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。     

利用动态调整方法改善赵凹油田非均质油藏开发效果

赵凹油田储层属于近物源陡坡型扇三角洲沉积体,储层非均质性严重,目前油田进入高含水开发阶段,地下剩余油分布更加复杂、隐蔽,挖潜难度大,需采取有效的技术手段在剩余油富集区注水井与采油井间建立有效的驱动压差,促进剩余油的合理流动。通过实施合理动态调整,促进了液流转向,扩大了注水波及体积,提高了注水效率,单元开发形势明显好转。     

基于单砂体的特高含水期剩余油精细表征

以葡北油田葡I油组窄、薄砂体特高含水期注水开发油藏为例,提出了基于单砂体的剩余油分布规律、挖潜单元以及相对应的挖潜技术对策。所指单砂体是地质上具有成因联系、开发上相对独立的砂体单元,既是地质上的成因单元,也是与剩余油分布有关的渗流单元,既反映了砂体的沉积成因,也决定了剩余油分布特征和注水开发特征。单砂体成因类型可以划分为多期河道叠加型、分支河道型、单一河道型和席状砂型4个大类;结合注水开发特点,每种类型具有高注高采、高注低采、低注低采和低注高采4种注采方式。剩余油潜力评价的结果表明：多期河道叠加型单砂体潜力最大,剩余油主要为注水下窜型、顶部型、段塞式和欠注型4种类型,可以分别采用厚注薄采、油水井调剖堵水、井网调整和加密井网等措施进行剩余油挖潜;其次是席状砂型单砂体,剩余油表现为“蜂窝状”,建议利用注水井调剖和油层压裂来优化注水效果,进行剩余油挖潜。     

中高渗透砂岩油田优势流场识别与调整

对于非均质性较强的中高渗透砂岩油田,由于开发及地质原因,在高含水开发阶段注入水沿天然高渗透条带形成无效循环,导致制定的剩余油挖潜措施实施效果较差。因此,准确识别该阶段的优势流场,对于有效控制优势流场和制定挖潜剩余油措施至关重要。以高含水开发阶段的双河油田某区块为研究对象,通过模糊综合评判,结合流线数值模拟技术,制定优势流场的判别标准;通过各小层油水井间的流线分布、注采分配因子和注水效率,确定单井组注水井向该井组不同受效井方向的分水量及注水效率。定性、定量判别研究区油水井间优势流场的平面分布规律。自2013年6月现场进行变流线矢量化调整,截至2015年10月,研究区综合含水率下降1.5%,累积增产原油3.15×10~4t,采收率提高1.2%,取得了较好的稳油控水效果。     

化学调驱技术在高含水期复杂断块油藏中的应用

岔河集油田岔12断块东三段、沙一段油藏为中孔低渗常压高饱和压力非均质复杂断块油气藏,其断层发育、构造破碎,砂体横向分布稳定性差且分布范围较小,油层分布零散。目前油田开发已进入高含水期。为改善油田开发效果,在认清剩余油分布的基础上,立足于注水开发,油井措施逐渐由补孔为主转向提液、卡水为主,水井措施则由转注、完善补孔、分注为主转向重配、深度调驱为主。实施结果表明措施效果显著,对油田稳油控水、挖潜上产起到了重要的作用。这表明,对于象岔河集这样的复杂断块油田,在中高含水期,层间、层内剩余油分布极为零散的情况下,深度调驱技术是挖掘高含水主力大砂体剩余油极为有效的手段。     

濮城油田文51块剩余油挖潜配套技术

濮城油田文51断块是一个典型的多油层非均质复杂断块油藏，长期注水开发造成井况损坏严重，注采井网遭到破坏，剩余油集中在井况损坏区、断层高部位、注水切割区及河道砂体注入水流线未波及的井间滞留区。剩余油的挖潜依靠多元化配套技术，完善注采井网，扩大注水波及体积，提高水驱控制储量和动用储量，从而提高区块采收率。     

夏盐11井区剩余油分布特征与挖潜对策研究

针对新疆油田夏盐11井区层内、层间非均质性强,产量持续下降,注水开发后油藏剩余油分布规律不清楚,持续稳产能力较差的问题,利用数值模拟、油藏工程方法及动态监测资料开展了非均质性强油藏不同类型剩余油分布规律研究,明确了下步挖潜对策。研究结果表明：夏盐11井区剩余油挖潜潜力区可分为3种,Ⅰ类为注采井网不完善控制型剩余油,剩余油饱和度高,平均大于45%,油层厚度不小于4.5 m,主要发育水下分流河道,挖潜对策为储层改造提高低渗区域的物性;Ⅱ类为井间滞留型剩余油,剩余油饱和度较高,平均为20%～45%,油层厚度为3.0～4.5 m,主要发育河口坝,挖潜对策为油水井补孔、完善注采井网;Ⅲ类为水淹程度较高型剩余油,剩余油饱和度较低,平均小于20%,油层厚度不超过2 m,剩余油分布零散,挖潜对策为老井补孔和水井分注,同时进行注水井调剖,对低产井进行重复压裂、补孔。该研究可为同类型非均质性油藏开发提供参考。     

