裂缝性特低渗透砂岩油田压裂后开发调整对策

他拉哈油田英51区块为特低渗透油层,采用压裂投产方式。人工裂缝及地应力监测证明:该区块储层中有不同程度发育的天然裂缝存在。由于裂缝的存在,绝大部分注入水沿裂缝向油井窜流,而渗流到基质的注入水的流量和流速都有限,导致了井组大部分油井很难见效,部分井点砂体实际处于天然能量开采。鉴于英51区块的开发状况和裂缝特征,采取低注采比政策,尽量延长油井无水采油期;实施全井周期注水,控制油井含水上升速度;及时进行方案调整,控制见水层注水强度。对下一步调整对策提出了建议:提前调整注水方案;采用低注采比政策,实施温和注水,限制压裂层注水强度,降低裂缝开启的几率;采取油井堵水和水井堵缝等积极措施,调整注水及产液剖面,减缓层间和平面矛盾;开展线性注水先导试验,提高注入水的波及系数,改善区块开发效果。     

低渗断块油藏周期性注水设计原则

周期注水是通过周期性地改变注入水量来改善低渗油藏和裂缝孔隙性油藏水驱开发效果的一项技术。金南3号油田是苏北盆地金湖凹陷2001年投入注水开发的低渗断块油田,因油水井水力压裂改造造成油田注采井距适应性变差,部分油水井出现水窜现象,导致油田开发效果差。2003～2005年选择试验区进行周期注水试验,有效地改善了油田开发效果。文章从周期注水驱油机理入手,结合金南3号油田周期性注水试验区试验成果,论述了低渗断块油藏周期性注水的设计原则。     

安塞油田王窑区裂缝性储层注水综合研究

安塞油田王窑区长6油藏属典型低孔低渗油藏,主力油层为长611油层。该储层物性差,微裂缝发育导致油藏非均质性强,注水及剩余油分布明显受裂缝影响。进入中高含水开发期后,综合含水率上升迅速,产量递减严重。在进行野外露头观测和室内岩心观察基础上,对裂缝类型、性质、规模、密度进行定性和定量描述,使用古地磁方法确定主应力方向。结合实际生产资料,对注水开发中裂缝发育引发的生产动态特征进行分析,对比王窑区裂缝分布综合图与油井见水方位综合图,用生产动态方法验证裂缝研究的正确性。采用油藏工程与数值模拟相结合的方法,分析裂缝对注水开发的影响和剩余油分布特征。根据王窑区长611储层裂缝发育状况和裂缝发育区剩余油分布特征,提出在控制注水压力的基础上,进行强化注水、合理布局有效井网,提高侧向水驱效率,以及注水剖面调整等措施。     

线性注水方式在裂缝方向单一油田开发中的应用

新肇油田储层裂缝发育,注水开发初期即出现油井见水快、见水后含水上升快和产量递减快的特征,油田平面矛盾突出,注水调整效果差。为此,通过应用微地震和动态分析等技术手段对储层裂缝的发育状况进行了研究。结果表明,油田储层裂缝方向以东西向为主,与井排方向一致。在此基础上,结合裂缝性油田的渗流机理和数值模拟结果评价了目前井网的适应性,优选了注采系统调整方式,分批次地对古634区块转注了19口油井,形成线性注水井网。通过调整,有效利用了储层裂缝,使注水井排形成水线,促进了水线两侧油井储层的基质受效,进而缓解了由于裂缝造成的平面矛盾,扩大了注入水波及体积,增加了水驱控制储量,使油田含水上升速度和产量递减速度得到控制,尤其是较早转注的注水井区,见到了明显效果。     

三维流线模拟技术在鸭儿峡油田L油藏注采单元评价中的应用

鸭儿峡油田L油藏自1958年投入开发以来,经历了弹性—溶解气驱阶段、边外注水开发阶段以及边外、边内综合注水开发阶段。由于受过去开采时间长、开采技术落后、开采设备老化等诸多因素的限制,目前油藏虽处于高含水阶段,但还有很大的二次开发潜力。根据L油藏历年动态监测资料,再结合油水井生产数据及注水单元注水数据,动态生产数据、监测数据与静态地质、储层等数据结合,充分刻画目前L油藏的生产动态,摸清其注水替油井、注水单元注水井与采油井的对应效果,通过注采井组间流线模拟来评价注采单元中油井受效程度,并通过与现场注采井组间示踪剂监测成果对比来验证流线模拟的准确性,结果表明,三维流线数值模拟井组间连通性与示踪剂监测井组间连通性成果的一致性达到60%以上,模拟可靠程度高、评价周期短,提高效率的同时节省了大量成本。     

