水平井注采井网和注采参数优化研究

水平井注采井网开发低渗透、薄层油藏可以增大注水量、降低注水压力、有效保持地层压力、提高油藏的采出程度。结合M油田油藏地质特征,应用数值模拟和经济评价方法对该油田的水平井注采井网类型、方向、排距以及转注时机与注采比等开发指标进行优化,达到经济、高效地开发目的。结果表明,水平井注采结构采用完全正对排状井网可获得较好的开发效果,优化后的井距为100 m,水平井与最大主渗方向呈45°夹角,注采井排距为300 m,地层压力水平在85%以上时注水保压,推荐注采比为1.0。研究方法和研究结果可为同类型油藏水平井注采井网部署提供参考依据,具有很好的借鉴意义。     

海上S 油田聚合物驱注采井网优化

海上S油田平面非均质性较强,经过多年聚合物驱开发,平面动用程度差异大,控水增油效果减弱,特别是聚合物驱后剩余油分布复杂,需通过注采井网优化进一步提高油田开发效果。依据海上S油田的沉积相分布特征与实际井网部署的关系,首先在室内建立了包括高、中、低渗透3个区域平面渗透率级差为3的物理模型,并在相同的注采条件下开展了5组不同井排距的物理模拟实验;然后采用油藏数值模拟方法,建立了与室内物理模型相对应的5个渗透率级差条件下油藏地质模型,每个地质模型设计了8个井排距模拟方案,共设计了40个井排距模拟方案。物理模拟实验结果表明:当平面渗透率级差为3时,井排距比为1.8,累积产油量最高,低渗透和高渗透储层2个方向上的驱替压力梯度基本一致,且微电极含油饱和度测试结果表明2个储层均能得到有效动用;通过油藏数值模拟进一步深入分析,得出了不同平面渗透率级差条件下的最优井排距,随着平面渗透率级差增大,最优井排距比也逐渐变大。在最优井排距认识的基础上,通过采用物理模拟实验和油藏数值模拟方法得出,水平井注直井采是最优的注采井网形式。     

中轻质油田注聚可行性及注采井网优化研究

目前海上油田注聚主要应用在稠油油藏,在渤海的中长期规划中,计划对中轻质油藏实施注聚,所以为了提高中轻质油藏的采收率,对中轻质油藏的注聚模式进行研究。本文主要应用含水率注采井数比关系曲线,无因次采液指数曲线和油藏数值模拟的方法分析中轻质油藏注聚时机、井网对注聚效果的影响。然后通过实际模型来进一步研究BZ油田注聚后的增油量以及降水效果。结果显示BZ油田注聚时机在含水率为80%以后,且目前井网不能满足直接注聚的条件。通过研究得出,中轻质油藏开发晚期实施注聚效果更好,并且应按照剩余油分布的规律来调整注采井网。     

石南21井区头屯河组油藏注采井网调整先导试验

石南21井区头屯河组油藏受构造、沉积微相、流体分布、注采井网和注采强度等因素的影响,不同区域开发效果差异较大,局部区域生产恶化。开展注采结构调整研究表明,对于油藏储量丰度低的区域调整为排式注采井网可取得较好的开发效果,采收率从39.2%提高至42.9%;而油藏丰度高的区域则采用加密调整的方式可取得较好开发效果,采收率从37.2%提高至43.6%.     

雁木西油田注水结构评价

吐哈盆地雁木西第三系油藏由于注采比偏低,表现为底水上升、产量递减;雁木西白垩系油藏由于注采井网不完善和上下油组注采不平衡,导致地层压力下降、产量递减。针对存在的问题,确定各个油藏的平衡注采比及压力恢复速度,对注采井网、油水井层位、单井配注提出了调整意见。在进一步完善注采井网、合理配注的基础上,第三系油藏2006年地层压力恢复0.35MPa,白垩系油藏2006年地层压力恢复0.4MPa,取得较好的效果。     

海1块分采区综合调整及开发效果评价

海1块在构造高部位局部地区分2套层系开发,细分层系全面注水调整,使分采区内水驱储量动用程度、采出程度等指标明显高于该块整体开发水平.针对分采区生产中存在的注采井网不完善、个别井个别层段未较好实现分采分注等实际问题,制订合理的调整对策,通过提高注水井分注级别、调整油井生产层位等措施的实施,取得较好的增油效果.同时,对分采区的开发效果进行综合评价,为进一步改善分采区水驱效果奠定基础.     

