鄯善油田地质特征及开发技术研究

本文立足于鄯善油田低渗透油藏开发特征,以及注水开发后高含水阶段油气资源开发特征,通过加强注采井管理、合理保持注采压力、确定最佳注采比、明确注水系统压力界限、掌握储层含水规律等技术措施,对增产稳产措施进行了探究。     

低渗油藏不等产量源汇合理注采井距影响因素分析

低渗透油藏合理井距的确定必须考虑启动压力梯度的影响。根据等产量一源一汇渗流理论,推导出不等产量一源一汇主流线上启动压力梯度最小值,结合启动压力梯度与渗透率关系建立了低渗透油藏合理注采井距确定方法。通过实验及影响因素分析确定注采压差、地层渗透率和注采比对合理注采井距影响关系,得出不等产量一源一汇,最小压力梯度的位置与注采比的大小有关,注采比对合理井距影响较小,储层改造对提高合理井距经济可行。     

曙古1油藏停注降压开采机理研究及效果评价

碳酸盐岩潜山油藏储层孔隙主要为裂缝和溶洞,其中溶洞是主要的储集空间,裂缝是主要的渗流通道。为了控制曙古1油藏含水上升,通过降低注采比,降低地层压力,充分利用底水能量驱油,在基质孔隙和缝洞系统之间建立起有效压差,动用基质孔隙和微小裂缝中大量剩余油,从而改善了油藏开发效果。     

新14区延9油藏中高含水期稳产对策研究

绥靖油田新14区延9油藏目前地质储量采出程度高19.9%,油藏开发阶段即将由中含水期进入高含水前期,含水上升趋势明显,稳产难度增大,因此通过该油藏沉积相、储层特征、构造特征等地质研究上,运用油藏精细数值模拟、动态分析等方法,系统分析了油藏的初期射孔位置、射孔程度、注采比、采液强度及生产压差,形成了一套边底水油藏中低含水期、高含水期高效开发的技术思路,为油藏的开发提供科学技术支撑。     

低渗高含水砂砾岩油藏产能影响因素研究

评估油藏产能并分析其影响因素是制定油藏开发方案时必不可少的一个环节,低渗透低产能高含水砂砾岩油藏开发也不例外。以乌尔禾油田W井区油藏为例,在井区分区的基础上对油藏产能进行了分析,从储层特征参数、启动压力梯度、油水分布及射孔参数等方面对油藏产能影响因素进行了分析研究,其中,在启动压力梯度影响作用的基础上分析了定井距条件下注采压差对产能的影响。经研究发现,针对油藏低渗透特征,启动压力梯度对油藏的储层动用程度有明显影响,进而对油藏产能产生很大影响;而针对油藏高含水特点,射孔层位的选取对油藏产能也存在十分明显的影响。     

低渗透油田高注采比机理研究

低渗透油田注水开发过程中,普遍具有注采比偏高的现象,这与物质平衡原理相悖。综合研究了新立油田地质特征和开发特点,认为高注采比主要受无效注水、垂直裂缝、弹性存水量、储层沉积特点和固井质量等因素影响,通过校正计算,合理地解释了低渗透油田高注采比现象,并对开发后期注采比变化趋势进行了预测,引入油层盈余率概念作为评价低渗透油藏注采平衡的1种新方法。     

低渗透油藏矩形井网产能计算研究

根据低渗透油藏的非达西渗流规律,利用流管法推导的压裂矩形井网产能公式,分析研究了影响产能和动用系数的因素,主要是压裂半缝长、井排距、启动压力梯度及注采压差等,对各因素的影响程度进行了讨论,结合油田实际,提出了提高低渗透油田开发效果的途径。研究结果可用于低渗透油藏现场开发方案的井网优化及储层动用程度的评价。     

低渗透变形介质油藏合理生产压差研究

岩石的强应力敏感性和启动压力梯度是低渗透变形介质油藏开发中必须要考虑到的基本特征。研究表明,为了使低渗透变形介质油藏得到合理的开发,防止由于应力敏感性对储层造成的伤害,必须制定合理的生产压差。合理生产压差与渗透率变异系数之闻满足相关性非常好的乘幂函数关系,岩石的应力敏感性越强,采用的合理生产压差就必须越低。     

靖安油田XⅠⅤ油藏中高含水期的合理注采比优化

确定水驱开发油藏合理注采比是油藏管理的重要任务,水驱油藏注采比直接影响油藏能量和水驱开发效果,是油藏最重要的开发技术之一。本文列举了几种确定合理注采比的油藏工程研究方法,并对靖安油田XⅠⅤ油藏中高含水期合理注采比优化。     

低渗透油藏高注采比原因分析

新立油田已开发区块属于低渗透-特低渗透油藏,注水开发过程中,普遍具有注采比偏高的现象,这与物质平衡原理相悖。通过结合新立油田地质特征和开发特点研究,认为高注采比主要受无效注水、垂直裂缝、弹性存水量、储层沉积特点和固井质量等因素影响;通过校正计算,合理地解释了低渗透油田高注采比现象,并对开发后期注采比变化趋势进行了预测,引入油层盈余概念作为注采平衡评价的一种新方法。     

启动压力影响下确定油藏有效动用半径

低渗透稠油储层具有启动压力梯度,油藏储量的有效动用受到更多条件的限制。基于低渗储层基本渗流特征,文中分析了油藏弹性能量开发中的不稳定渗流过程,并采用稳定逐次逼近法求解包含启动压力梯度项的渗流方程;考虑启动压力梯度影响,建立了在低渗透油藏衰竭开发过程中满足油井开井日产油量要求的有效动用半径的求解方法;结合油田实际情况,分析了低渗透储层中压力和压力梯度分布规律,以及油藏储量极限动用、有效动用半径的变化规律。研究表明,对于此类油藏,要综合考虑技术和经济条件确定油藏储量有效动用的界限,才能合理部署油藏开发井网。     

