油藏数值模拟技术在陆梁油田开发中的应用

油藏数值模拟技术是迄今为止定量描述非均质地层中多项流体流动的唯一方法,此项技术在陆梁油田开发生产中发挥了巨大作用。陆梁油田陆9井区油藏具有构造幅度低,储层非均质性强,油层厚度薄,边、底水能量充足特点。开发初期,针对油藏地质特征,对各区块开展油藏数值模拟研究工作,对油藏开发方式、射开程度、临界产量进行评价和论证。经过近10年的全面开发,随着动(静)态资料数量、类型的增加,对油藏的认识不断深化,建立了数值模拟跟踪系统,通过修正地质模型,不断优化开发方式。通过油藏模拟研究,加深了对油水运动规律的认识,摸清了油藏剩余油分布规律,同时,对单井组注采比进行优化研究,为油藏精细注水提供依据,并开展了油水井措施优化研究,确保措施有效实施。此外,针对水平井,进行了可行性和开发方式的研究,为水平井开采边、底水油藏提供了依据。目前,该技术已成功应用于油田的动态调水、老区剩余油挖潜以及水平井设计等工作中,有效改善了油藏开发效果,减缓了油藏综合递减率,确保了油藏持续高效开发。     

复杂断块油藏勘探开发一体化研究——以齐2-13-11块为例

欢喜岭油田是开发近40年的老油田,最近几年上报的储量区块中主要为深层、稠油、薄层油藏,发现的优质储量主要为复杂断块油藏。在对这类油藏的研究中,应该从油藏的基本特征入手,分析复杂断块油藏制约因素,制定勘探开发一体化的思路,最大限度以及最快速度挖掘油藏潜力并尽快建产。利用VSP测井技术,测井资料和地震资料相结合,精细落实构造及储层发育情况,并利用蜘蛛网图研究该区隔层发育情况,利用隔夹层研究技术确定储层封堵性,根据勘探开发一体化思路,进行井网优化设计,按照分层注水开发的油藏整体开发思路进行井位部署。在部署探井的同时注重开发井网和后期注水调整井网的优化,在开发井网部署时,充分考虑储量有效动用,利用隔夹层发育特征来部署直井和水平井,从而实现储量向产量的快速转化。     

苏北复杂小断块油田提高采收率技术应用研究

苏北油田为一复杂断块区,具有＂低＂、＂薄＂、＂窄＂、＂深＂、＂多＂的地质特点。共探明油藏20个,探明总储量达4200.39×104t,开发油藏17个共30个区块单元,动用储量2856.64×104t,可采储量630.42×104t。＂十一五＂以前,主要以试采为主,多数单元采用弹性水驱和试注水开发,由于构造破碎,储层横向变化大,注采连通性差,多数单元采收率小于15%。近年来,应用水驱、化学驱以及气驱等技术,重点开展提高储量动用程度和提高采收率攻关研究工作。其中,水驱以井网加密、油井转注、补开注采对应层等完善注采井网为重点;化学驱以开展化学调驱室内评价研究、矿场调剖试验为主;气驱以二氧化碳驱油提高采收率为主。从经济角度评价,受断块小及储量规模控制,水驱是现今提高复杂小断块油藏采收率的主要技术。而二氧化碳驱油技术及化学驱油技术,成本高、投资大,在绝大部分小断块中推广应用,不具备经济和技术优势。     

底水油藏水平井中心管、ICD完井工艺技术

西江X-1油田是典型的底水油藏,具有厚底水、薄油层的特点,采用常规水平井开发时,由于流动摩阻和地层非均质性的影响,存在较严重的底水锥进问题,含水率上升过快,开发效果较差。中心管、ICD完井工艺是一种水平井控锥技术,由于其独特的内部结构,能使水平井的供液剖面趋于均衡,从而有效改善底水油藏的水驱效果。为了改善底水油藏的开发效果,对中心管、ICD完井工艺技术进行油藏模拟研究,结果表明,在底水油藏中,中心管、ICD技术的开发效果明显优于常规水平井,单井平均增油2×104~4×104m3。在西江X-1油田范围内进行推广应用,收到了理想的开发效果,实现了底水油藏的成功开发。西江X-1油田的开发实践表明,中心管、ICD完井工艺技术有明显的控锥作用,能有效改善底水油藏的开发效果,也为同类油藏的开发积累了宝贵经验。     

