TZ402CⅢ油组带凝析气顶的砂岩底水油藏开发特征和稳油控水措施

TZ402CⅢ是塔中4油田的主要生产单元，油藏类型是带凝析气项的砂岩底水油藏，分为砾岩段和均质段两段，砾岩段采用天然能量开发，均质段采用注水补充能量。本文总结了TZ402CⅢ油组两段的开发特征，提出了对向底水中注水的水平井开发的油藏，进入中高含水后油井含水率受注水的影响很大，确定合理的注采比和适当时间进行配注量的调整，是提高驱油效率和稳油控水的主要措施。     

气顶底水油藏开采特征及开发策略——以塔中402油藏为例

气顶底水油藏因其构造的特殊性使其在开发过程中存在不同于其他类型油藏的特殊问题.应用数值模拟方法对塔中402油藏的开发状况和开采特征进行了深入研究,分析了存在的主要问题,提出了相应的对策和原则.研究表明,边底水推进的规律既受构造形态控制,又受井网及射孔层位影响;各类夹层在边底水的推进过程中起到了重要的遮挡作用,延缓了油井的见水,但采油速度过高会大大削弱这种作用,同时导致地层压力过低而使开发状况急剧恶化,采油速度以不超过2.5%为宜;在水平井未见水或含水很低的情况下,快速提高地层压力可有效恢复其采油、采液指数;气顶之下的砾岩段和底水之上的均质段均衡开采是该油藏获得高效开发的重要保证.     

带凝析气顶块状底水油藏注水效果评价

从产量、阶段存水率、阶段水驱指数、含水上升率、地层压力、气油比六项指标对TZ402CⅢ油组带凝析气顶块状底水油藏注水效果进行评价,其中产量、阶段存水率、阶段水驱指数、含水上升率采用实际点与理论由线对比,更全面地把握油藏的开发效果,气油比是带凝析气顶块状底水油藏注水效果评价时应考虑的一项重要指标,将气油比与地层压力、产量变化相结合进行评价,取得较好效果。     

姬塬油田北部长9油藏水驱控制因素分析

姬塬油田北部长9油藏2010年投入规模性开发,注水开发技术尚未完善,通过砂体的连续性、储层非均质性、重力及沉积韵律、压力保持水平、注水时机、井网开发方式及油藏与底水接触类型几方面分析水驱控制因素,明确了油藏水驱主要控制因素,为完善该油藏注水开发技术提供了技术借鉴和指导.     

注水对水平井生产动态的影响研究

影响水平井生产动态的因素很多，如油藏物性、流体性质等静态因素，但还没有注水对水平井生产动态的影响研究。文章以TZ402CⅢ油组为例，分析了注水对水平井无水采油期、见水初期、中含水期生产动态的影响，认为注水是影响底水油藏水平井生产动态和开发效果的重要因素。实践证明，及时做好注水调整是控制和延缓水平井含水快速上升的一种有效手段。     

准噶尔盆地石南J2t2油藏注水利用趋势及影响因素研究

非均质注水开发砂岩油藏的注水利用率是注水开发过程中极其重要的内容之一,注水利用率和主要能量驱替类型是随开发过程变化的,通过阶段性的存水率、耗水比和能量驱替指数等参数计算,确定阶段注水效果,从而进行后期注采方案调整,提高注水开发效果。笔者通过以上参数的计算和评价,认为石南J2t2油藏开发初期以弹性能量驱替为主,随注水的开发,以注水能量驱替为主,边底水能量驱替次之,弹性能量贡献不大;存水率随开发的进行逐渐降低,注水利用率逐渐减小,近期产水有快速增加的趋势。分析认为注水利用率主要受沉积相、储层非均质性、储层介质类型及水力裂缝方位、半长等因素综合影响。     

