哈得油田薄砂层油藏双台阶水平井注水开采数值模拟及剩余油分布规律研究

哈得油田薄砂层油藏产层为泥盆系(关于该区地层有两种认识:石炭系和泥盆系,本文采用泥盆系这一认识).Ⅰ、Ⅱ油组的上下两个厚度1～2m左右的薄砂层油层,深度在4500m,是典型的深薄油藏,适合于采用水平井注采井网进行开发.然而,自投产以来,两套薄砂层油藏双台阶水平井注水开采存在的两套油层的流体渗流规律认识不清晰,为此,本文...     

井间示踪剂监测技术在江汉油区的应用

井间示踪剂监测能准确地得到注水井的注入水流动方向、推进速度,判断井间连通性和高渗带对注入水运动规律的影响,为油藏精细描述和注水方案调整提供依据。连续监测重点产建区块及注采调整力度较大的区块,综合评价调整效果,缩短同位素样品的分析周期,能更好地提高江汉油区开发服务效益。     

应用干扰试井确定水平井SNHW827井的来水方向

在注水开发油藏中,一口油井周围往往存在多口注水井,当油井发生水淹水窜后,首先要准确判断油井的主要来水方向,然后才能对注水井进行动态调水。判断井间地层是否连通及油井来水方向目前常用两种方法,一是干扰试井,二是注示踪剂。示踪剂监测成本费用高,现场实施工艺复杂,周期较长。而干扰试井判断油井的来水方向现场便于实施,施工费用低,见效快。本文通过实例来阐述干扰试井在确定水平井来水方向中的应用,为油水井后续措施提供资料和依据。     

微量物质示踪剂监测技术在J井区的应用

当前姬塬油田开发过程中高含水率以及水驱方向不明等问题比较突出,急需通过示踪剂监测技术来探明注入水的推进速度及方向、确定注采井间连通性及层间突进等情况.微量物质示踪剂井间监测技术应用于鄂尔多斯盆地J井区,通过示踪剂产出曲线的形态特征分析和微量物质示踪剂定量解释,结合示踪剂前缘水线推进速度、注入水油井分配情况分析,明确了研究区井组示踪剂连通性和推进速度、渗流通道特征和非均质性.研究结果表明,监测区有8口油井受注水井J1控制,注入水突进方向整体偏北,注入水主流通道以高渗条带为主,层内和层间非均质矛盾较强,建议采用温和注水方式.     

江汉油田注水井储层裂缝分布与水流方向关系的研究

在低渗油藏的注水开发过程中 ,注入水主要沿裂缝方向推进 ,水在推进过程中导致储层裂缝开启产生微地震波 ,通过对微地震波的监测可以得到储层裂缝发育的基本情况 ,利用测试成果结合相关的油水井生产动态分析来研究注水井储层裂缝与水流方向的关系。在此基础上对注采系统进行必要的调整 ,达到提高注水开发效果的目的     

低渗油藏注水井压裂增注

在油田的高速开发中,注水井为地层能量的补充,稳定起到了重作用,本文针对鄯善油田低渗油藏,从注水井地层现状评价,影响注水井注水量的原因,以及注水井增注的针对性措施这三个方向,证证注水井的压裂增注方法。     

注水开发油田水质优化方法研究

油田注水是保持一定地层压力水平提高原油采收率的有效措施，保证油田正常注水，达到预期的油田注水开发效果就显得非常重要，尤其对中低渗透砂岩油藏更是如此。大量研究表明，其主要的影响因素是注入水水质方案和操作与管理水平。在综合考虑油田注水水质的配伍性、水质处理工艺、注水井吸水能力、注入水增注措施、油田配注要求以及注入水综合成本等因素的基础上，以经济评价为手段，以降低注水成本提高注水开发效益为目标，提出了全新的注水水质优化概念。这一水质优化技术思路和方法具有广泛的指导意义和应用前景。     

哈国NB油田水驱水平井低产见水影响因素研究

哈萨克斯坦NB油田为被断层复杂化的背斜构造,油气水分布十分复杂。近两年,在大力加强油藏地质精细研究的基础上,积极推广应用水平井开发新技术,使注采井网中加密水平井技术在油田开发中的应用规模迅速扩大,并取得较好的开发效果,但是水平井含水上升快、产量递减迅速的问题日益突出。通过对油田投产水平井见水特征的分析,结合油藏地质特征,明确水平井低产高含水的主要影响因素有地层压力、储层横向突变、储层非均质性、水驱波及和部署方式等,并针对影响因素提出水平井部署建议,以确保应用水平井高效合理开发油田。     