注采优化提高平面非均质低渗油藏井网水驱波及效率

不稳定注水广泛应用于非均质油藏的水驱开发,为进一步改善平面非均质低渗油藏水驱开发效果,采用与目标油藏对应的径向流物理模型,分析了3种注采方式下平面非均质油藏井组生产井生产动态及采收率,明确了3种注采方式改善水驱开发效果的作用机理,并给出3种不同注采方式的适用性。结果表明:不稳定注水方式可形成不稳定压力场,形成油水交渗及弹性力驱油,改善低渗区域的驱油效果;同步平衡产液量注采方式可改善整体水驱波及效率,并利用不稳定注水提高低渗区域原油采收率,整体采收率较高;异步平衡产液量注采方式可在不稳定注水后,调整注采压差,提高低渗区域驱油效率,同时扩大注入水对低渗区域的波及效率,大幅度提高低渗区域的采收率。实验结果可为目标油藏水驱开发注采方式优化提供理论支持。     

陆梁油田两层分采采油工艺研究

陆梁油田纵向发育油层较多, 受目前工艺技术的限制均采用单层开采, 为了进一步提高油藏的动用程度, 避免多层合采的层间干扰, 提出了有杆泵两层分采工艺： 下封隔器将两油层分开, 空心杆传递抽油机的往复动力兼作下层排液通道, 油管和空心杆间的环空作为上层排液通道, 实现分采分输。文章详细地介绍了有杆泵分采分输原理, 成功研制了分采泵, 研究了井下管柱结构及配套清防蜡工艺, 完善了地面工艺流程。现场实施 ２ ０井次, 单井平均日增油４ ． ７ｔ , 含水率下降。该工艺能有效解决层间矛盾, 准确计量各层的产量和含水, 为油藏动态管理提供依据, 对于开采类似的两层油藏具有重要的借鉴作用。     

五里湾X1油藏如何提高采收率

靖安油田五里湾油藏以开发三叠系X1油藏为主,储层为湖成三角洲沉积,属于低渗透油藏,油藏平面、剖面非均质性较强。开发以注水为主,X1油藏目前综合含水率72.5%、采出程度25.4%,处于双高开发阶段,随着注入、采出程度的增大,油藏的平面单向突进、剖面上层内、层间矛盾日益突出,水驱油效率逐渐下降,从而影响着油田的稳产和开发效果,如何提高最终采收率是油藏开发永恒的主体。本文重点总结了X1油藏实施空泡驱、微球驱、注采井网调整、不稳定注水、精准堵水等措施后提高最终采收率,为后期整个X1油藏提高采收率提供方向。     

孤岛油田东区北Ⅱ类油藏二元复合驱开发技术

孤岛油田东区原油黏度高,实施二元复合驱前井网完善程度差,是一典型的Ⅱ类油藏。根据东区二元复合驱油藏条件,不同开发阶段开发规律,采取相应的开发策略,开展精细油藏研究。先期油藏精细研究,分小层完善注聚井网;前置调剖段塞阶段,阶梯式优化注入浓度,促使形成高压力梯度变化带,强化段塞质量;二元主体段塞阶段,科学有序优化注采结构,确保注采均衡。通过不断治理,单元增油倍数达到4.33倍,综合含水率下降1.2%。     

双河油田改善水驱开发效果挖潜技术

简述了改善水驱油田开发效果的必要性,论述了注采井网采新优化组合、细分注水、细分酸化、细分堵水、高强度化学堵水、深度调剖等调整挖潜措施在双河油田的实施情况.井网综合调整提高水驱采收率3.22%,增加可采储量35.7×104t;注采结构调整提高采收率2.95%,增加可采储量14.48×104t.有效地改善了双河油田水驱开发效果,增油效果明显.     

裂缝性油藏井网水驱油物理模拟研究

为了更好地对裂缝性油藏进行井网优选。根据实际油藏地质特征,利用相似准则制作裂缝性油藏物理模型．开展了井网水驱油实验。通过对比不同注采井网采出程度与含水率的变化,进行井网类型优选．文中对比了5种井网的开发效果,实验及分析结果表明：对于该裂缝性油藏模型,九点井网的采收率最高,这验证了裂缝性油藏吸水能力较强的特点：其余井网的采收率从高到低依次为五点井网、排状井网、反五点井网、反九点井网,这4种井网由于强注强采,导致含水率迅速上升,驱油效果不理想．但当存在合理的裂缝分布及有效的井间干扰时,局部采油井的采收率会得到提高;可以用工型水驱特征曲线预测该油藏的动态变化。文中的研究方法及成果对裂缝性油藏井网优选具有一定的指导意义.     

分质分压注聚技术在双河油田的试验

双河油田目前注聚单元大多为二类储量油藏,由于非均质性严重,中低渗透层动用程度较低,影响了聚驱效果。油套分注工艺虽然能一定程度上减缓层间矛盾,但油套压差过大会降低高渗透层注聚质量、堵塞中低渗透层,因而聚驱效果有限。为此,借鉴大庆油田双泵双管分质分注技术,在双河油田Ⅲ油组优选了两口注聚井实施分质分压注聚试验,实施后注入剖面得到有效改善,并取得较好的增油降水效果。     

枣园油田水平井开发技术及产能优选研究

枣园油田枣Ⅳ油组为中低渗复杂断块油藏,与其他油组相比,产能低、效益差,一直未整体动用。在精细油藏描述的基础上,以完善注采井网为核心,水平井为主要技术手段,对该层系进行整体开发。该文在油藏工程及数值模拟基础上,对水平井开发的生产井网及产能进行分析,从而为现场实施提供了理论依据。关键词枣园油田水平井注采井网数值模拟开发效果     

