高渗透稀油强边水油藏开发技术政策优化——以春光油田排2油藏为例

春光油田排2油藏具有孔隙度大、渗透率高、原油粘度低和边水能量充足的特点,该油藏无水采收率高,地层压力基本稳定,但边部油井见水后含水率上升迅速,边水推进不均匀,使得局部油井过早水淹。为此,研究了该油藏的边水运动规律。结果表明,边水推进速度与采油速度成正比,单井含水开发时间与等效产液量成反比。在此基础上,应用数值模拟技术,对该油藏开发技术政策进行了研究。结果表明,当单井含水率为90%时关井,可以在保证较高产油量的同时,大幅度减小累积产水量,油藏生产压差为0.3～0.4MPa可获得较大的净现值,构造低部位井排小压差生产,高部位井排根据采油速度适当放大压差生产,可以减缓边水局部突进,提高采收率。     

春光油田排2单元稀油岩性油藏油井含水变化规律研究

春光油田排2单元具有"埋藏浅、油品好、采油指数高、边水能量强"的特点,以油藏数值模拟技术为主,结合油藏工程方法的综合研究,重点分析了排2单元油井见水后含水率变化特征和上升原因,以及水淹井措施治理后含水变化情况,明确了强边水稀油油藏的含水变化规律,为油田的高效开发提供技术支持。     

春光油田边水驱岩性油藏特色开发技术

春光油田是以沙湾组为主力含油层的浅层优质高效油田,在矿场实践过程中逐步形成了薄砂体滚动勘探、勘探开发一体化、开发动态监控技术、单井油嘴系数估产技术及新的油藏经营管理模式等鲜明的特色技术。针对岩性油藏的隐蔽特点,形成了以地震属性特征直接判断油层的技术;针对边水活跃的特点,建立了油藏精细地质模型,形成了以数值模拟为核心的油藏-井筒-地面一体化动态监控技术;立足实际,形成以单砂体成为独立油藏管理单元、管理扁平化、用工属地化、制度文本化为主要内容的实用油藏管理模式。春光油田开发5 a以来,产量稳步上升,保持自喷开采,边水水线缓慢、均匀推进,含水率仅为2%,采油速度保持在5%以上,采收率为47%。     

高孔渗强边水小规模砂岩油藏氮气人工气顶驱油矿场试验——以春光油田春22井区为例

春光油田高孔渗、强边水、小规模砂岩油藏采用天然边水驱动开发方式,进入高含水开发后期,在现有井网条件下,顶部剩余油、侧翼剩余油无法有效动用。为此,利用数值模拟技术,开展了氮气人工气顶驱油的油藏适应条件、注采方案设计优化等研究。该技术在春22井区进行了矿场试验,取得了较好的开发效果。对国内外类似高孔渗强边水小规模砂岩油藏高含水开发后期进一步提高采收率具有借鉴意义。     

油藏开发区叠置砂体刻画技术研究——以春光油田春2-6井区为例

春光油田新近系沙湾组"亮点"油藏是增产增效的主力油藏类型,首先进行速度统计分析弄清沙湾组砂泥岩速度特点,在地震资料品质分析和合成记录精细标定基础上,利用地震属性技术结合地震正演模拟技术精细识别油藏开发区储层叠置现象,并进一步应用含油性检测技术识别含油气有利区,通过综合分析进行井位部署,取得良好的开发效果。     

海上强底水驱油藏水平井合理开采速度研究——以秦皇岛32-6油田Ng_2砂体为例

利用水平井开采渤海油田强底水驱油藏存在2种截然不同的开采模式,即秦皇岛32-6油田Ng2砂体的低速开采和曹妃甸11-1油田Ng3砂体的高速开采。在对比分析这2种模式的开采特征和开发效果的基础上,提出了适当放大生产压差,提高秦皇岛32-6油田Ng2砂体开采速度和最终采收率的开发思路。建立了秦皇岛32-6油田Ng2砂体油藏数值模拟模型,利用油藏数值模拟方法,研究了不同生产压差下水平井开采时Ng2砂体含水率、产液量、开采速度和采出程度的变化规律,结合海上生产受平台处理液能力和平台寿命限制的实际情况,确定了Ng2砂体水平井合理的生产压差为0.8MPa。上述开发思路已实践于秦皇岛32-6油田生产实际,取得了好的效果。     