应用油藏精细描述技术指导密井网区块开发

以某油田FST研究区块密井网资料为基础,应用油藏精细描述技术,对某油田FST研究区块的储层沉积特征、储层裂缝特征、水淹情况及剩余潜力分布作了进一步分析、研究。根据研究结果,指导了射孔及压裂方案的编制;调整并完善了注采关系,共增加水驱厚度61.8m,增加水驱动用储量16.1×10^4t;改善了主力层和非主力层动用状况,调整井区40口油井,日产油增加3.1t/d,含水率下降1.1个百分点;指导注水调整,缓解层间矛盾;指导单井产能改造,累计增油4419.2t。     

包14块裂缝性低渗透油藏深部调驱研究与应用

辽河油田包14块为典型的裂缝性低渗透油藏,采用压裂方式投产。该区块裂缝发育,储层非均质性强,层间矛盾严重,常规注水开发效果差,无法达到标定采收率。通过三维地震资料与动静态资料紧密结合分析,对裂缝水驱机理进行研究并对调驱可行性进行论证,确定由裂缝驱油向孔隙基质驱油方式转变,进而引进具有封堵和驱替作用的深部调驱技术。结合包14块优势通道发育分布及裂缝开度,通过室内研究,研制出适合低渗透裂缝油藏的配方体系。优选储层及油层发育、剩余油富集、优势注水通道发育、连通性好的西南部构造高部位两个井组开展调驱先导试验。试验结果表明,日产油由10.8t/d上升至23.9t/d,含水由71.4%下降至56.3%,注入水推进速度由10.9m/d下降至6.1m/d,水驱储量动用程度由39.8%提高至52.2%,区块整体递减率下降,大幅改善了平面及层间矛盾。     

转向注水改善特低渗油藏开发效果

针对卫城油田沙四段油藏进入高含水开发后期,受裂缝发育影响,平面、层间矛盾日益突出,含水上升速度加快、开发形势变差的状况,开展油藏精细描述研究工作,重点研究地应力-裂缝对开发的影响,认识到注采井网不适应是该油藏高含水开发后期的主要问题。在剩余油研究基础上,一是通过实施避开裂缝方向优选转注井点,转换注采方向,使注采方向与裂缝方向成45°夹角注水;二是通过打塞、挤堵、重分、差层转注等手段,抽稀Ⅰ类层井网、建立差层井网,同时改变Ⅰ类层和Ⅱ、Ⅲ类层的注水强度,实现了卫城沙四段特低渗油藏高含水开发后期"转换注水方向、转换注采井别、改变注水强度"的转向注水。通过研究及应用,使卫城沙四段特低渗油藏注采井网逐步优化,水驱控制程度、水驱动用程度分别提高7.5和5.4个百分点,油藏综合含水下降0.4%,日产油量由135t/d回升到154t/d,自然递减率同期对比减缓7.62个百分点,增加可采储量10.5×104t,提高采收率1.45个百分点。     

子长油田富昌区调驱调剖技术的研究与应用

子长油田富昌区2004年开始进入注水开发阶段,目前与注水开发初期相比,平均单井日产油下降0.43t/d,综合含水率上升25.6个百分点。该区注水开发过程中存在层间非均质强,局部水淹水窜严重,油层动用程度差;边底水锥进明显,注水突进方向单一,油井受益不均衡;配套治理工艺方案优化程度不高,效果不明显且见效时间短等主要问题。针对存在的问题,对子长油田富昌区4个注水开发井组采用无机凝胶调驱工艺进行深部调驱试验,使用五段塞调驱体系,调驱剂配方为高相对分子质量聚丙烯酰胺+钠土+改性预交联颗粒+复合凝胶+交联剂,并通过公式计算了试验井组的调驱剂注入量。试验结果表明,4个试验井组的注水井均改变了吸水剖面,消除了指进现象,4口注水井吸水厚度增加了6.1m,平均单井启动压力较调驱前上升1.7MPa。试验井组的综合含水率平均下降3.82个百分点,单井组平均日增油0.57t/d,平均收益时间达到286天,4个试验井组累计增油1630.2t。     