海相强水驱疏松砂岩稠油薄油藏高效开发实践

南海东部海域具有一定规模的海相强水驱疏松砂岩稠油储量,该类稠油油藏开发过程中存在构造认识变化大、油井含水上升快、产量递减快、易出砂等问题。以该地区典型P油田为例,介绍海相强水驱疏松砂岩稠油薄油藏在开发实践中为应对以上问题所采取的技术对策。通过油田内部滚动开发评价,采用先"肥"后"瘦"、以大带小的方式进行开发,油田开发后通过滚动扩边逐步落实构造并实施调整;通过针对边底水油藏制定不同水平井布井策略,底水油藏采用高顶避水、寻夹避水并保持合理井距,边水油藏"批钻批投"抑制边水局部舌进的方式控制单井的含水上升速度;利用先进钻井技术实现井轨迹的精细控制,采用优质筛管防砂完井。现场实践表明,该技术对策使P油田稠油油藏高峰年产量达157×10~4m~3,大规模开发5年后采出程度达到15.5%,开辟了南海东部海域海相强水驱疏松砂岩稠油薄油藏高效开发的先例,对同类油藏的开发具有借鉴意义。     

三塘湖盆地马中区块致密油水平井生产特征及影响因素研究

吐哈油田三塘湖盆地马中区块属于中高孔、特低渗、高含油饱和度型致密油藏,近年来通过水平井开发获得很好效果,但水平井单井稳产时间短、自然递减快。水平井生产特征以及致密油采用"水平井+体积压裂"的投产方式决定了其产量受油藏条件和压裂工艺的共同影响,因此综合研究了影响水平井产量及其递减原因的九大因素,得出影响水平井生产的主要因素为入井砂量和气测全烃值,重要因素为入井液量、钻遇油层厚度,一般因素为原油黏度、水平段长度,次要因素为压裂段长、油层厚度、排量。通过分析马中区块水平井生产特征、产量影响因素及其大小排序,制定了相应对策以提高区内单井产量:新投井提高单井产量应着眼于寻找优质储层,提高入井总砂量、油层钻遇率和入井液量;老井增产措施是注水吞吐和重复压裂,实施后第1轮次平均采收率提高0.51个百分点。     

科技挖潜 管理增效——江苏油田分公司安徽采油厂节能减排见成效

安徽采油厂所辖油田块小层薄，属于典型的“小、碎、贫、散”复杂小断块油藏，高度分散的低压、低渗、低产复杂小断块油藏决定了油田开发高投入，原油生产高成本和高耗能。面对能源紧缺和成本不断上升的压力，为了使每一口井都能做到有效开发，该厂立足厂情，结合实际，深挖科技和管理潜力，双轮驱动，有效地降低了综合能耗，走出了一条持续健康经济有效的发展之路。     

应用水平井挖掘杜84块兴Ⅱ组单砂体稠油油藏潜力

辽河油田杜84块兴隆台油藏纵向划分为兴Ⅵ组、兴Ⅲ组、兴Ⅱ组、兴Ⅰ组四套油层组。其中,兴Ⅵ组采用直平组合SAGD(蒸汽辅助重力泄油技术),兴Ⅰ组采用双水平井SAGD,兴Ⅱ、Ⅲ组互层状油藏水平井吞吐挖潜,实现杜84块多元化立体高效开发。通过开发方式转换,杜84块实现了油田纵向储量的均匀动用,很多区域达到或超过油田标定采收率(29.2%)。通过深化地质研究,发现兴Ⅱ组还存在未得到有效动用的单砂体油藏。结合部署界限和油藏发育情况,在兴Ⅱ组隔夹层发育稳定区域部署规划两口水平井杜84兴H2111井、杜84兴H2112井,控制地质储量11.5×104t,部署区域基本未动用。两口水平井目的层厚度在7m左右,水平段长度为240m以上,单井储量在5×104t左右。应用近钻头地质导向、随钻地质跟踪以及水平井同注同采技术,挖潜单砂体油藏潜力。     

Bongor盆地北部斜坡带潜山油藏特征及分布规律研究

Bongor盆地北部斜坡带的潜山油藏为中国石油乍得油气合作区重要的增储上产目标。自2013年以来,经过重新采集三维地震数据,精心刻画成藏组合,结合单井试油成果,相继发现了Baobab、Mimosa、Phoenix、Raphia和Lanea五大潜山含油气富集带。通过对五个潜山带构造、储层及油藏特征的分析,进一步明确了Bongor盆地北部斜坡带潜山油藏的特征及分布规律,为潜山断块的滚动勘探开发、快速建产、规模效益开发提供依据。潜山油藏多为构造成因,以断块油藏为主,断层分布控制着油源运移,后期的封堵条件也是潜山油气富集的关键因素。潜山油藏的储层主要以裂缝为主,同时也发育受风化淋滤作用形成的孔洞。油藏平面分布上具有南北分带,东西分区的特点及规律,纵向上油气主要发育于潜山顶部300m范围内,油藏类型主要以块状及似层状为主,内幕油藏的认识有待于进一步加深。     

