅰ—Ⅱ油组合理注采井距研究

宝浪油田宝北区块储层渗透率低,Ⅰ—Ⅱ油组当前注采井距为260 m,难以建立有效驱动体系。应用启动压力梯度法、低渗透油藏经验公式法和压力恢复测试法,对研究区技术极限合理注采井距进行了研究,3种方法计算的合理注采井距分别为174,170和168 m。分析宝北区块Ⅰ—Ⅱ油组调整井新井投产或老井上返补孔初期产油量统计结果可知,平均单井初期产油量约为6 t/d,现有井网条件下单井控制石油地质储量为0.93×104t,利用经济井网密度对研究区的合理注采井距进行了研究,在油价为70美元/bbl时,经济极限井网密度为35口/km2,合理注采井距为169 m。     

H区块渗透率级差界限及水平井部署参数研究

经过多年滚动勘探开发,H区块目前已经进入高含水期,局部水淹严重,剩余油高度分散,且强底水活跃。利用油藏数值模拟技术,研究了H区块水平井部署渗透率级差、水平井部署参数及开发方式。结果表明,H区块合理渗透率级差上限值为4,分注分采开发效果较好,对于强水淹储层合理井距为240 m,对于弱水淹储层合理井距为180 m,并得到了构造幅度与含油饱和度的关系。     

低渗透油藏高含水期技术极限井距计算方法

低渗透油藏开发到高含水期阶段,钻加密井和调整井距是挖潜剩余油、提高原油采收率的重要措施。技术极限井距是挖潜剩余油的一个重要指标。针对低渗透油藏存在启动压力梯度的特征,以油水两相稳定渗流理论为基础,通过引入视粘度和拟势的概念,采用势的叠加原理推导建立了低渗透油藏技术极限井距计算公式,并以实际油藏参数为例,分析了储层渗透率、含水饱和度和注采压差等技术极限井距的影响因素。结果表明,技术极限井距随着储层渗透率、含水饱和度和注采压差的增加而增大。将计算结果应用到实际油藏井网部署中,储层物性较好、剩余油饱和度较低的区域,技术极限井距最大约为350 m;储层物性较差、剩余油饱和度较高的区域,技术极限井距最小约为250 m。调整后的井网对剩余可采储量的控制能力增强,预测提高采收率4.1%。     

钟市油田钟112井油藏开发方案研究

钟112井区油藏位于钟潭断裂构造带的钟滚挡断块上,在钟市油田的北部,邻近钟35含油区块。井区于2011年5月17日上钻第一口探井,在潜一段至荆河镇组取得较好发现,至当年11月,区内共完钻井4口。上报控制储量519.43×10~4t,含油面积0.56km~2。是一个具有弱速敏、中等偏强水敏、临界矿化度为184282mg/L、弱酸敏、无碱敏、弱压力敏的油藏,通过对前期油藏地质及试油试采资料综合分析后研究认为,油藏可分层开发,滚动实施,同步分层注水,保持地层压力,对于局部物性较差的区域实施压裂的原则进行。潜1~2和潜1_(1-2)~3、1_(3-5)~3小层分三套层系可为直接开发层,潜1~1作为接替层。开发井网井距采用200~250m井距最好,针对潜1_(3-5)~3小层,应采用边缘加点状注水的不规则井网进行部署,而潜1~2、1_(1-3)~3小层以水平井为主进行错位部署,并提出部署方案。     

透镜体低渗透岩性油藏合理井网井距研究

透镜体低渗透岩性油藏具有砂体分布零散、非均质性强等特点,开发过程中核部水淹严重,扇缘部水驱效果较差。为此,基于油藏工程方法与理论推导,确立了环形井网环距及采油井井距的计算方法并绘制了计算图版,同时,结合数值模拟方法,对透镜体低渗透岩性油藏有效开发的合理井网井距进行了研究。结果表明：基于相控剩余油条件下的核注翼采井网模式,可有效缓解正方形面积注水井网形式注水憋压的难题,进而降低注水难度,提高水驱效率;与正对井网相比,采用注采井数比为1∶2的核注翼采交错环形井网时,油水井流线分布较均匀,开发效果较好;对于3注6采与4注8采的环形井网,当环距为200 m时,最优采油井井距分别为300 m和250 m。该研究成果为透镜体低渗透岩性油藏的持续高效开发提供了理论基础和借鉴。     