井网加密条件下见水特点及治理效果分析

低渗透油藏注水开发过程中常常出现不同区块储层渗透率级差不大,但各区块开发效果差异较大的现象,而同一区块处在不同驱动方向上的油井见效程度和含水上升速度明显不同。朝1-朝气3区块开发初期采用300m×300m反九点面积井网,井网密度11.1口/km2,布有油水井255口,水驱控制程度64.3%;后采用不等距井网加密,共布加密井72口,加密注水井24口,对砂体的控制程度得到加强,水驱控制程度提高到74.5%。加密前后油井见水特征差别较大。其中,油井含水由加密前的呈跳跃式上升,中低含水期相对较短,油井采出程度仅为8.9%,油井呈现出裂缝式见水特征,变为加密后的油井见水呈缓慢上升趋势,中低含水期相对延长,油井采出程度达到15.4%,总体上呈基质见水特征。产液剖面对比看出,加密后高含水层所占比例较大,且受井距影响较大。对此,加密前对高含水井的治理主要以油井堵水为主,加密后的治理方法主要以周期注水和调剖为主,同时兼顾高含水油井的治理。目前,区块日产液344.9t/d,日产油282.0t/d,含水17.94%,采出程度16.23%,累积注采比3.14。     

多级模糊综合评判法在高台子油层中的应用

对于注水开发油田,油层动用与否主要取决于油层水淹状况的判别,而影响水淹程度的因素多且复杂,既有地质因素又有开发因素,且每个影响因素所起的作用是模糊的,往往不能用确定型的数学关系式来进行评价。多级模糊综合评价方法能较好地解决这类问题。应用萨尔图油田南二、三区高台子取心井资料、吸水剖面等资料,结合高台子油层精细地质解剖成果,从包括砂体类型、砂体厚度、连通状况、构造部位、油层均质性等5个方面在内的地质因素和包括注采关系、注采井距、受效方向、吸水次数、措施情况等5个方面在内的开发因素对其油层的动用状况进行细致分析,并运用多级模糊综合评判的数学方法对其进行量化分析,基本确定南二、三区高台子油层剩余油潜力小,主要分布在表外储层以及大面积分布的薄差油层中,对该区井网加密调整具有积极的指导作用。     

GVR成像测井在礁灰岩油田水平井开发中的实例分析

礁灰岩储层的双重介质特征决定了油田开发中水平井钻井风险高,有效储层钻遇难度大。为了确保钻井安全,提高储层钻遇率,在南海东部礁灰岩油田水平井开发中,应用GVR成像测井技术,对水平井进行实时地质导向,快速识别地层倾角以及裂缝,根据地层倾角的变化和裂缝发育程度,优化钻井轨迹。流花油田开发实践表明,利用GVR成像测井技术实施的7口水平井均没有发生严重井漏,成功规避了钻井风险,且单井初始日产油量在283.3~1828.4m3,确保了优质储层钻遇率。同时,GVR成像测井的裂缝解释突破了传统单一依靠地震的识别方法 ,为定量描述井旁裂缝空间分布以及裂缝对产能的影响研究提供了基础。研究表明,礁灰岩储层中单井产能与裂缝发育程度有较好的对应关系,单井裂缝发育程度越高其产能也越高,为油田后期调整井的设计和实施提供了地质依据。     

精细油藏描述技术在水平井轨迹设计中的应用

大庆油田萨中开发区自从2002年起进行水平井开发技术研究,经过几年的探索,形成了较为完善的挖潜厚油层顶部剩余油的水平井水驱挖潜技术。研究过程中,精细油藏描述技术在调整对象的确定、储层内部结构认识、水平井空间轨迹设计等方面发挥了重要作用,且该技术亦逐步得到完善。水平井的开发效果,取决于前期精细油藏描述的准备工作。如果在一定的油层条件下,选井过程中有较高的前期地质研究基础,对油藏认识比较清楚,构造、储层、流体特征刻画细致,并能够建立精细地质模型,则水平井就能得到较好的开发效果。大庆油田主力油层聚驱后设计的第一口水平井位于剩余油滞留区内,该井完钻井深1620m,完钻水平段长度563m,油层钻遇率达到67.1%。在深入研究剩余油分布状况、优化轨迹设计基础上,进行调整挖潜,该井初期投产日产液为134t/d,日产油为12.9t/d,含水为90.4%,含水较同类型直井低7个百分点以上,产能是直井的2倍以上,获得一定的开采效果。     

新村油田古26区块线性注水效果评价

到2008年底,新村油田古26区块共有油水井272口,其中注水井99口,抽油井173口。累积产油85．3235×10^4t,采出程度9．44％。区块开发初期,采用反九点法采油井网开发,区块油井见水快,产量递减快,地层压力分布不均衡,表现出明显的裂缝性油田注水开发特征。通过实施线性注水,有效减缓了区块含水上升速度快、产量递减快的矛盾,线性注水前后,因含水上升造成产量递减占区块递减构成比例有所减少,由2003年的14．10％减少到2007年的5．17％,减少8．93个百分点;2004～2006年注采系统调整使区块产量递减率分别下降了1．35％、0．36％和0．70％;线性注水前后对比,非主力层产出由31．1％上升到32．2％,非主力层吸水由29．5％上升到36．3％。利用采油速度、递减率、地层压力、存水率等开发指标对古26区块线性注水效果进行了评价。     