中深薄层边际稠油油藏开发动用研究——以春光油田春10井区为例

春光油田春10井区特稠油油藏是一个典型的边际稠油油藏,具有油层埋藏深、厚度薄、原油黏度高、含油层位少的特点,采用常规的开发动用技术难以实现油藏的经济有效开发。自2011年以来,通过开展水平井开发经济技术政策界限研究,确定了以水平井为主导、采用蒸汽吞吐+蒸汽驱的开发方式整体动用该区568×104t稠油储量的开发思路,成功在该区部署实施99口水平井,预计新建产能16.6×104 t,取得了良好的开发效果。     

边水气顶油藏开发方式物理模拟——以伊拉克哈法亚油田Khasib油藏为例

基于伊拉克哈法亚油田Khasib油藏油气水分布特征,设计岩心驱替实验,评价不同驱替方式、驱替参数对驱油效率的影响规律。研究表明,边部注水驱替时,先期衰竭开采有利于气顶弹性膨胀,形成“上压下顶”的立体驱替作用,驱油效果较好;顶部注气、边部注水气水协同驱替时,注入时机对高、低部位驱油效果的影响规律不同,考虑整体驱油效率,注入压力应大于原油饱和压力;推荐两种驱替方式合理注入时机为20～25 MPa。注入速度对不同注入介质影响规律一致,适当降低注入速度,有利于驱替前缘稳定,延缓注入介质突破,改善驱油效果,实验条件下水驱合理注入速度为0.075mL/min,气水协同驱替合理注水速度0.15mL/min、注气速度0.10mL/min。气水协同驱替有利于高部位原油产出,原油采收率比边部水驱方式高5.0～14.8个百分点,推荐为Khasib油藏中后期合理开发方式。     

边水油藏水平井出水位置诊断新方法——以渤海南部BZ油田为例

对于河流相边水油藏,由于储层非均质性强,水平井见水后含水上升快,水平井高含水后点状见水居多,目前确定见水位置难度较大,水平井的治理及剩余油挖潜成为难题,因此,有必要借助其他新方法诊断水平段出水位置,稳油控水、挖潜剩余油。以渤海南部BZ油田某边水油藏为研究对象,建立数值模拟机理模型,通过在水平井不同位置设立高渗条带模拟见水位置,分析不同位置见水时的含水变化率与时间的关系。结果表明,对于非均质性不同的油藏,含水上升率曲线形态和峰值出现的时间也不同,由此可以定性判断水平段出水位置。     

隐蔽油藏开发技术研究——以SD油田戴一段油藏为例

针对隐蔽性油藏难识别、难评价的特点,SD油田采用勘探开发一体化的模式,整体部署,分步实施。通过地震反演技术、沉积模式的应用、关键井位的部署、小层精细对比技术等方法摸清了SD油田戴一段的砂体分布规律,准确识别了戴一段砂体的砂岩尖灭线。利用逐步外推的办法,结合构造描述和钻井结果,逐步认清了戴一段油藏油水界面的分布规律。在SD油田戴一段隐蔽油藏共部署开发井19口,井距300-440m,单井产能3～15t／d,预计建产3．2×10^4t。实施过程中,及时跟踪、及时反馈、及时调整,保证实施成功率、钻井成功率、降本增效,降低了隐蔽性油藏的开发风险。     

特稠油油藏过热蒸汽驱数值模拟研究——以井楼油田A区为例

针对泌阳凹陷井楼油田A区特稠油油藏的特点,开展了过热蒸汽驱数值模拟研究。首次利用CMG-STARS数值模拟软件,在吞吐阶段历史拟合、单井拟合好的基础上,对A区吞吐阶段的压力场、温度场、注采参数等进行数值模拟。模拟结果显示A区适合过热蒸汽驱提高采收率,过热蒸汽驱可使全区采出程度达到52.19%,比普通吞吐方案的采收率高出6.79%。     

低渗油藏井网适应性研究--以张天渠油田长2油藏为例

文章以张天渠油田长 2油藏为例 ,讨论了低渗油藏井网适应性研究的有关问题。通过公式计算 ,得出了长 2油藏合理的井网密度及其相应井距和最优注采井数比 ;运用油藏数值模拟分析了当前井网方式存在的问题。在此基础上 ,总结了低渗油藏井网适应性研究的一般方法 ,并指出了张天渠油田目前井网的主要不适应性因素。该项研究对其它低渗油田井网适应性研究有一定的借鉴意义。     

