高含水复杂断块油藏单层系边外注水开发模式

复杂断块油藏在开发后期面临综合含水率高、地层能量不足、剩余油分布复杂、井网适应性差等问题。以济阳坳陷沾化凹陷中部垦71断块油藏为例,基于水驱油藏的油包水和水包油2种油水分布状态,利用理论模型推导和数值模拟方法,开展了单层系边外注水开发模式研究。结果表明：从采液端和注水端的受力分析可获得单层系开发的合理注水量、合理采液量和合理注采井距,单层系开发的合理注水压差、合理注水量、合理采液量是影响其剩余油饱和度、含水饱和度的关键因素,对油层合理地层压力水平及剩余油二次富集起主要控制作用。通过加大注采井距至油水边界外围,以2.9倍含油条带宽度为合理注采井距的临界值,采用短注长静置的非对称周期注采方式,建立单层系边外注水开发模式,有利于保持单层系的压力系统稳定和提高剩余油波及率,从而提高原油采收率。矿场实践表明,采用单层系边外注水开发模式后,垦71断块油藏日产油量提高至254 t/d,含水率控制在93.7%,采收率提高至31.53%,采油速率提高4.9%,显示出良好的增产效果。单层系边外注水开发模式解决了高含水复杂断块油藏开发中的剩余油分布分散、水驱波及率低和井网适应性差等难题,可为复杂断块油藏开发...     

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。     

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。     

复杂断块油藏注水开发调整方案设计及应用

油藏注水开发调整方案设计是油田高效合理开发的重要保障,也是提高采收率的重要手段,以某油田H15井区复杂断块油藏为例,进行注水开发调整方案设计研究。从区块生产动态资料入手,运用油藏数值模拟技术,进行生产历史拟合,修正数值模拟模型,认清剩余油分布规律,结合目前开发中存在的问题,制定了一套采用反七点井网注水开发的调整方案。通过对方案生产动态指标预测,推荐采用该方案开展研究,为同类复杂断块油藏注水开发方案调整设计提供借鉴作用。     

河100断块分流河道砂体断块油藏注水开发模式研究

以典型区块河100断块为例,建立了分流河道砂体断块油藏概念模型,利用数值模拟手段,对其井网、井距、开发技术政策等进行系统研究,总结得出分流河道砂体断块油藏注水高效开发模式。     

巨厚块状砂砾岩底水油藏合理注采井网研究

雷64断块为巨厚块状砂砾岩底水油藏，利用油藏数值模拟方法，通过转注顺序、注采井数比、合理注采井距和采油速度的研究，认为注采井距是影响该油藏注水开发效果的重要因素．采用分采分注方式，能够保证注采井距、注采井数比和采油速度的合理性。     

改善水驱效果开发技术政策优化研究

水驱开发油藏,在开发后期水驱效果变差,以前的井网井距已经无法满足其目前开发需求,亟需对井网井距及地层压力保持水平进行调整。以王龙庄断块为例,在对王龙庄断块的存水率、吨油耗水率、含水率与采出程度、注入体积增长倍数等开发指标分析的基础上,采用井网密度与水驱控制程度的关系法和井网密度与采收率的关系法,优化王龙庄断块的合理井网井距。并运用静水柱压力法、地层压力与累积注采比关系法,及开发效果分析法,确定合理地层压力。最终得到:王龙庄断块的合理井网密度为25井/km2,合理井距应为200m;合理地层压力为13.29Mpa。从而为王龙庄断块的后续开发提供了依据。     