低/特低渗透油藏非达西渗流有效动用计算方法

依据渗流力学基础理论,及考虑启动压力梯度存在的非达西运动方程,建立了低/特低渗透油藏流体非达西流动的数学模型。通过积分变换得出解析解,建立了单井未压裂情况下的合理动用半径的计算方法,并绘制了不同生产压差下的基质动用半径与启动压力梯度的双对数关系图版。结合压裂椭圆渗流理论,给出了不同面积井网压裂情况下动用系数的计算方法,用于定量表征不同井网条件下储层的动用程度,为低渗透储层的油藏评价和开发设计提供了理论依据。     

利用启动压力梯度计算低渗油藏极限注采井距

从低渗储层单相渗流机理室内研究可以得到实测启动压力梯度;依据启动压力梯度的非线性渗流方程,并通过实验数据的统计拟合得到了低渗透储层启动压力梯度与流度的幂函数关系式。结合低渗透油藏渗流理论和低渗透油田实际,得到了低渗透油藏确定极限注采井距的公式和不同生产压差下极限注采井距与渗透率的理论图版,可为低渗透油田开发确定合理井网密度提供理论依据。     

塔中11区水平井合理生产压差

岩石的强应力敏感性和启动压力梯度是低渗透变形介质油藏开发中必须考虑的基本特征.塔中11区属于低渗透薄互层底水油藏,确定合理的水平井生产压差可以保证较高的产能和最终采收率.由于该区低孔低渗、垂向渗透率差,考虑强应力敏感性和启动压力梯度,从泵效最大、发挥储层潜能最大和抑制底水锥进的角度分别求取了合理生产压差,最终确定了TZ...     

低渗透油藏差异开发技术研究与实践 ——以济阳坳陷博兴洼陷为例

为提高低渗透油藏储量动用率和原油采收率,在总结博兴洼陷低渗透油藏研究成果及各种资料的基础上,依据低渗透油藏的地质特点和储层物性特征,通过理论研究和室内实验相结合的方式,研究了低渗透油藏的渗流机理,因不同渗透率级差低渗透储层流体渗流特征不同,将低渗透进一步细分为普通低渗透、特低渗透、超低渗透。对开发难度大的特低渗透、超低渗透油藏采取了常规注水开发、小井距注水开发、大型压裂弹性开发、气驱开发和长水平段水平井非常规开发等一系列差异开发技术,取得了明显的技术进展,并对这些技术在低渗透油藏开发的适用性进行了评价。研究认为,博兴洼陷低渗透油藏内的流体均具备一定的流动能力,通过差异开发技术改善渗流特征,可以实现有效动用。     

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%。     

红岗油田注水开发的几点认识

本文根据红岗油田的开发实践,分析了低渗透高饱和油藏的开发特点,说明这类油藏的开发要采用面积注水井网,早期注水保持压力的方法。在注水开发过程中,采用较高的注采比,保证主力油层注够水,选择油井合理流压和生产压差,对实现较长时期的高产稳产是十分重要的。     

特低渗透油藏实施同步注水注大于采的开发效果——以沙20油藏为例

大部分低渗透油藏不能做到同步注水,达到注采平衡的油藏更少。沙北油田沙20油藏特点为低压力系数、低气油比、低饱和压力和低油水粘度比。为提高水驱效果,沙20油藏实施了以下做法:采用同步注水开发,第二年实现注采平衡,之后注大于采,注采比保持在1.5;制定了合理的采液速度、注采比、压力保持程度等开发技术界限;通过连续防膨,有效控制了低渗透水敏性储层注水启动压力的不断上升;注水井实施层间分注,层内调剖,减小层间、层内矛盾,提高了剖面水驱动用程度;采油井调整合理的工作制度,高液量采油井控液,低液量采油井措施改造,调整水驱方向,提高注水波及体积。通过上述工作,沙20油藏注水开发5年同类油藏相比开发效果显著。     

气顶边水油藏开发策略研究与实践

气顶边水油藏在开发过程中容易引起气窜和水窜，造成不可挽回的储量损失。B区块具有一定的气顶规模和油环宽度，弱边水，根据这些特点，通过研究其储层的渗流特征，制定了气顶注水障+边外注水+内部点状注水的方法，指出了影响开发效果的主要因素。同时，配合注水，采取了一些油藏和工程方法，包括合理的生产压差，合理的流压界限，合理注采比以及避水、避气射孔。通过这些开发策略的制定，B区块的开发取得了良好的效果。区块含水和气油比保持相对稳定，各项指标均表现出良性开发的特征，为此类油藏的开发提供了借鉴。     

鄂尔多斯盆地水平井开发注采参数优化研究

目前鄂尔多斯水平井开发已经达到一定规模,但是相应的注采井网及配套设施有待进一步提高,文章分别从延安组及延长组油藏,现有的各类井网与其对应的投产方式进行论述,认为采用分段压开,分段注水的投产方式比较合理。其次,从注水时机、生产压差、注采比等方面对水平井开发模式进行了论述,认为超前6个月温和注水开发效果最好,延安组合理生产压差为3 MPa,注采比1.12,延长组合理生产压差4.5 MPa,注采比1.14。并最终汇总给出了鄂尔多斯盆地水平井开发注采参数优化总结。