复合段塞堵水技术在欢17块油藏的应用

欢喜岭油田欢17块兴隆台油层为底水稠油油藏,受边底水影响,在油藏进入中后期开发以后,虽然实施了注灰堵水、避水侧钻等措施,但油井水淹程度不断加剧。通过对欢17块水淹状况、剩余油分布进行研究,确定了堵水实施区域,并应用了复合段塞堵水技术。调堵剂为弱凝胶、强凝胶和耐高温封口剂三个段塞组成的深部化学调堵剂。药剂封堵半径设计为15～20m,药剂处理量为600～1200t。调堵剂采用现场配制、连续搅拌、随用随配;施工注入应用了专为注聚合物类堵剂而设计的单柱塞双缸TDB堵水泵。现场应用表明,深部化学调堵剂具有选择性好、可大剂量使用、凝胶强度高、耐高温蒸汽冲刷等特点,满足了欢17块油井堵水需要;复合段塞堵水技术可有效控制欢17块边底水推进速度,实现了区块产量整体上升,累计增油11483t。     

M油田Z断块油水运动规律研究

MTZ油田Z断块位于苏北盆地高邮凹陷北斜坡带西部,为北东东向展布、受断鼻构造控制的层状砂岩油藏,储层孔隙度为10.2%～15.7%,渗透率为5.4×104～39.5×104μm2,地下原油黏度为14～20mPa·s,含油面积为2.5km2,探明储量为491×104t,多数油井已进入中高含水阶段。由于储层物性、沉积相带、井网完善程度的差异,导致注入水沿优势通道窜流,注入水利用率低,油水关系及剩余油分布复杂,因此判断油井的主要来水方向、识别无效注水井是改善注水效果、提高采收率的先决条件。分析了内部小断层、稠油环、微构造、沉积相、韵律类型、压裂等多种因素对Z断块油水运动的影响,并指出利用流线模拟计算的油水井分配系数可定量描述油水井之间的相互影响程度,判别出低效注水井及油井的来水方向,指导油水井的动态调配,从而使水驱前缘均衡推进,增大波及系数,提高水驱效率。     

复合射孔技术在扶余油田高含水开发后期的应用

扶余油田已进入高含水开发后期,随着采出程度的不断加深及油层水洗程度的不断加重,可动用潜力层的性质及井况逐年变差,严重制约着压裂措施的实施.该油田正韵律沉积储层层内非均质性较强,长期注水开发过程中,造成层内底部水洗,且在沉积过程中形成东西向垂直裂缝,导致底水上窜,注入水无效、低效循环;加之扶余油田1/3区域位于城区,随着城区改造及大平台井的增多,剩余油挖潜难度增大.通过对储层沉积特征、水洗特征、剩余油分布规律研究,认识夹层及沉积构造界面对水淹、水洗层的影响特征.利用复合射孔技术,开展不同层位夹层、构造界面影响下的储层不同部位下的射孔技术,有效挖潜了储层内的剩余油,解决了水平井等措施成本高的问题.利用复合射孔技术的增油机理,开展了稠油区的实验.目前累计实施108口井,有效率达81％,累计增油6120t.     

新肇油田整体周期注水技术理论探讨

新肇油田属裂缝性低渗透油藏。线性注水水线沟通后,注水压力上升速度快,导致部分水井吸水能力下降,同时也导致油井排油井间的剩余油不能得到有效动用,为此考虑在新肇油田采取整体周期注水,在缓解注水压力上升速度的同时,降低油田的注采比,通过高低渗透层的交互渗透作用,提高油井间剩余油的动用程度。     

高含水油藏注水井调剖选井方法研究

注水开发油田在开发中后期,由于注入水的长期冲刷,油藏孔隙结构和物理参数将发生变化,导致在注水井与生产井间可能产生高渗流通道,造成注入水的无效循环。孤南油田131块经过20多年的注水开发,含水率达到97%以上,为了提高水驱油效率,对该区块进行堵水调剖试验。首先利用PI值、FD值对该区块中4个井组进行初选;然后依据灰色关联理论及现场生产实际情况,对比分析了邓氏关联度模型与B型关联度模型,得出B型关联度模型在计算油水井间的动态关联度方面具有显著优势;最后利用B型关联度模型及历史生产数据,计算得出131-2井组关联度最高,选择该井组进行堵水调剖先导试验。试验后该井组累计增油1600t,取得了显著的经济效益,同时该区块的水驱开发效果得到明显改善,并为后期区块整体调剖提供了借鉴和指导。