复杂断块油藏高含水期合理井距确定方法及其影响因素

井网加密调整是复杂断块油藏高含水期改善开发效果的重要措施,合理注采井距的确定是决定井网加密调整效果的关键.以一注两采井组为例,以均衡驱替为目标,以油水两相不稳定渗流理论为基础,考虑断块油藏储层物性、剩余油分布和地层倾角等因素,建立了复杂断块油藏高含水期合理井距确定方法,并采用油藏数值模拟进行了验证分析.结果表明,对于水驱方向垂直构造线方向的一注两采井网,在其他储层条件和剩余油饱和度相同的条件下,地层倾角越大,达到均衡驱替所需的注采井距比越大;注采井间储层渗透率、油井含水率差异越大,达到均衡驱替时所需的注采井距比越大.数值模拟验证结果表明,在地层倾角为10.、油井含水率均为90％时,该方法计算出注水井左右两侧注采井距的比值为1.264,按此结果进行井网部署,10a末注水井左右两侧油井含水率分别为96.85％和97.13％,2口油井含水率相差0.28％,总采出程度为38.37％,比均匀布井可提高采出程度5.81％.     

复杂断块油藏注水见效影响因素研究与实践

注水开发为复杂断块油藏驱油主要手段,油井注水见效差别却很大,以XX断块为例,应用动静态资料,从构造、储层等地质特征及注水开发井网多方面分析影响注水效果的因素,并将研究成果应用到注采井网的调整中,提高最终采收率。对复杂断块油藏高效注水开发具有极其重要的意义。     

复杂断块油藏改善注水开发效果技术研究

针对复杂断块油藏断层多、断块小、构造复杂、油藏类型多,开发过程中面临构造落实难度大、注采井网完善程度低、层间矛盾突出、注水储量损失严重等问题,通过精细地质研究,根据不同类型油藏存在的问题及潜力,创新思路调整注采,不断优化注采井网.采取了直井水平井组合注采、一对一点状注水、二次压裂、增压注水、深部调驱以及细分注等强化注水措施,改善了复杂断块油藏的注水开发效果,有效提高了油田水驱储量控制程度和动用程度,对于同类油藏开发具有一定的借鉴.     

中国石化不同类型断块油藏水驱采收率分析

以中国石化所属油田的中高渗稀油砂岩断块油藏452个开发单元为对象．从油藏开发角度，将断块油藏类型划分为天然能量开发的边底水断块油藏、注水开发的简单断块油藏、复杂断块油藏和极复杂断块油藏．分析不同类型断块油藏井网形式和水驱采收率的关系．回归出不同类型断块油藏采收率计算公式，分析了提高采收率的潜力，为断块油藏挖潜提供决策依据。图3参4     

直角三角形小断块油藏注采井网模拟优化研究

针对复杂小断块中的直角三角形小断块油藏,采用数值模拟方法,基于非完善井网完善注采关系的思路,列出了不同井网模式下的油藏开发动态变化,给出了直角三角形小断块油藏合理注采井网形式。研究结果表明,在注采平衡基础上,优化的井网能够提高直角三角形小断块油藏的最终采收率,控制含水上升。该研究为此类油藏现场布井开发提供了必要的理论和方法依据,进一步丰富了现有井网理论和方法,对注水开发具有重要参考意义。     

牛东火山岩油藏井网适应性研究

文章分析了探测半径与储层物性之间的关系,研究确定了不同类型火山岩储层的泄油半径与合理井距,裂缝发育程度越高,探测半径越大,所需井距越小。利用压降产能结合压力等值图计算了天然能量采收率,值较低。从前期五个注水井组取得的初步效果,认为注水开发技术对于牛东火山岩油藏是可行的。研究结果对类似油藏井网部署、注水开发具有指导意义。     

复杂小断块油藏立体井网开发模式研究

复杂小断块油藏由于断块分割作用,断块碎小、形态各异．每个断块就是一个独立的开发单元。开发上主要表现为油藏能量明显不足,且由于断块面积小,很难用完善的常规面积井网进行注水开发,致使油藏产量递减快。针对复杂小断块油藏的地质和开发的特殊性,提出了以最大限度控制储量为前提,以“少井高产”为理念,以水平井控制优势油砂体,直井、定向井完善注采关系为布井方法的立体井网优化控制理论。在部署井网时,主要考虑断块平面几何形态、断块规模、油砂体空间分布特征等因素,同时考虑储层非均质性、渗透率方向性对水驱效果的影响。实际小断块油藏的虚拟开发结果表明,基于立体井网理论的水平井一直井联合井网,较直井井网能够更好地开发复杂小断块油藏．     