陈家庄油田南区薄层特稠油油藏高效开发关键技术及其应用

陈家庄油田南区为薄层特稠油油藏,具有储层薄、油稠、出砂严重、含油饱和度低的特点,常规开发单井产量低。针对以上问题,在精细地质研究的基础上,开展了水平井开发及蒸汽驱技术政策界限研究,数值模拟优化结果表明:水平井布井极限厚度在3 m以上,吞吐阶段注汽强度为15 t/m,初期尽量提高采液量;当地层压力降至5 MPa以下开始转驱,蒸汽驱阶段采用水平井与水平井组合方式,水平井合理井距为150 m左右,合理生产井段长度为200～250 m,合理的转驱时机是吞吐4个周期左右,注汽速度为6～8 t/h,连续蒸汽驱的开发方式为最优方案。通过以上关键技术研究成果的应用,实现了研究区薄层特稠油油藏的有效动用,预计采收率可达到17%。     

玛湖砂砾岩致密油水平井钻井技术

准噶尔盆地环玛湖斜坡区三叠系百口泉组致密砂砾岩油藏,油气资源丰富,但是由于物性很差,常规直井、注水开发的模式难以有效地动用。借鉴美国和国内非常规油气开发的成功经验,结合玛湖本身的油藏地质特征,以地质-工程一体化理念为指导,优化完井方式和井身结构,开展井眼轨迹剖面设计与控制、高性能水基钻井液、砂砾岩储层个性化PDC钻头设计、薄油层长水平段地质导向、小井眼窄间隙固井等技术的攻关研究和试验,形成了玛湖致密砂砾岩油藏有效开发的水平井钻井配套技术,2015年以来共计完成50余口水平井,水平段长度突破2 000m、三维水平井扭方位90°、水平偏移距400m。水平井单井产量是前期试验水平井的3倍、直井的10倍,实现了低油价形势下玛湖致密砂砾岩油藏的有效开发,对我国西部类似地质条件的致密油气藏开发具有借鉴意义。     

薄互层砂岩油藏开发前期采收率预测方法研究

南海西部乌石油田A井区为典型的薄互层砂岩油藏,单砂体厚度1.0 m左右,砂体展布及连通性认识不清,开发前期采收率预测难度大,影响油田建产.开发实践表明,砂体连通性与合理注采井距是影响薄互层砂岩油藏注水开发采收率的关键因素,针对采收率预测,经验公式法无法考虑砂体连通性,地质综合法虽考虑了注采系统,但各参数的定量取值以经验...     

克拉玛依油田八区下乌尔禾组油藏小井距试验开发效果技术研究

克拉玛依油田八区下乌尔禾组油藏是特低渗透、微裂缝发育的巨厚层块状砾岩油藏。1979年采用反九点法面积井网试验开发,,井距从550m加密到275m,实现了全面注水开发。"九五"后仍存在采油速度低、见效程度低、压力保持程度低等问题,于2004年在油藏中部4+5两套加密井网的叠加区开展了小井距试验,由275m×388m反九点加密为138m×195m反九点,后期转为五点井网平行裂缝方向注水。同时,控制单井注水量,采用点弱面强的注采政策,试验五年以来通过井网加密调整改善水驱控制程度,缩小井距、提高压力梯度使低渗透率油层充分动用起来,小井距开发在油田生产中后期取得了较好的成效。     

低渗碳酸盐岩稠油油藏开发技术政策研究

叙利亚A油田Shiranish油藏属于中孔低渗孔隙型块状灰岩稠油油藏。渗透率低、油稠,存在边底水、局部裂缝发育。油田天然能量开发采收率低,单井产量低,整体动用程度低。为了提高油田的采收率和储量动用程度,开展了动态分析、数值模拟研究及现场先导试验,确定了该油田稠油区以蒸汽吞吐为主的开发方式,并且对热采参数、水平井段长度、井距等进行了优化计算。计算结果得出,水平井长度400m,注汽压力15MPa,注汽速度250m3/d,井底蒸汽干度0.3,焖井时间5d,注采周期6~12个月,开发井距加密至100m,可以有效地提高储量动用程度和采收率。     