孤岛油田特高含水期提高采收率技术措施及效果

孤岛油田进入特高含水期后,面临产量递减大、含水上升快和剩余油挖潜难度大等难题,通过应用化学驱和稠油热采技术,使油田采收率大幅度提高,形成了砂岩稠油油藏长期高效开发的技术系列.针对二类油藏油层发育差、原油粘度高的特点,通过深化储层认识、优化注聚合物参数、强化注聚合物全过程动态跟踪治理等措施,单元采收率提高了6%～12%,而且降水增油达到一类油藏效果.针对油水过渡带的稠油油藏,根据其井间剩余油富集、水驱效率低和水侵彩响大的特点,实施井网加密、低效水驱转热采和水侵治理等技术,使采收率提高了13.8%.同时,发展了河道砂储层构型和空间剩余油描述技术,配套形成了水平井挖潜提高采收率技术,在后续水驱阶段又提高单元采收率3%～5%,使单元采收率达到55%～60%.     

欢北杜家台低渗透油藏高效开发实践

欢北杜家台低渗油藏开发过程中,暴露出许多矛盾:天然能量小,弹性驱及溶解气驱采收率低;油层平面及纵向上动用程度低;近井地带油层渗流阻力大,油井产能低;油层物性差,供液能力差等.通过采取井网加密调整、注采井网完善、高压注水、油层改造、加密及深穿透射孔、小尾管深抽、"水中"找油等一系列开发技术,取得了很好的开发效果,采收率由18.0%提高到22.8%,部分断块年平均采油速度达1%以上,最高采油速度达2.4%.欢北杜家台低渗油藏提高采收率及开发效果的开发技术和成功经验,对同类油藏开发具有一定的借鉴意义.     

各向异性油藏注水开发布井理论与方法

油藏各向异性对于开发井网具有破坏和重组作用，致使井网的生产效果难以把握，严重影响油藏原油的产量和采收率，其开发井网的布置是一大难题。布井的关键在于突破传统的正多边形井网形式，建立变形井网。利用坐标变换将各向异性油藏变成等价各向同性油藏，分析了注水开发井网的变形机理。为了避免井网破坏，注采井排必须与最大渗透率方向（裂缝方向）平行或垂直；为了优化井网的油藏开发效果，井网注采单元的几何参数（井距和排距）由各向异性渗透率主值计算得到，提供了定量计算公式。     

老君庙油田L油藏注水开发效果评价与分析

本文应用油田矿场实际资料统计规律与理论计算曲线比较,评价L油藏注水开发效果,即注入水利用率、水驱油效率、水驱波及系数和水驱最终采收率等。认为L油藏注入水利用率实际值与理论计算曲线基本接近,预测最终水驱油效率、水驱波及系数分别为0.541和90%,最终水驱采收率达到48%以上。同时,论述了L油藏注水开发中,在改善开发层系、加密井网,调整注水方式和注采井的比例,以及选择合理的分层注水,排液采油等方面的主要方案调整和技术措施,所取得的开发效果。     

油藏非均质性对聚合物驱开发效果的影响

聚合物驱是水驱后进一步提高原油采收率的三次采油技术,在不同类型油藏中均取得了较好的应用效果。聚合物驱开发过程中,油藏非均质性对聚合物驱的驱替效果有较大影响。基于油藏沉积微相展布形态,归纳出储层渗透率平面非均质性、厚度平面非均质性和几何形态非均质性等3类油藏非均质性。应用油藏数值模拟方法建立3类多个理论地质油藏模型,并且在每一类模型具有相同的生产约束条件下,研究了油藏非均质性对聚合物驱不同注采井网驱替效果的影响。研究结果表明,同一模型在相同工作制度和不同注采方式下,初期产油量和累积产油量存在较大差别。对于储层厚度平面非均质性油藏,厚注薄采的聚合物驱开发效果优于厚采薄注;对于渗透率平面非均质性油藏,高注低采的聚合物驱开发效果优于高采低注;对于几何形态的非均质性油藏,宽采窄注的聚合物驱开发效果优于宽注窄采。因此,合理地部署注采井网能有效地提高油藏聚合物驱的开发效果。     

安塞油田长6特低渗油藏二次加密井网研究

井网加密调整是动用油藏剩余油、提高采收率的最直接有效手段。安塞油田长6特低渗油藏一次加密已基本结束,在此基础上研究二次加密井网,对油田开发中后期改善开发效果及长期稳产具有重要意义。详细分析了安塞油田长6油藏裂缝发育特征,分析了基础井网及一次加密井网的实施效果,提出了缝网匹配是决定加密效果的关键,并对二次加密井网方式进行了系统研究。研究结果表明,二次加密时,可采取油井间缩小井距加密方式,原基础井网完全转变为小排距、小井距的排状注水井网。