存在启动压力梯度时的合理注采井距确定

由于流体在低渗透油藏中渗流存在启动压力梯度,在确定低渗透油藏合理注采井距时如何考虑启动压力梯度的影响,是提高低渗透油藏开发效果的主要研究内容之一.根据等产量一源一汇渗流理论,获得了注采单元主流线中点处的最大压力梯度计算式,结合启动压力梯度与渗透率的关系建立了低渗透油藏合理注采井距的确定方法,得到不同渗透率和注采压差下合理注采井距理论图版.实例应用结果表明,所述方法简单实用,分析结果与油田实际情况基本一致.     

特低渗透油藏压裂水平井和直井联合井网形式研究

针对特低渗透油藏特点,以某实际油藏为基础,进行了合理压裂水平井直井联合井网形式研究;运用典型地质模型和数值模拟方法,采用局部网格非均匀加密和等连通系数法对裂缝网格进行了处理;综合对比分析了压裂直井注水-压裂水平井采油、压裂水平井注水-压裂直井采油、水平井注水-压裂水平井采油、直井注水-水平井采油、直井注水-直井采油、压裂直井注水-压裂直井采油等6种井网在不同井距排距的开发效果,优选合理井网形式.研究结果表明,该特低渗透油藏开发合理井距排距为200m×160m,应用压裂直井注水-压裂水平井采油井网可以取得较好的开发效果.     

数值模拟方法在江汉油田低渗透油藏井网部署中的应用

通过对江汉油田低渗透油藏的调研分析,从江汉油田低渗透油藏布井方式受油藏封闭形式、沉积相和裂缝影响等因素出发,结合实际油藏属性数据,建立了三种理论模型:①受河道沉积控制呈条带状分布的低渗透油藏;②封闭小断块低渗透油藏;③裂缝性低渗透油藏。采用国内先进的非线性渗流三维二相数值模拟软件,优选了适合江汉油田不同特征低渗透油藏的合理井网部署方式。     

低渗油藏注入水有效影响范围研究

低渗透油藏最显著的特征是存在启动压力梯度,这使其在注水开发过程中渗流阻力增大、降低注入水的波及范围,在考虑流体渗流时存在的启动压力梯度影响条件下,如何准确确定注入水影响范围,是有效开发低渗油藏的关键技术之一.根据等产量一源一汇渗流理论,获得了注采单元的等最大压力梯度等值线方程,在确定低渗透油藏合理注采井距的基础上建立了考虑启动压力梯度影响的注入水有效影响范围分析理论与方法,得到不同渗透率和注采压差下注入水有效影响范围.实例应用结果表明,该方法简单实用,分析结果与油田实际情况基本一致,该方法时油田合理井距的确定有指导意义.     

低渗透油藏面积井网产能计算方法

针对低渗透油藏储层流体难以动用和采收率低的难题,基于低渗透油藏非达西渗流理论,考虑启动压力梯度,从两参数模型出发,利用流线积分方法,建立了面积井网产量计算数值积分模型,引入有效启动系数,给出了反九点井网有效启动系数与井距的关系图版,同时分析了井网井距、注采压差对产量、有效启动系数的影响.研究表明:井网井距越大,产量越低,启动系数越低.在经济和技术指标所允许的范围内,采用小井距开发低渗透油藏,可提供低渗透油藏采收率.     

马56井区开发效果评价

马56井区是低渗透复杂断块油藏,1996年投入滚动开发。目前地质储量采出程度低,油田开发效果较差。通过对马56井区开发效果的评价及影响因素的分析,总结了低渗透区块提高开发效果的经验,旨在为提高同类油藏的开发效果提供借鉴。     

新欢27块开发压裂数值模拟研究

采用Eclipse软件,用数值模拟的方法,对辽河油田新欢27块低渗油藏,在基质渗透率各向同性条件下,研究了反九点井网,不同井距排距下的开采程度,确定了最优井距排距为200 m×200 m,并以此井距排距为基础,研究了压裂裂缝穿透率对开发效果的影响,确定了3个油组的最优压裂裂缝参数优化结果。     

