气顶底水油藏注水开发影响因素——以韦8断块为例

采用油藏生产动态分析和数值模拟相结合的方法,考虑到气顶底水锥进和水力压裂的实际情况,对韦8断块油藏注水开发的影响因素进行了研究。首先,在油藏描述模型的基础上建立全油藏的数值模型,应用该模型对油藏的开发生产历史进行拟合,分析油藏开发生产特点。并利用典型井组研究开发层系组合、水平井-直井组合井网和注水条件对开发效果的影响,通过对渗透率、原油黏度、有效厚度、井排比、穿透比、注水温度、注水速度、注采井距进行动态优化调整,得出了韦8断块开发矛盾最小化、效益最大化的合理化建议。     

田东油田超长稳产与高效益开发做法与效果

百色盆地田东油田复杂小断块油藏勘探开发难度大、技术薄弱、投资成本高.通过研究复杂断块油藏地震解释技术、油水层测井解释技术、油藏地质描述技术与储量计算方法,建立小油田勘探开发一体化工作模式.应用勘探开发一体化工作模式、编制科学合理的开发和扩边及调整方案、采用注水驱与边水驱相结合的开发和调整方式、以平台式钻井多井1管集输简...     

扣13断块生物灰岩油气藏提高采收率研究

扣13断块是典型的裂缝性生物灰岩,地下构造破碎,有些区块注采井网难以完善,储量动用差,油井投入开发后很快进入特高含水期,开发效果差,采出程度为9．18％。通过对整个油田开发动态的分析,找出了影响裂缝性生物灰岩断块油气藏开发效果的因素,认清了断块的油水流动关系,以及注水驱替情况和油层剩余油分布规律。运用油藏数值模拟方法,进行了精细的历史拟合,提出了提高采收率对策。生物灰岩油藏可以采取周期注水、改变液流方向等水动力学方法提高水驱波及程度,同时充分利用老井侧钻技术进行调整挖潜,改变开发方式,增加注水井,完善注采井网,能大大提高复杂小断块油藏的开发效果。     

冀东油田复杂断块油藏水驱采收率计算方法

复杂断块油藏在我国油田开发中占重要位置,与整装砂岩油藏相比,其开发水平和开发程度都有较大的差距。对于冀东油田这类构造岩性层状复杂断块油藏来说,注采井网仍不能有效控制全部的地质储量,仍有很大一部分储量无法通过水驱开发。冀东油田复杂断块注水开发油藏注采井网以不规则点状注水井网形式为主,常规油藏工程计算采收率方法无法满足生产要求。将冀东油田复杂断块构造岩性油藏不规则点状注采井网分为4类13种油砂体井网配置模式,分别计算每种模式极限面积波及系数,进而计算区块水驱采收率和理论采收率。根据建立的复杂断块油藏水驱采收率计算方法,计算了冀东油田复杂断块油藏水驱采收率,与标定采收率相比,复杂断块油藏理论采收率计算方法的计算结果与动态法差别较小。     

复杂小断块水平井整体开发合理井网研究

为了高效开发江苏油田复杂小断块油藏,利用油藏数值模拟技术,结合油藏工程方法,以李堡油田堡1断块为例,深入研究了水平井和直井联合开采时的井网方式,确定堡1断块选择水平井与直井组合开发、注水井在水平井的指尖注水、水平井段长度300m左右、井距225m左右、水平段在油层的中上部、水平段一次性射开等技术政策,并将研究成果运用于堡1断块产能建设,取得了较好的开发效果。所提出的研究方法对于江苏复杂小断块油藏水平井整体开发来说具有十分重要的意义。     

油藏跟踪模拟技术及应用

油藏跟踪模拟技术通过调用油田开发数据库，一体化运用油藏建模、数值模拟、后处理等技术，达到对油田开发动态进行数值模拟、跟踪数值模拟的目的。该技术通过随时添加生产数据，利用不同阶段试井解释资料修正储层模型，优化出符合实际情况的动态油藏模型。应用跟踪数据模拟技术，对埕岛油田馆陶组注水开发方案进行了优化和完善；并对开发过程中生产动态进行跟踪分析，取得了较好的效果。     