利用监测资料指导评价X示范区精细措施挖潜

大庆油田杏南开发区进入特高含水期,油层非均质性严重,控水挖潜措施效果变差。统计杏X示范区544井次注、产剖面资料,分析424井次油水井措施,形成了一套水驱精细挖潜调整思路。研究结果发现,监测资料可以评价油井转注、油水井补孔,水井细分、调剖、酸化、测调,以及油水井对应压裂等措施效果,评价油水井动用状况;利用注、产剖面对应测试资料,能够发现低含水层及低含水方向潜力层;调整注采系统及注采结构,指导特高含水期水驱控递减、控含水措施。监测资料对试验区开发调整各阶段措施的适应性分析,可为特高含水期水驱精细挖潜和高效开发提供有力依据和成功经验。     

珠江口盆地(东部)海相砂岩油藏在生产井改造技术及其实施效果

海相砂岩油田进入特高含水期开发阶段后,将面临综合含水高、采油速度下降、剩余油分布零散、井网加密余地小、可持续开发难度大等问题。以珠江口盆地(东部)西江、陆丰及惠州等典型海相砂岩油田为例,总结了海相砂岩老油田特高含水期面临的工程技术问题,提出了一系列在生产井改造技术:通过定向井二次完井"合转分"改造减少层间干扰,实现迭瓦式层状油藏细分层系开采;通过水平井MRC储层改造,实现相对低渗透层或块状砂岩油藏泥灰质条带区域油藏泄流面积增大及地层横向导流能力提高;通过水平井分段储层改造,解放水平井段中低渗高含油井段并实现降水增油效果;通过井下油水分离改造,实现一井多用、节能减排及为低含水井置换提液增产空间;通过区域井组合"自流注水"井组改造,建立有效注采系统并补充驱动能量;通过水平井向直井的井型改造,实现挖潜水平井穿越过路油层及一井多用的井筒功效。所提出的在生产井改造技术在珠江口盆地(东部)西江、陆丰及惠州等海相砂岩油田挖潜中成效显著,对同类特高含水期老油田的可持续开发具有重要的借鉴意义。     

魏岗断块油藏开发后期调整挖潜技术

魏岗油田为高凝复杂断块油田,目前已经进入高含水后期开发阶段,地下剩余油呈“整体高度分散、局部相对富集”的状态。通过应用四区断块的储层建模、微构造精细解释结果,开展低序级断层的封闭性认识,结合历史井网、水驱前缘监测资料、新钻油水井资料,搞清剩余油分布规律,在剩余油富集部位部署侧钻井及综合调整措施的实施,有效地挖掘剩余油,提高断块油田开发效果。     

复杂小断块油藏水驱辅助注气吞吐提高采收率研究

复杂小断块油藏单纯利用注水或注气措施难以兼顾整个剩余油区域,挖潜效果有限。为提高复杂小断块油藏高含水期剩余油采收率,运用数值模拟方法探索了水驱辅助注气吞吐的开发方式,同时利用经济和效率双重指标分析了其油藏适应性。依据不同措施方案下典型模型的开发效果,确定了该方法的最优开发模式为:补充能量—闷井增能—闷井阶段—开发阶段,进一步确定了其技术界限:气水注入速度比为6.5~8.5、阶段二与阶段一增压比为0.1~0.3、注采比为0.4~0.6。将研究成果应用于胜利油田a-7区块,模拟预测表明该方法相比基础水驱开发采收率提高12.96个百分点。研究成果对复杂小断块油藏高含水期调整开发措施、提高采收率具有重要的指导意义。     

一种非均质油藏高含水期调堵效果的简易测算方法

具有优势水侵通道的注水开发油藏在油井高含水期仍存在大量剩余油,可通过对水淹大孔道的调堵,实现对该类油藏的挖潜。然而,目前仍难以定量描述和表征注采井之间的大孔道对注水开发的影响情况,因此对调堵效果的预测具有较大的不确定性。文中将注采井之间的油藏流动区域视为相对均质的油藏与大孔道的并联,分别采用渗流和管流模型计算油井的无因次采液指数与含水率,通过生产数据的拟合,建立快速测算图版,确定大孔道的等效孔径,进而计算大孔道封堵后油藏的流动能力及油井再次达到特高含水期的驱油效率。实例分析表明,该方法所需参数较少,能够实现非均质油藏大孔道调堵效果的快速测算。     