合理高效开发边底水背斜油藏的基本原则——以彩南油田三工河组油藏为例

彩南油田三工河组油藏边底水活跃，天然能量较充足，并且油藏与边底水的连通性好、油层渗透率较高、油水粘度比低、导压系数高、边底水补充快，因此，适合于长期利用天然能量开发。文章介绍如何根据不同区块的不同特点，确定合理的注水时机、注水部位及合理的采油速度，最大限度地利用天然能量，以最少的注水井数和注水量来满足高速开发的需要，使整个油藏连续五年以２９％～３４％的采油速度高速开发，实现油田低中含水期稳产和获取较高采收率的目标，取得了较好的经济效益。     

并行数值模拟技术在油藏开发中的应用——以沙南油田梧桐沟组油藏为例

根据沙南油田梧桐沟组油藏已取得的静、动态资料，应用并行油藏数值模拟技术，在对油藏进行历史拟合的基础上，分别对油藏天然能量、不同井网、井距、不同注水时机、不同注采比及合理采油速度进行了开采指标预测和参数敏感性分析，为实现沙南油田梧桐沟组油藏高质高效开发及稳产提供了技术保障和理论依据。     

稠油油藏胶结指数确定方法探讨——以百重七油田T_2k_2油藏为例

稠油油藏好油层的岩心均为不成形的散砂,而能够做试验的岩心为胶结好的非油层或差油层的岩心,显然这种岩心试验结果不能代表整个油藏.通过对新疆油田百重七油田T2k2稠油油藏的岩心试验结果分析,建立了胶结指数与孔隙度之间的关系式.与传统方法相比较,该方法预测的地层因素的结果更加接近岩电试验资料.     

层状边水断块稠油油藏细分重构技术研究——以泌阳凹陷新庄油田EX21断块为例

泌阳凹陷新庄油田EX21断块断层发育、含油层位多、原油黏度大且边水活跃,2004年分上下两套层系,采用逐层上返蒸汽吞吐的方式投入开发,至2012年底,暴露出井况差、含水高、采油速度低、采出程度低等问题。在对影响开发效果原因分析基础上,系统研究了剩余油分布、合理开发政策界限、注采参数优化等,将原上下两套层系细分重构为三套开发层系,部署开发井32口,2014年4月实施至2014年底累计产油1.5×104 t,油汽比0.33,取得了较好的开发效果。     

碳酸盐岩缝洞型油藏注水替油参数研究新进展——以塔河油田缝洞型油藏为例

单井注水替油技术是目前塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏减缓产量递减的最经济有效的手段,但随着新区上产步伐的加快,因能量不足递减的油井逐渐增加,注水规模逐步扩大,尤其是2009 年以后注水井数及注水量呈台阶状上升,前期的注采参数标准不能完全指导当前的注水开发。该文通过对单井注水替油现场实践的研究,在注水井选井标准、注水时机、周期注水量、关井时间等方面取得了一些新的认识,逐步完善了注水替油技术政策,进一步提高了注水替油的开发效果。     

深层低渗透油藏开发技术对策研究—以鸭儿峡油田白垩系油藏为例

鸭儿峡油田白垩系油藏产量递减快,基于对研究区地质概况分析,结合油藏生产实际,提出适用于研究区的开发技术对策。鸭儿峡白垩系油藏可采用两套开发层系,一套井网进行开发,井底流压介于7.91 MPa~10.1 MPa;平均单井日注量为45 m3~75 m3。目前平均单井理论最大日产液量为11.6 m3,平均单井理论最大日产油量为5.25 m3。建议原有油水井继续生产,Y554、Y542低产井转注,加密一口水井和油井,注采比为1:1。     

提高油藏注水开发效果的措施——以百口泉油田检188断块克上组油藏为例

以百口泉油田检188断块克上组油藏为例,总结了如何提高非均质、薄层、低饱和砾岩油藏开发效果的做法:针对低饱和油藏地饱压差大的特点,充分利用油藏弹性能量,采取先转抽求产;当地层压力降到一定程度后,在短期内完成注水井的转注工作,进行温和注水,控制注采比,合理补充地层能量,以扩大注水波及体积;注水见效后再及时放大生产压差生产,进行合理的动态调配,进一步扩大注水效果;对油井进行增产措施;对水井进行地面分注,对注不进、注水不满足井进行增注等措施,进一步扩大注水波及系数,提高了油藏的采收率.