Greater Unity多层复杂断块油田低压注水开发调整研究

在多层复杂断块油田地质建模和数值模拟研究中选择角点网格系统，针对其网格灵活、不同油层网格步长易变和不同层位油水井井点网格位置不同的特点，对完井射孔层位、措施层位及其井点网格位置的定义方法进行了描述，并研制了角点网格完井射孔层位定义数模辅助工具，用于生成油水井不同生产层的节点坐标以及生产层段变更后新生产层位的节点坐标、射孔信息和射孔段物性。以苏丹Greater Unity低饱和复杂断块油田为例，利用角点网格系统的优点和所研制的辅助软件，大大提高了高含水油田油藏数值模拟历史拟合效率和剩余油分布预测的精度。对注水时机和压力系统进行了计算论证，研究结果表明：该油田的注水时机为地层压力下降幅度达35％左右时实施低压注水开发。通过极限井网密度和极限井数等经济界限指标计算和井网、井数模拟对比研究，确定了该油田开发调整的注采井网和合理的新井井数。图6表1参8     

复杂断块合理井距确定新方法

冀东油田属于典型的复杂断块油藏,整体采用注水开发方式。综合运用理论分析、矿场统计等方法,以油砂体钻遇连通方向概率法计算技术合理井距为基础,以复杂断块油藏加密井平均单井增加可采储量与井网密度关系计算经济极限井距为界限,确定了复杂断块注水开发油藏合理开发井距研究的新方法。实例应用表明,该方法可以确定高深南区注水开发的合理井距,提高了水驱储量控制程度和受效井比例,有效指导了注水开发井位的部署与实施。     

中原油田云3块油藏数值模拟研究

中原油田云3块油藏为低孔、低渗透、油水关系复杂的复杂断块油藏。为了改善开发效果，应用数值模拟结果，紧密结合油藏精细描述和油藏工程结果，研究了该油藏合理的开发技术政策。在历史拟合修正地质模型的基础上，对目前的油田的水淹状况作了分析，并且制定了相应的调整方案。研究结果表明，该油藏目前主力油层的动用程度较低，剩余地质储量丰富，应加大采油速度生产，并提出了改善注水产液结构的调整方案。     

应用示踪剂监测技术评价油藏井组动态变化

油藏连通性研究是油气藏评价的重要内容,也是制订油田开发方案的重要依据。随着油藏的不断开发,油藏参数已经发生了很大变化,原始的静态参数已经不能准确反映地层性质。本项目应用示踪剂监测技术评价注水开发油藏井间动态连通性、注入水流动方向,以及油藏剩余油分布规律,同时对监测结果应用最先进的综合解释技术进行数值模拟分析,得出了储层井间连通状况,物性分布特征等参数,为油藏的注采调整提供了重要的依据。     

Z2断块水淹特征及剩余油分布规律研究

恐断块为中低渗油藏，早期实施注水开发，目前已处于中高含水期。在对其水驱开发特征进行研究的基础上，利用动态测试、水淹层测井解释及数值模拟结果，详细研究了该断块的水淹特征及剩余油分布规律，为油田调整挖潜提供了地质依据。     

齐9-欢50复杂断块油藏数值模拟应用研究

复杂断块油藏油水关系复杂,储量富集程度差异高,储层物性、原油性质及油层产能差别大.因此开发此类油藏比较困难.目前,齐9-欢50断块面临的难题是:层间、层内非均质性严重,开采不均衡;井况差,井网完善程度低;地层能量低,压降大.根据中高含水复杂断块油藏特点,对该断块沙三段进行了油藏数值模拟研究,通过初始化拟合和生产历史拟合,弄清了地下油、水运动和剩余油分布规律,提出了合理的调整方案,为高效开发该油田提供了技术支持和决策依据.     

井间连通综合分析方法在复杂断块油藏的应用

涠洲A油田流沙港组三段为分流河道型复杂断块油藏,区块内河道砂体相互叠置,断层发育,连通性复杂。为确保油藏注采效果,结合油田开发静动态资料,例如精细地层对比、含油单砂体地震描述、干扰试井、压力变化及试井分析对储层进行井间连通综合分析。综合方法很好地解释了由沉积相控制的复杂断块油藏的连通性,并重新建立井间连通模式,通过数值模拟预测剩余油分布,提出调整措施,取得了良好的开发效果。     

复杂断块油藏注水体积波及系数与驱替程度变化规律研究

对于注水开发油田而言,体积波及系数和驱替程度是重要的评价参数。以渤海湾盆地黄骅坳陷港东一区一断块明三油组和枣南孔一段枣1281断块为研究对象,采用油藏数值模拟研究、油藏工程计算和注采井网分析等方法,定量分析了研究区块注水体积波及系数与驱油效率及其在开发过程中的变化规律。指出在油田开发初期注水体积波及系数增长迅速,在开发后期增长缓慢,到高含水阶段后,宏观注水波及系数提高幅度不大,但水洗强度增加,使强水洗段厚度比例和驱油效率增大。认为需通过提高波及范围内的整体驱替程度来提高水驱采收率。该项研究对老油田开发后期调整具有一定的参考作用。     