一种基于油井单元的储量动用程度研究方法

以水驱储量动用程度作为油田开发的重要参考指标,提出了准确合理地计算基于油井单元的水驱储量动用程度的方法.基于当前L油田注采井网,以油井与油井、油井与水井、定向井与水平井流线边界为划分依据,将L油田划分为27个基本开发单元,完成单元静态井控储量计算,应用各油井单元静态、动态数据和乙型水驱曲线完成动用程度计算.结果 表明,受井网完善度、水驱方向的影响,各单元动用程度存在较大差异,结合井网注采受效分析确定了高部位油井转注、中部位细分层系、低部分补充注水井的下一步综合调整方向,为油田的精细化认识与下一步开发优化提供了重要借鉴.     

断块油藏注水见效类型研究

针对Q2断块油藏注水见效差别大、生产井含水上升不一的难题,应用动态生产资料和示踪剂,结合油藏静态模型,进行水驱效果分析研究.将Q2断块沙二段注水井的见效类型划分成物性分布主连续性(主变程)方向、物性分布次连续性(次变程)方向、裂缝发育方向、裂缝发育末端与储层相对高渗延伸方向、开启式断层延伸方向五种.当生产井与注水井同处在物性分布主要连续方向时,生产井见效效果好.应避免在开启式断层附近钻注水井.通过分析各小层生产井与注水井的动态,认识到沙二段I油组注采关系对应程度差,动用程度低,而II油组各层注采关系对应程度好一些,动用程度较高.     

裂缝水窜形成的剩余油研究

裂缝水窜在注水开发的火山岩、变质岩类块状裂缝型油藏中相当普遍,位于裂缝发育带附近的高产井,常常就是裂缝水窜最严重的井.裂缝性油田一个显著特点就是少数几口高产井控制着全油田多数的储量和产量,开发效果好坏决定全油田的开发成败.以克拉玛依及内蒙古注水开发的火山岩油田为例,研究发现,国内多个火山岩油田,存在相当数量快速水淹的高产井,当这些高产井水窜水淹以后,只要采取及时的停注强排措施,油井产能大部分就可顺利恢复.分析出现这种生产动态的原因,在于裂缝水窜水流形成连续相以后,运动粘度较低的水流形成"水锁"封闭流道中的可动油.据此提出了裂缝与大孔洞水窜机理以及水窜后的剩余油分布模式.     

Remaining oil distribution in Ng3^3 bottom water reservoir of Lin 2-6 fault-block in Huimin depression and potential tapping in horizontal well

Oil reservoirs with secondary bottom water in Ng33 members (in Guantao formation, Paleogene system) of Lin2-6 fault block in Huimin depression (Bohai Bay Basin) have entered the late stage of ultra-high water-containing-exploitation. Oil exploita-tion from vertical wells is becoming more and more inefficient. The reservoir type, with water displacing oil and the remaining oil distribution are specifically studied in order to improve the efficiency of the recovery ratio. An integrated scheme for adjusting horizontal wells has been designed and the key technique of the scheme optimized. The study shows that: 1) the positive rhythm of fluvial depositional features is the internal cause of the flooding of oil reservoirs while water injection, injection-production patterns and accumulative petroleum production are the external causes; 2) oil-water driving patterns have transferred from edge water ad-vancing to bottom-water-coning; distribution of the remaining oil mainly concentrates in the upper rhythm and top of the middle rhythm in Ng33 members; 3) a great deal of remaining oil is enriched in high positions of faults, in axes of tiny structures, in stagna-tion areas among water-injection wells and oil-wells and in tectonic saddle areas with sparse wells. Compared with vertical wells, horizontal wells have advantages such as high recovery, high off-take potential, high critical output, large controlling areas and long time of bottom-water breakthrough.     