特低渗透油藏单砂体研究及注采调整实践——以安塞油田王窑区为例

安塞特低渗透油田进入中高含水期后,主力油层普遍遭到水洗,多井低产,剩余油挖潜方向不明。以王窑区为例,基于现代沉积学、高分辨率层序地层学、测井及开发地质学理论基础,结合野外露头、检查井取心及开发测试资料,揭示了单油砂体尺度储层非均质特征、注采连通状况及剩余油分布规律。研究表明,单砂体非均质性对低渗透油藏水驱过程具有重要影响,对开发层系划分组合、井网形式及井排距选择、注水开发调整具有重要启示。通过开展缩小井排距加密调整、单砂体注采对应关系完善、精准压裂、调驱调剖等综合调整,预测采收率提高4%~6%,对同类油田中后期稳产意义重大。     

利用非线性渗流数值模拟技术对低渗透油藏井网进行优化

研究认为,低渗透油藏中流体主要呈非线性渗流流动.为了更准确地模拟这一过程,选用自研软件,低渗透油藏非线性渗流数值模拟一体化系统,对纯17块油藏的概念模型进行数值模拟计算.在利用该软件对不同井距的五点井网进行模拟计算时,采用水驱产能比这一指标进行对比分析,从而优选出合理井距.低渗透油藏生产井产能往往较低,需要进行生产井人工压裂.利用自研软件,对生产井人工压裂缝的导流能力和裂缝穿透率进行模拟计算,进而优选出合理的压裂缝导流能力和裂缝穿透率.     

“低渗透油层缩短关井时间试井方法研究”通过局技术评定

该课题为国家“九五”攻关项目的四级子课题 ,由我院尹洪军博士等人完成 ,于 1 999年 1 2月通过大庆石油管理局组织的专家技术评定 .该课题针对外围低渗透油田试井资料解释存在的问题 ,考虑了低渗透油层渗流特点 ,开展了低渗透油层压裂井和早期试井资料分析的攻关研究 ,取得了重要成果 .( 1 )建立了有限导流垂直裂缝井三线性流试井理论模型 ,制作了理论图版 ,给出了试井分析方法 ,提高了裂缝井模型的解释精度 .这对低渗透油藏压裂井的试井解释具有重要的理论和实际意义 .( 2 )分析了以往的早期试井分析方法———反褶积法 ,并指出了它在实际…     

海上低渗油田产能评价与提产措施优选——以西江油田为例

鉴于开发特殊性,海上低渗油田的提产措施优选与实践较为缺乏,导致其经济高效开发面临着严峻挑战。目标区块属于典型海上低渗油藏,受非线性渗流、储层污染、强非均质性等不利因素制约,表现出产能低、递减率快、含水率高等特征。结合多孔介质渗流理论与油藏启动压力梯度,基于多种开发方式下产能数学模型,立足于目标区块实际地质情况,对不同开发方式的提产效果进行预测和比较,为提产措施优选、合理开发方案制定与生产部署提供有力支撑。结果表明,与现有生产数据对比,产能方程的符合率达到85%。水平井相对于直井的开发优势会随着层厚的增加而减弱,当层厚超过45 m时,二者产能倍比小于5。薄层开发时,建议15 mD以下采用分段压裂水平井,反之使用多分支井。研究结果将为海上低渗油田提产措施优选、开发方案调整提供理论指导与实践参考。     

低渗透性土层高真空疏干井降水数值模拟

为研究高真空管井在低渗透性黏土层中的降水规律及提高其降水效率的方法,本文使用有限差分软件FLAC3D,对于不同抽水时间,不同真空度,不同井深以及不同双井间距下各种高真空管井降水工况进行系统模拟,重点关注地基孔隙水压力、抽水量的变化规律.根据文中给出的宁波地铁樱花公园站处的土层分布,通过分析不同双井间距下的出水总量与孔压分布规律,给出建议的双井间距.得出结论:淤泥质黏土中管井出水比较困难,且随时间增加降水效率会降低,但当管井真空度增大,井深增大,高真空管井出水量提升;真空负压在低渗透性淤泥质黏土中的水位面以上区域传递速度较快,在水位面以下区域传递受限,高真空疏干井在低渗透性土层中有较好的适用性.     

宝浪油田低渗油藏高效开发技术研究

以宝浪油田宝北区块为例,针对油藏特点,应用波动方程串级深度偏移处理技术识别了高陡构造;应用测井资料分析及古构造应力场分析技术识别了裂缝;应用反射振幅-厚度法和小波处理技术进行了储层横向预测;在精细地质模型的建立和合理井网密度研究的基础上,形成了低渗油藏综合调整技术和屏蔽暂堵技术,以及油管传输负压射孔为主的整体油层保护技术;应用防气杆式泵机械采油技术解决了高气油比问题;应用多级冲压酸化和高压分层酸化工艺技术解决低渗油层吸水难的问题.在油田开发过程中,形成了一整套的低渗油藏高效开发技术,现场应用取得了较好的效果.     