油藏数值模拟技术在复杂断块油藏开发后期的应用

油藏数值模拟技术对于查明已开发油田的油藏潜力、措施制定、调整方案综合设计等有着不可替代的作用。针对河流相多油层复杂断块油藏开发后期的特点,通过油藏数值模拟技术研究确立了港东开发区复杂断块油藏剩余油分布特征,应用该技术进行了油井提液方案及影响因素研究。结果表明,当含水率相同、提液倍数相同、原油粘度不同时,随着原油粘度增大,提液效果变差;当原油粘度一定、含水率一定时,不考虑其他影响因素,累增产油量随提液倍数的增大而增大;当原油粘度一定、提液倍数相同时,含水率越低提液效果越好。正韵律提液累计增产油量高于反韵律提液累计增产油量;压力系数为低、中、高组合的油藏模型提液效果要好于压力系数为高、中、低组合的提液效果。应用该技术还进行了注采井网调整方法研究,从4种井网部署模式累计产油量计算结果看,主体带注水、边部采油模式好于边部注水、边部采油注采模式。该研究对于确定复杂断块油藏开发后期油藏潜力、确定合理的油井提液方案和合理部署注采井网具有一定的指导意义。     

渤海A油田复杂岩性油藏延长测试方案设计研究

渤海A油田地质油藏条件复杂,为进一步降低油田开发风险,设计油田延长测试方案,为油田整体开发方案研究提供依据。针对油田开发风险,结合已钻井资料,确定延长测试方案开发评价井井数、井位、井型及测试层位。通过数值模拟研究,合理设计开发评价井测试流程及测试方案,逐条落实油田面临的开发风险。延长测试方案设计思路对渤海同类复杂油藏的开发具有一定借鉴意义。     

海上复杂断块油田合理注水压力研究

合理注水压力是海上注水开发复杂断块油田控制地质性溢油风险的关键参数,根据复杂断块油藏特点制定合理注水压力,对实现海上复杂断块油田安全高效开发意义重大。文中重新定义了复杂断块油田合理注水压力,综合考虑地层破裂压力和断层临界失稳压力,利用渗流力学理论及数值模拟技术,研究出与"通海底"断层不同距离、不同注采关系下注水井的合理注水压力为15.9~22.4 MPa,并根据研究结果提出了注水井井位设计建议。该研究在渤海蓬莱油田注水管理中取得了较好的应用效果,可以为海上其他复杂断块油田的安全注水管理提供参考。     

复杂小断块油藏动态监测技术应用及展望

苏北盆地溱潼凹陷内发现的油田均为复杂小断块油藏,在开发过程中问题较多,为此先后与大庆、胜利、中原及河南油田等测井公司开展了复杂小断块油藏生产测井技术协作与交流,对动态监测成果在高含水油藏稳油控水、注水开发油田注采结构调整、老油田综合治理、二氧化碳驱油提高采收率等措施方案的科学合理编制及实施效果评价中发挥的重要作用进行了全面总结,同时针对复杂小断块油藏在动态监测中存在的不足提出了认识,从而指导复杂小断块油藏动态监测的下步改进和发展。     

复杂断块砂岩油藏中估算水力裂缝方位的动态分析方法及其应用

以二连地区阿南油田阿11断块为例,针对复杂断块油藏的特点,以注采井组为研究对象,综合应用注采动态曲线分析法,辅之以动液面资料、开发生产数据及油层的储渗特性参数等,由渗流机理推断出注入水的主要波及方向就是最小水平主应力的方位,进而可推断出水力裂缝的方位。经钻井井斜推断法及油藏数值模拟法验证,此方法可信度高,现场可操作性强。它为压裂的优化设计以及注水开发井网的调整和完善,提供了新的思路和方法。     

岔39断块剩余油分布及开采对策

岔河集油田是非常典型的复杂断块油田,岔39断块是其中具有代表性的主力断块,经过二十余年的开发后,地下情况更加复杂、开发难度更大,为了提高油田开发效果,需对断块进行重新认识,查明剩余油分布规律,探讨调整挖潜方向。根据现阶段对油藏的认识,利用硼中子测井、动态分析、数值模拟等方法,对岔河集油田岔39断块剩余油分布进行了综合研究,指出剩余油分布主要集中在断层附近、井网不完善区以及河道砂体变差部位等,提出了调整注采井网、提高排液量等改善开发效果的措施。该研究对开发同类油藏具有一定借鉴意义。