三塘湖盆地西山窑组砂岩油藏体积压裂技术研究与应用

三塘湖盆地西山窑组属于低孔隙度、低渗透率、低地层压力系数的复合圈闭"三低"砂岩油藏,天然产能低,开采难度大。前期直井常规压裂投产效果差,递减快,区块储量未取得有效动用。借鉴非常规油气藏"体积压裂"技术理念,以体积压裂适用的基本储层条件为依据,论证了西山窑组砂岩油藏水平井体积压裂的可行性。结果表明,三塘湖盆地西山窑组砂岩油藏具有石英含量高、岩石脆性指数高、天然裂缝发育等特征,易形成长宽主裂缝和分支裂缝的复杂裂缝网络,具备大规模体积压裂改造的基本要求。根据室内参数优化和现场先导性试验研究,形成了"增加改造段数、减少改造簇数、高排量大规模注入"的水平井"细分切割"体积压裂工艺技术。现场试验9口水平井,有效率达到100%,压后平均单井日产油23.46t/d,相比直井常规压裂提高了93.2%,平均单井累计产油2910.24t。     

复杂结构井在辽河油区的应用

介绍了辽河油田低渗薄层油藏、碳酸盐岩油藏及火山岩油藏的特点,并根据油藏类型的不同,有针对性地利用同侧分支井、多分支井、跨断块分支井等复杂结构进行开发,均取得了增大控油面积、提高采收率、开发难动用储量的目的,平均油层钻遇率为81.3%,新增可采储量760×104t。     

地质导向技术在煤层气开发中的应用

传统的煤层气开采方式为地面直井排水降压开采,但这种方式开采煤层气单井产量低、经济效益比较差。采用水平井开发煤层气能够增加区块煤层控制面积,提高单井产能。目前沁水盆地北部煤层气开发已布置多口U型开发井。为了实现低成本高效开发,随钻测井参数仅有方位伽马。通过采用地质导向技术,保证水平井水平段轨迹钻入目标煤层内,提高煤层钻遇率。     

庄2断块高效开发指标评价研究

结合庄2断块的开发特点，应用油藏工程评价新方法，重点对注入倍数增长率、存水率、水驱指数、含水上升率、最终采收率等开发指标进行研究评价，为断块持续高效稳产提供开发调整思路。     

水平井水驱开发的经济技术界限及敏感性分析

应用渗流力学、地质学以及技术经济等理论,计算水平井泄油面积、控制储量、水平井开发所需的经济极限总产油量及单井经济极限日产油量,分别对影响水平井产能和开发利润的主要因素（油井特性因素、油藏类型因素、地层损害程度因素）和经济指标进行了敏感性分析。并制定了敏感性分析图版。利用图版,可以确定适合水平井的地质条件及要求,并指导水平井注采井网系统的优化设计,同时对水平井开发的经济效益作出合理的评价。由研究结果可知,经济极限日产量随原油售价的增大而减小;水平段长度和封轴方向渗透率对产能指数最为敏感,而对于低渗透油藏,泄油半径对产能指数非常敏感,甚至最敏感,因此要尽量减小泄油半径。原油售价和产量对经济效益最敏感,其次是钻井投资（包括地面设施等）,因此要努力提高原油产量,降低水平井的钻井投资。     

水平井压裂技术发展现状

水平井水力压裂增产技术对于薄储层、低渗透、稠油油藏以及小储最的边际油气藏改善开发效果、提高单井产量和最终采收率．都具有重要作用。就水平井压裂基础理论研究而言,国外在裂缝起裂、裂缝延伸、井筒和储层温度场、压后水平井产能预测等方而形成了较为成熟的认识,国内略显滞后,但在压后产能预测方而已建立了油藏和气藏压裂研究模型．开发了系列产能预测软件;在水平井压裂工艺的研究与应用方面,国外仍处于领先水平,国内亦进展迅速．如水力喷射分段压裂技术已在吉林、新疆、长庆等油田现场应用,辽河油田也完成了工具设计和模拟实验,但在多级压裂技术方面,国内研究与国外相比尚有差距,需要在封隔器和滑套性能方面进一步研究。由于多级压裂技术．特别是管外封分段压裂技术．属于完井－压裂－采油一体化技术,将成为水平井开发的重要手段。     