塔河油田底水砂岩油藏水平井堵水提高采收率技术

塔河油田三叠系油藏为中孔、中—高渗底水块状断背斜型砂岩油藏,水油体积比达到100倍以上,底水能量充足。油田主要以水平井开发,由于受油藏非均质性影响,水平井在开发中表现为底水沿高渗段点状锥进水淹,导致大量剩余油无法采出。在水平段非均质特性和出水规律研究基础上,提出了提高采收率的技术思路：多次堵水,使油水界面均匀抬升到水平段,从而提高采收率。该技术在现场实践中取得较好的应用效果。     

塔河12区单井注水替油效果及后续增产措施分析

塔河油田奥陶系油藏储层非均质性极强,局部位置定容体发育.定容性油藏在开发过程中能量得不到及时补充,产量递减迅速.注水替油技术能有效提高该类油藏的采出程度.从油水关系角度分析了注水替油效果的影响因素,认为有效注水空间的大小决定了注水替油效果的好坏.针对注水替油无法继续开采井孔储层上方剩余油的现象,提出了侧钻和注N2作为注水替油后续增产措施,可以进一步提高采出程度.     

雷64断块砂砾岩底水油藏注水开发效果评价

雷64断块为一深层巨厚块状砂砾岩底水稀油油藏,采用底部注水开发,区块一直保持低含水条件下的高速开采。近年来由于重力泄油能量减弱,底部注水不能有效补充上部地层能量,区块压力水平下降并出现递减加快现象。通过研究储层特征、注水开发主要动态特征及注水效果评价,提出了该区块合理开发的方式。     

趾踝注水开发技术

趾踝注水开发技术理论基础来自趾踝热采驱油方法。实验证明 ,趾踝注水开发极大提高了垂直波及效率 ,此技术可用于底水油藏和相对均质的油藏 ,如高渗透、产层厚度大、注入水 /油密度比大的油藏。     

影响砾岩油藏注水开发效果的地质因素

砾岩油藏注水开发效果明显差于砂岩油藏。储层严重的层间、层内、平面、微观非均质是影响注水开发效果的主要因素：平面上油水运动规律受沉积相带的控制；剖面上水洗状况极不均匀；大量的高渗透结构与构造导致不少油井水窜、水淹；严重的微观非均质和储层敏感性又使得储层的驱油机理变复杂，驱油效率降低。     

无夹层底水油藏注水开发图版建立与应用

针对无夹层底水油藏能否通过注水实现驱油的问题,利用渗流力学基本公式进行推导,考虑注入水到达底水所需的最长时间和最短时间,得到注入水实现驱油或者保压的理论公式,建立无夹层底水油藏注水开发的理论图版。研究结果表明：无夹层底水油藏注水开发要实现注水驱油,必须增大注采比、缩小注采井距。以渤海Q油田西区无夹层底水油藏为例,实际生产数据验证了该理论图版的可靠性。该研究成果对无夹层底水油藏的注水开发具有重要意义,为该类油藏合理注采比及注采井距的确定指明了方向。     

薄层底水油藏注入水存水率影响因素——以陆梁油田为例

薄层底水油藏注入水易沿垂向高渗透部位进入底水层造成存水率偏低.结合陆梁油田薄层底水油藏注水开发的生产特征,给出了该类油藏注入水存水率的计算公式;在试验区历史拟合的基础上,应用典型的一注一采非均质模型研究了注入水存水率的影响因素,主要包括非均质性、沉积韵律、水平与垂直渗透率比和注水速度等;提出了调整注水速度、建立层内及底水隔板提高注入水存水率的方法.隔板半径优化结果表明,其值为20m左右效果明显,试验区注入水存水率和采出程度可分别提高20.46%和4.14%.     

靖安油田盘古梁长6油藏控水稳油技术研究及应用

盘古梁长6油藏为构造—岩性油藏,经过长期注水开发,已进入油田开发中含水阶段,综合含水上升,油井水侵严重,影响油藏开发效果.本文针对长6油藏储层物性、储层层内层间非均质性,储层平面非均质性进行了研究,总结了长6油藏注水开发的注采矛盾,分析了控水稳油技术在盘古梁长6油藏注采系统的适用性,进行了控水稳油前后产量变化监测及应用...     