低渗透断块油藏合理注采井距研究

低渗透断块油藏储量丰度小,渗透率较低,存在启动压力梯度,很难建立有效的驱替压差,而且含油面积小、形状复杂,很多属于典型的窄条状油藏,难以形成规则的注水井网,后期井网调整困难,需要一次布井成功,所以注采井距一定要选取合理.采用油藏实际岩心,通过物理模拟实验,得到了低渗透油藏的启动压力参数;利用实验结果,通过理论分析和数值模拟计算,重点研究了启动压力梯度和储层条件等对有效井距、合理井距和井网形式的影响.提出了首先将物理模拟实验、油藏工程理论推导和数值模拟计算相结合,计算得到低渗透断块油藏的合理注采井距,然后在此基础上进行合理井网部署的方法.研究结果应用于油田实际区块的井网部署中,取得了较好的开发效果,与同类油藏相比采收率可提高1.86％ ～ 2.6％.     

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。     

江苏复杂小断块中低渗油藏开发实践与认识

分析了江苏复杂小断块中低渗油藏的地质特征,认识到由于中低渗透、多油层、严重非均质、复杂小断块等原因,表现纵向、平面矛盾突出,非主力层动用状况较差,部分单元难于形成注采井网,地层压力水平较低等矛盾,主力层由于受到层间的影响,也有些水窜现象.针对这些开发中的主要矛盾,展开了相关的开发技术政策研究,寻找其合理的开发方式、层系组合界限、井距和注水时机等,提出了新油田采取早期乃至同步注水和老油田实施细分层注水开发试验,设计了跨油层组组合层系开发方案.通过实践均取得了明显效果,为严重非均质中低渗透多油层油藏开发积累了宝贵的经验.     

利用启动压力梯度计算低渗油藏极限注采井距的新模型及应用

基于均质地层等产量一源一汇稳定径向渗流源汇连线中点处的压力,给出了由启动压力梯度计算极限注采井距的公式,并重新推导了定井底流动压力注水和生产与定产液量生产和定注水量注水2种情况下计算低渗透油藏的极限注采井距的公式。给出的确定低渗透油藏极限注采井距的公式更实用。应用实例表明,用该方法所得结果与油田注水动态分析结果一致,能用于指导低渗油田注水开发的井网部署。     

苏北盆地中低渗油藏早期注水开发技术研究

为了提高复杂小断块低渗油藏的开发水平,在早期油藏描述和开发技术政策综合研究的基础上,采用“早期注水、合理布井、平稳注采”等方法,运用开发全过程的油气层保护措施,实现了有效的早期或同步注水;与此同时,又超前开展精细油藏描述和渗流机理等综合研究,广泛应用新工艺、新技术进行跟踪调整,巩固了早期注水成果,确保了油田高效稳产。G6、Z2、W2断块的开发实践表明,这些方法和技术开发复杂小断块低渗油藏是有效的。     

枣园孔二段低渗透油藏二次开发技术对策研究

枣园油田孔二段是一个低渗透复杂断块油藏,本身的地质复杂性及低渗透油藏生产特点决定了其开发难度较大,目前已进入高含水开发阶段,剩余油高度分散,稳产难度越来越大。通过合理注采井距、开发层系划分及剩余油分布特点等方面论述了开发后期孔二段仍具有的调整的基础,提出了复杂结构井、井网加密、扩大注水波及体积、适时提液等提高油藏水驱采收率的技术对策,并取得了较好的效果,希望对类似油藏开发后期调整策略的制定起到一定的借鉴作用。