滚动开发模式在超深薄层复杂油藏中的应用——以塔河3区石炭系为例

塔河3区石炭系油藏为发育不等厚薄互层状构造-岩性复合油藏,具有埋藏深、单层厚度小、砂体多呈"条带"、"透镜状",含油砂体分布零散等地质特点,开发初期,由于井网密度小、井距大,很难一次完成整体开发方案的编制。为此,开展滚动迭代开发模式,通过多次迭代滚动进行数次油藏描述,直至油藏得到更为清楚的认识。首批部署4口评价不同井区的关键井,取得较好效果,在此基础上修改设计方案,对井位进行调整。先后进行三次迭代滚动开发部署,共部署9口井,均取得成功,证实了迭代滚动开发模式的有效性。实践表明,复杂油藏迭代滚动开发模式的成功率主要取决于约束井的数量,井越多,构造、储层的准确度也就越高。在经过前两次滚动部署后,第三次的部署井预测的构造和储层厚度与实际钻遇符合率达到90%。但是,由于复杂油藏储层横向变化大,在约束井较少的情况下,预测的储层边界准确度不高,因此油藏稀井网区和边界处的井位部署还需多方面认识研究。     

胜坨油田坨28断块东一段油藏地质特征及开发状况分析

坨28断块位于东营凹陷北部,是一被断层切割的复杂化的穹窿背斜,分东一段、东二段两套开发层系。经过20多年的开发后,该断块已经进入高含水期开发阶段,开发矛盾日益突出,亟待解决。油藏地质特征、构造特征、沉积相、温压系统和流体特征分析认为,该区块属于高孔高渗、常温常压、受岩性控制的常规稠油油藏。该区块单井产量低,东一段目前平均单井日产油2.3t/d,且日产油量在1~3t/d的井占到总井数的51.6%。采油强度随原油黏度升高而降低,东一段全区平均原油黏度为4338m Pa·s,采油强度维持在0.55t/d·m左右。东一段综合含水达90.1%,含水超过60%的井占总井数的93.4%,含水超过80%的井占总井数的73.8%,进入高含水阶段。对比注水开发前后井组动态生成数据发现,注水初期井组液、油产量略有上升,但很快下降,含水上升,动液面稳中有升,表明常规水驱开发效果不明显。因此,需要探索新的油藏开发模式和开发工艺技术,提高普通稠油油藏采收率。     

水平井机械隔离上提分段压裂工艺研究与应用

低渗透油田水平井开发是一项复杂而又有实际价值的工程技术。吉林油田4.6×108t探明未动用储量中,低渗透油藏超过90%,但产量普遍较低。为改变低渗透油藏"多井低产"的局面,开展低渗透油藏水平井开发试验。针对目前国内外低渗透油田水平井压裂改造工艺复杂、工艺可靠性差的现状,在环空分压和桥塞压裂工艺基础上,对工具和管柱结构进行改进,提出一种利用油管对水平井进行一趟管柱、双封单卡压裂施工多段的水平井上提分段压裂工艺及配套技术,同时,通过地面模拟试验,对研制的上提压裂管柱的水平状态冲砂性能和工具配件性能进行验证。经现场试验及应用,该管柱性能可靠,满足水平井分段压裂要求。水平井压裂工具,由其组成的工艺管柱入井工具少,性能稳定,全过程防卡控制,使施工更加安全可靠,是一种先进的水平井分段改造工艺技术。     

国外深水油田高效开发关键策略与技术

深水油田勘探开发在国外已取得了重要的成功,国内还处于起步阶段,开发经验及相关的研究和报道都比较少。基于此,在调研众多实例的基础上,从油藏特征、开发策略、开发方式、油田监测与管理方面对国外深水油田开发进行了研究与剖析,认为国外深水油田之所以能够实现高效开发,重力流沉积油藏优越的储层和流体条件是基础,少井高产和保持能量开发是关键,智能油田监测与管理是保障,观念和技术创新是根本原因。这些认识能够为我国南海东部深水油田的开发带来启示与帮助:贯彻少井高产开发策略,相比浅水油田,南海东部深水油田可以提高单井产量和单井控制储量;重视智能油田监测与管理等新技术,以提高监测与管理水平和效率。同样,当面对复杂、特种油气藏开发时,要敢于观念转变、善于技术创新或利用新技术,大胆实践,才能更有效地攻克开发难题。     

杜84断块馆陶油藏双水平SAGD优化设计

辽河油田曙一区杜84块馆陶油层为一顶部和四周被水包围的特殊油藏．开发初期按70m井距正方形井网部署直井蒸汽吞吐开发,在油井蒸汽吞吐过程中,射孔井段下部油层动用差,蒸汽超覆现象随周期延长而加剧．带来顶水突破的隐患,同时油藏递减逐渐加大,油藏开发效果逐渐变差。为提高杜84块馆陶超稠油油藏剩余油动用程度．决定采用SAGD开发技术。本文以油藏特点和开发现状为基础,应用STARTS数值模拟软件,采用变深度、不均匀网格进行油藏数值模拟,对双水平井组合的SAGD技术布井方式、水平段长度、水平段在油层中的位置、注采参数等进行了优化设计。实施效果表明,采用双水平井组合SAGD技术,提高超稠油原油采收率是经济可行的。