哈拉哈塘油田单井钻遇储集体类型及注水替油效果分析

针对哈拉哈塘油田缝洞型油藏单井注水替油效果差异大的问题,在分析哈拉哈塘油田注水替油井动静态特征的基础上,建立了基于地球物理方法、录井响应特征、动态分析系统判别储集体类型的方法,将哈拉哈塘油田单井钻遇储集体划分为孤立洞穴+弱底水型、孤立洞穴+强底水型、裂缝孔洞型、裂缝孔洞+底部洞穴型等4种类型,并通过注水替油机理研究和矿场试验对不同类型缝洞体的注水替油效果进行了分析。该油田60口井注水替油的矿场实践结果表明,孤立洞穴+弱底水型、裂缝孔洞+底部洞穴型储集体宜采用注水替油方式开采,而裂缝孔洞型、孤立洞穴+强底水型储集体不适宜采用注水替油方式开采。研究结果对哈拉哈塘油田缝洞型油藏开发方式优选及改善单井注水开发效果有重要的指导作用。      

侏罗系边底水油藏注水开发效果评价

元城油田元435区属于边底水油藏,投产初期采用天然能量开采,2012年11月转入注水开发。由于边底水能量得到补充,油田开发态势进一步转好,综合递减率明显下降,含水上升率得到有效控制,延长了有效开发时间,为超低渗透侏罗系边底水油藏的后期注水开发提供了有力依据。     

应用非稳定流法计算边底水油藏水油体积比

边底水驱油藏水油体积比表征了天然能量大小,是确定油藏开发方式和开发对策的关键.根据实际油藏地质静态资料和生产动态资料,结合物质平衡方程,运用非稳定流法计算出了天然水驱油藏的水油体积比,确定天然能量及开发方式合理性,为高效、经济开发油藏提供了依据,对类似油藏具有一定的借鉴意义.     

南庄畔油区延7油藏注水技术策略

目前研究区延7油藏主要靠天然能量开采，油区已处于中低等含水阶段，油藏能量下降较快，部分井产量较低，迫切需要将油藏地质与开发动态分析有机结合。通过精细油藏地质研究，在目前井网地层能量及开发动态等油藏工程分析基础上，优选注采井网形式，进行注水开发方案设计和部署研究。通过对延7油层组油藏地质、油藏等特征及注水参数的深入研究，为以后延7油藏注水开发提供可借鉴资料。     

巨厚层砂砾岩底水油藏注水开发研究

雷64块为块状砂砾岩底水油藏,油层巨厚,最厚可达200 m,储量丰度大.在油藏天然能量、储层特征分析和应用解析公式、数模方法对注水开发采收率变化、采液和采油指数变化趋势、注水方式、注采井网、见水时间研究的基础上,认为雷64块应该采用两套层系、人工注水开发.下层系以注底水层为主,在局部底水与油层之间隔层较发育的部位,进行层内注水.与潜山油藏不同,块状砂砾岩油藏仍具有层状特性,实际工作中需要认真分析隔层因素,在实施两套层系、正方形井网210 m井距的情况下,注采井距成为影响注水开发效果的主要因素.采用分采合注,将因部分注采井距达到150 m而大大加速水淹水窜,影响开发效果.     

塔中40油藏直井与水平井开采对比分析

塔中40油藏只有1年多的开采历史，为对其进行合理的开采，对比直井与水平井开采效果，应用到了相关的油藏工程方法，对塔中40油田进行了试油产能评价，在精细地质建模的基础上，对该油藏进行了数值模拟研究，比较了不同方案的开发效果。建议塔中40油藏砾岩段采用直井开采，均质段采用水平井开采。