极复杂断块油藏高含水开发期剩余油分布与挖潜对策研究

"认识剩余油,挖掘剩余油"己成为高含水期老油田开发、调整、提高采收率的核心内容[2]。油田开发实践表明,高含水期剩余油分布特征是总体分散、局部集中,地下储集层中还存在较多剩余油富集区,提高采收率的潜力仍然较大。影响剩余油分布的因素通常划分为两类:地质因素和开发因素。地质因素主要包括:油藏非均质性、构造、断层等。开发因素主要包括:注采系统的完善程度、注采关系、生产动态等等。地质因素属于内因,开发因素属于外因[6-7]。它们的综合作用就导致了目前剩余油分布的多样化、复杂化。本文针对文明寨油田构造极复杂、非均质严重的油藏特征,深入研究剩余油富集区形成机理和分布规律,形成剩余油富集区描述与预测技术,从而形成了高含水期极复杂断块非均质油藏剩余油富集区研究的理论体系与配套挖潜技术。其做法对同类油田具有借鉴意义。     

强边水普通稠油断块油藏挖潜研究

针对Z43断块普通稠油强边水油藏目前开发中存在的问题,开展了剩余油挖潜技术研究。在控油断层、微构造、隔夹层等地质精细研究的基础上,建立了三维地质模型。开展普通稠油油藏高含水期剩余油分布研究,制定了挖潜方案,提出了常规井、侧钻井继续落实控油断层,短井段水平井挖潜剩余油的思路,现场实施取得了较好的效果。该断块类型油藏的成功挖潜对类似油藏后期开发具有一定的指导意义。     

应用数值模拟技术研究剩余油分布规律

沈95区块储层具有砂体结构复杂,非均质性强,注水开发效果差及剩余油分布规律认识不清等特点。采用地质建模和油藏数值模拟一体化技术研究思路,在构造特征研究、精细地层对比、沉积相研究的基础上,建立精细的三维地质模型。利用油藏数值模拟软件建立了该区块油藏数值模型,并对区块地质储量、压力、含水率及单井生产历史进行了拟合,地质储量拟合误差为4.2%,87%的单井历史拟合误差小于6%。研究结果表明,沈95区块剩余油主要受沉积微相、储层非均质性、断层的封闭性、井网不完善等因素的综合影响,从纵向上来看,剩余油主要集中在主力油层的Ⅱ4—Ⅲ2小层;平面上主要分布在现井网未波及区、断层封闭性较强地区及微构造高部位,多呈孤立状和条带状。     

濮城沙二段油藏高含水期剩余油分布及挖潜研究

濮城Es2段油藏为复杂断块油藏,进入高含水开发期后,油藏产量递减大,含水上升快,注采系统适应性差,应用测井资料,油层平面非均质性分析,沉积相分析,数值模拟及测井－沉积微相法,对该油藏剩余油分布规律及开采方法展开研究,剩余油挖潜措施实施后,增油效果十分明显,该研究对高含水期同类油藏的开发具有一定的借鉴作用。     

油藏数值模拟法预测剩余油分布及调整挖潜措施--以临南油田夏32块油藏为例

以临南油田夏32块油藏为例，叙述了边水活跃油藏中高含水期油田调整模式。在精细油藏描述的基础上，利用油藏数值模拟技术研究剩余油分布规律是较为直观的好方法。通过对开发动态进行历史拟合，分析了剩余油的分布特征及其控制因素，针对不同的剩余油分布形式，提出控水稳油的挖潜调整措施。     

沙埝油田沙20 东断块窄条状边水油藏有效注水模式

沙埝油田沙20东断块油藏是典型的窄条状边水油藏,整体含水率较高,局部井区水淹严重,导致油藏持续稳产较为困难,且剩余油分布复杂。应用多因素模糊综合评判方法以及电容模型原理,对区块水驱优势渗流通道进行识别,并对发生窜流的砂体及水窜方向进行了研究。结果表明,造成水驱优势渗流通道的原因包括注水井的持续注入和边水的长期水侵,在后续注水结构调整中,应以水驱优势渗流通道识别结果为基础,进行有效注水策略研究。结合储层平面及纵向剩余油分布特征,对储层进行封层、补孔、油井加密及油井转注等处理,并在此基础上,对发生不同程度窜流的区域进行注采系统优化调整。油藏采用最优方案开采15 a,采出程度提高了2.71%,且初期含水率下降了25%,提高和改善了窄条状油藏的水驱开发效果。     

氮气助排在冷42块提高蒸汽吞吐效果上的应用

蒸汽吞吐中随着地层压力的降低和地层含油饱和度的减少，周期含水上升，油汽比下降，开采效益变差。氮气助排是提高蒸汽吞吐效果的有效措施，其机理是提高驱油效率，补充驱动能量，降低残余油饱和度和提高热量利用效率。冷42块实施的11口井周期产液量明显较上周期有所增加，平均增加1．35％，周期回采水率平均增加18．4％。