致密气藏水平井整体开发精细描述研究

苏里格气田某井区作为本区块水平井整体开发试验区，实施38口水平井2年建成10亿方产能，开发效果显著，对本区的精细地质研究已形成了一套行之有效的研究思路和方法。通过针对区块低孔、特低渗，发育河流相砂体的储层特点，综合各种静态资料，建立精细气藏三维可视化地质模型，刻画了本区河道砂体展布，为水平井整体开发和水平井地质跟踪实施提供了地质保障，同时研究得出的区块剩余气分布规律，为水平井分步实施提供了依据；对水平井整体开发的各部署参数的合理取值进行了研究，在利用非结构网格刻画压裂水平井地层裂缝系统的基础上，通过气藏数值模拟对水平井井网井距等部署参数的优化论证，得出适合的参数值，结果表明本研究可对气田的整体开发提供指导，效果显著，同时为同类气藏的研究提供了有利的借鉴。     

水平井开发技术在敖南油田的应用

大庆敖南地区葡萄花油层渗透率低、油层层数多、储层厚度薄、隔层厚度小.针对敖南油田的油藏地质特点,阐述敖南油田水平井施工的一些难点和相应的技术措施,讨论水平井的优化设计和水平井配套工艺技术,并结合实例对水平井开发技术在敖南油田的应用情况进行了分析.开发效果表明水平井开发技术适用于敖南油田.     

我国低渗透油气资源开发中的问题和技术需求

在系统分析低渗透油气资源的储层特征、伤害机理、流动规律的条件下,提出了一套开发低渗透油气资源的技术框架,重点讨论了低渗透储层的钻开储层技术与完井技术;对合理井网设计、增产改造、驱替开采等技术领域,也结合国外资料进行了初步分析.     

同层系两种驱油剂同驱压力干扰调整研究

针对大庆油田高含水X区块同开发层系不同区域水、聚、三元同驱造成区块压力不平衡导致部分油井产油量较低的问题,应用统计计算、理论分析并结合油藏数值模拟的方法进行研究。得出区块储层平面高低压力区域压力相互干扰主要是由于不同驱油剂储层增压效果差异引起的,并确定了需要调整的高低压区的井号。通过在储层低压区的水井增注,高压低渗水井压裂,高压中高渗水井对应连通性好的油井提液降压调整油藏平面压力不均衡,缓解高低压井区间相互干扰。在对区块压力调整后,同驱层油井日增油量在2.5 t以上,得到了较好的开发调整效果。     

火山岩气藏开发现状综述

根据国内外火山岩气藏勘探开发的成功实例,分析总结了一般火山岩气藏的地质特征和开发特征,即火山岩气藏岩石类型繁多和岩性复杂、孔隙结构复杂、储集空间类型特殊多样、孔隙度小、渗透率低并且孔隙度和渗透率差异大、储层非均质性严重、含气面积和有效厚度变化大、气水分布复杂、双重介质储层.着重分析了升平气田火山岩储层的地质特征和该火山岩气藏开发特点.指出了产量稳定、地层压力下降小,气井产量大小与裂缝关系等火山岩气藏一般开采特征.提出了火山岩气藏增产措施和储层保护措施.     

暂堵压裂技术的现场应用

暂堵压裂技术是提高低渗透油藏产量的有效途径之一。为了提高该类油井的产量,确保坪北油田的高效开发,运用暂堵压裂技术在现场施工9井次,措施成功率达100%,措施有效率为77.8%,累计增油4032t,取得了很好的增油效果。现场实践表明,暂堵压裂技术为坪北低渗透油田的进一步开发提供了重要的保证。     

八面河油田面14区的综合调整措施及效果

八面河油田面14区为断块稠油油藏,油层出砂,渗透率差异大。为了解决产量递减快、注采井网不完善、储量控制程度低、注水井欠注等问题,采取加强地质综合研究、钻扩边井和调整井、强化注水系统和优化压裂工艺等措施,有效地改善了油藏开发效果。