边底水砂岩油藏高含水期水平井加密技术

针对边底水发育的砂岩油藏高含水期底水锥进到上部层位、井筒附近剩余油潜力小、井间潜力大、注水动用难度大的矛盾,通过应用油藏数值模拟、计算边底水油藏水驱前缘技术,确定了底水锥进和边水舌进状况,提出剩余油分布特征研究技术、水平井优化设计技术、水平井配套技术,有效动用高含油部位,确保水平井轨迹沿油层顶部钻进,有效动用剩余油。     

火山岩油藏注采动态特征研究

火山岩油藏无论在国内或国外,其数量与规模都既少又小。我国的火山岩油藏主要分布在新疆,这些油藏注水开发已有数年,其动态特征表现为：油井产能高低悬殊;油井及油田产量递减均快、油藏无稳产期;注水井吸水差别大;注水开发时少数油井水窜水淹严重、而多数油井长期不见注水效果;油藏采收率多在8％－13％之间。上述注采特征与油藏裂缝发育、非均质性极强的地质特点是相一致的。根据上述特点,建议火山岩油藏的开发应慎重注水,重点做好高产井管理,水窜严重的井组采取停注或间注等方式进行开采。     

底水油藏水平井底水锥进影响因素分析

应用不同方法对某底水油藏水平井底水锥进临界产量进行计算,计算结果表明生产井在生产后较短时间内会发生底水锥进.利用Papatzacos方法,分析了水平井距底水位置、水平井产量、水平井垂向与水平向渗透率比值三个因素对底水突破时间的影响.     

稠油油藏注蒸汽开发井间汽窜描述与影响因素

稠油油藏在注蒸汽热力采油过程中,井间一旦发生汽窜,导致蒸汽无效循环,将严重制约蒸汽波及体积的扩展和原油采收率的提高。用二维可视化实验装置,研究稠油油藏注蒸汽开发过程中的汽窜现象以及剩余油分布特征,再利用数值模拟方法研究井间汽窜的影响因素。结果表明,多孔介质中蒸汽的推进实际为蒸汽驱动冷凝水与变温热水驱动原油的渗流过程;驱动前缘以外,油藏温度逐渐降低,呈现常规非活塞水驱油特征,水的渗流速度快于原油,呈现明显的突进现象,窜流通道两侧留有大量剩余油,注采井间汽窜时的平面波及系数仅为43.16%;而在热波及区域内,存在绕流残余油与角隅滞留油。影响井间汽窜的主控因素包括：井位与高渗带位置关系、平面非均质性、厚度、原油黏度、注汽速度等。     

盐间泥质白云岩油藏注水开发实践与认识

王场油田盐间泥质白云岩油藏于2003年10月投入注水开发,经历了灌水采油、对井注水试验及王平1井区注水开发试验等过程。通过对其开发效果进行分析,总结出了裂缝区、裂缝+孔隙区及孔隙区等不同储层的注水开发特征;并针对注水开发中存在的水线推进速度快、注水方向性强等问题,提出下步工作建议及设想,如开展老区注采井网的完善及注水方式调整的试验工作,王南新区仿水平井注水开发试验等,以达到提高该油藏水驱储量动用程度,提高开发效益,并为该类油藏的注水开发提供依据的目的。     

低渗透复杂裂缝系统油藏见水原因及调整方法

大庆外围低渗透裂缝性油藏储层发育天然缝、人工缝及注水诱发动态缝,受复杂裂缝体系影响,采油井见水类型多样,见水规律及原因复杂,加剧了措施调整难度。为了改善低渗透裂缝性油藏水驱效果,以CYG油田C45Z区块为研究对象,基于区块储层裂缝发育特征,划分单井见水类型,结合动静态数据,系统剖析见水规律及原因,为措施调整指明方向。通过措施调整,截至2021年3月,措施井组日增油1.0 t,含水率下降12.0%,阶段累计增油2 051.6 t,初步形成分类治理措施调整模式。     

裂缝性油藏注气提高采收率技术进展

注气可以维持裂缝性储层的地层压力,并提高驱油效率.阐述了世界裂缝性油藏注气提高原油采收率(EOR)技术的发展概况,分析和讨论了裂缝性储层注气开采特征、室内实验研究及理论研究技术现状.指出,储层中裂缝发育方向和程度严重影响注气驱替效果;气驱突破速度未必比水驱突破快;气驱波及范围有可能比水驱波及范围广.多孔介质将影响流体相态、油气混相性及气驱油机理,建议加强考虑双重介质特性的注气驱相关室内实验研究和混相理论研究.     

低速非达西渗流复合油藏DST段塞流试井分析

在分析实际低速非达西复合油藏DST测试非自喷井渗流规律的基础上,导出了其有效井径数学模型,并利用Laplace变换及特殊物理方程理论,导出了该模型的拉氏空间解析解;利用简便的Stehfest数值算法进行数值反演,得出了实空间解,绘制了无因次样板曲线.可有效运用于现场DST段塞流试井分析.