动态分析法确定低渗透砂岩油藏合理井距

低渗油田开发方案设计必须同时考虑经济合理井距和技术极限井距。现场可进行几种不同井距下的注采试验，然后根据各种井距下采油井的动态情况来定性判断低渗透砂岩油藏技术极限井距。如果技术极限井距大于或等于经济合理井距，则该井距就是低渗透砂岩油藏的合理井距，油藏工程方案就可据此部署井网。如果技术极限井距小于经济合理井距．则该油藏必须经改造后才能进行开发。     

埕海沙河街组高收缩原油特征及开发对策

为了高效开发埕海地区沙河街组油气藏,以化验、测井、测试、试采资料为基础,分析油藏相态特征,开展高收缩原油的开发方式、井距、井型、注采井网等论证,采取同步注水而非后期注水,选择300 m井距、600 m水平段长度、北东向注采井排,可以有效提高油藏开发效益;在不同井网优化论证基础上,优选水平井采油,定向井同期注水适合油藏的特点,开发指标预测较优;经实施该区新井初期产量超过了方案设计,区块开发取得了较好的效果。     

杏六区中部葡｜1—3油层聚合物驱布井方式研究

杏六区中部在40多年的开发历程中,先后经历了基础井网、一次加密和二次加密调整。到2009年12月底,区块平均综合含水率为92．6％,处于特高含水期开采阶段。通过分析葡｜1-3油层动用状况和剩余油分布特征,提出了以该油层整体作为一套层系、利用分注工艺降低层间影响的聚合物驱开发方式：聚合物驱注采井距保持在150m或小于150m的范围,在原一次加密调整井排和二次加密调整油井排问布一排注聚合物井,形成采出井和注入井排,排距为100m,井排上并距为200m,注采井距141m的五点法面积井网。在此基础上,预测了开发效果和经济效益。该布井方式对类似油藏聚驱井网部署及调整具有一定的指导意义。     

煤层气开发井网设计与优化部署

以鄂尔多斯盆地东缘三区块煤层气为例,按照开发前期井网设计、现场优化部署和动态效果跟踪3个阶段一体化的整体思路和方法,对煤层气开发井网进行优化部署和动态调整。开发前期井网设计以煤层构造、埋深、厚度、顶底板岩性、含气量、渗透率和水文地质条件等7个方面的地质条件为依据,确定开采井网应为菱形井网,井型以丛式井为主,水平井为辅;井网方位是菱形长对角线为面割理方向,短对角线为端割理方向;高渗透区井距为300~350 m,低渗透区井距为350~400 m。现场优化部署要充分考虑地表、地下和钻井工程条件3个因素,并遵循地上服从地下、工程服从地质的基本要求。动态效果跟踪阶段,通过对区内井间干扰和层间干扰现象的观察,重新优化部署24口生产井,调整36口生产井的开发层系,使得区块井网设计更为合理。5 a的开发实践证明,三区块优化部署后的井网和开发模式基本合理。     

辽河油田兴隆台深层潜山油藏钻完井技术

针对兴隆台潜山油藏埋藏深、油稀、含油高度2 300 m的特点,建立了以水平井和复杂结构井为主的平面交错、纵向交错的双交错、多层、叠置注采开发井网。优化设计了井网井距,纵向上分7层部署水平井、复杂结构井。设计水平井井距200~300 m,鱼骨井井距500 m。水平井的水平段和鱼骨井的主干段斜交主裂缝发育方向。优化设计了水平井、复杂结构井、定向井井眼轨道和井身结构,优化了钻井液设计、复杂结构井完井管柱结构设计、井控设计、固井设计。通过钻完井施工、投产开发,兴隆台潜山共钻井135口,年产油102.11×104 t,实现高效开发。     

底水火山岩油藏水平井优化设计

针对底水火山岩油藏基质渗透率低、裂缝发育、见水快和产量低的特点,运用油藏数值模拟方法,采用双孔双渗、油气水三相模型,以新疆准噶尔盆地金龙油田J10井区为研究对象,开展水平井长度、井距、避水高度、裂缝间距、裂缝半长和裂缝导流能力对水平井产量的影响研究,得到了水平井开发参数最优方案。结果表明:J10井区水平井开发合理井距为300～350 m,水平段长度为630 m,最优避水高度为225 m,裂缝间距为90 m,裂缝半长为105 m,裂缝导流能力为60 D·cm。该研究结果在现场应用中获得了较好的生产效果,可为底水火山岩油藏开发部署提供参考。