砂泥岩薄互储层地震预测技术在水平井设计中的应用

白庙气田位于东濮凹陷中东部,是中原油田探明储量规模最大的深层凝析气藏。该区气藏构造为多期断层发育的复杂断背斜构造,天然气分布主要受构造、岩性控制,含气跨度大,凝析油含量高,地露压差变化大,目前开发中气井普遍存在反凝析现象,地层、井筒积液严重。考虑到在相同产量条件下水平井产生的压降远低于直井,可以延缓反凝析过程,抑制反凝析堵塞,改变近井地层凝析油气的渗流模式,提出采用水平井开发。因此开展白庙气田储层预测,特别是主力砂体空间展布预测,优选储层分布稳定,剩余储量规模大的砂体,开展水平井提高产能先导试验。     

欢喜岭油田难采储量综合评价研究

研究欢喜岭油田欢60块沉积特征、油层、砂体的分布及开采特点和规律,并对直井开发效果进行评价,对欢60块油井井况差,油井利用率低,整体采出程度低的问题进行分析,利用水平井泄油面积大,生产压差小、具有防砂、抑制边底水的特点,充分动用该块的难采储量,以达到提高该块采出程度的目的,经过分析论证和已完钻水平井生产效果,证明利用水平井吞吐开发是目前技术条件下唯一有可能有效动用该块难采储量的开采方式,对辽河油田稠油油藏的有效开发具有借鉴意义。     

老区静北潜山周边挖潜部署研究

静北潜山油藏类型为具有层状特点的裂缝型块状灰岩潜山油藏,储量规模大,主体部位采出程度高,为22.99%,边部井控程度低,且直井生产采出程度低,导致边部“有油采不出”。通过构造精细解释、测井二次解释、地震反射特征研究、储层特征研究、目标区精细刻画等,利用水平井提高老区静北潜山边部难动用储量的采出程度。     

井间示踪剂资料在精细储层描述中的应用

杏北开发区A区块是水平井三元复合驱试验区块,2008年开展了井间示踪剂检测试验,采用直井注直井采、直井注水平井采、水平井注直井采和水平井注水平井采四种试验方式.试验结果揭示了厚油层砂体内部连通关系,同时也为精细储层描述提供了重要的第一手资料.原平面沉积微相研究中,废弃河道微相平面组合有一定预测性,结合示踪剂资料精细、准确修改试验区平面相展布,解决示踪剂试验结果与砂体认识矛盾,体现了地质研究中"动静结合"的思想.     

高21块开发效果评价及有效动用研究

高21块莲花油层属于厚层块状砂岩稠油油藏。受原油黏度大、储层渗透率低、纵向上储层非均质性强及一套井网开发等因素的影响,导致各砂体各小层储量动用程度严重不均,开发效果很差。后通过引入水平井开发技术有效地改善了区块开发效果,但由于水平井钻井投入较高,在低油价情况下基本没有经济效益。在精细地质特征研究的基础上,深入地对高21块各开发阶段开发效果评价的基础上,认为通过合理优化井网井距、生产层系及投产方式,可以有效地激发各个砂体的开发潜力,寻找到一条切实可行的油藏开发新道路,并通过现场实施效果显著。     

水平井三元复合驱井间连通关系确定方法

本文分析了厚油层内剩余油分布情况,通过综合应用示踪剂技术、精细地质研究技术和脉冲试井技术,结合动态资料,确定了水平井间及水平井与直井间的连通关系,对比分析了水平井与直井三元复合驱开发过程中的受效特征,对完善水平井厚油层顶部剩余油挖潜技术具有重要意义。     

高246块水平井侧向重力水驱试验认识

高246块莲花油层属于厚层块状砂砾岩底水稠油油藏。1977年投入开发,先后经历天然能量、蒸汽吞吐、常规注水及水平井二次开发四个阶段,开发效果逐渐变差,为了提高区块储量动用程度,改善水驱效果,实现高效开发,决定水平井二次开发阶段实施水平井先期生产,后期注水与直井生产相结合的生产方式合理开发。2008年7月采用100～150m类反九点注采井网,开展水平井侧向重力水驱试验,试验区开发效果取得明显改善。     

应用水平井开发薄互层超稠油油藏

杜84块兴隆台超稠油油藏自1997年采用正方形井网、70m井距直井部署开发。2003年以来在10m以上的厚层和巨厚块状油藏规模实施水平井,取得显著效果,但部分薄互层状油藏还未得到有效动用。通过重构地质模型,落实剩余油潜力,在薄油层中开展水平井部署研究并推广实施,取得较好效果,使区块储量得到充分动用。     

高精度三维地震资料和VSP资料在J16块二元驱中的联合应用

无碱二元驱在J16块取得了较好的效果,跟踪调控研究过程中,试验区主体部位存在受效不均情况,一些井点甚至难以见到化学剂,直接影响二元驱整体开发效果,精细地质体刻画是二元驱取得明显效果的重要保证。针对该块多期砂体叠置、砂体间连通关系复杂、井间低级序小断层发育的状况,亟需基于目标的高精度三维地震资料和VSP测试,开展多期叠置砂体地震地质一体化精细描述,有效识别低级序小断层的空间展布情况,精细落实井间砂体连通关系,在此基础上采取有针对性的措施,改善个别不见效井组二元驱开发效果。     

巨厚潜山油藏立体开发井网研究与应用

针对兴隆台潜山年代古老、山体巨厚、岩性复杂、裂缝层控、非均质严重的特殊油藏,打破传统的一套层系、一套井网的开发模式,创新认识,设计直井控制垂向、水平井及复杂结构井控制平面的井网,形成了"四段七层、纵叠平错、平直组合"的立体开发井网,深化叠置井网立体开发机理认识,建立平面径向驱、垂向重力驱等驱动方式,建成了百万吨原油生产能力,实现了这一特殊油藏的高效开发。     

水平井技术在苏里格气田苏53区块的应用

为了改善气田开发效果,提高采收率,针对苏里格气田直井生产暴露出单井控制储量低、气井产量低、压力下降快、稳产能力较差等一系列问题,在苏53区块开展水平井整体部署技术的研究和应用,取得了良好的效果。形成了水平井区筛选、水平井地质导向、钻井提速及储层改造等特色配套技术,目前水平井在苏53区块已达到规模实施阶段,日产气为临近直井的5~10倍,生产效果较好。该研究为实现水平井技术在苏里格低渗气藏的全面推广应用提供了技术保障。     

不同类型油藏水平井部署及配套技术研究

针对厚层特稠油油藏汽驱井组蒸汽超覆严重、厚层底水普通稠油油藏底水快速突进、薄层边水特稠油油藏油水关系复杂、薄层特稠油油藏边部储量难以有效动用、火山岩裂缝性底水稀油油藏底水突进严重5类不同类型油藏中存在的开发矛盾,以精细地质研究为基础,以水平井技术为依托开展对老油田挖潜。共部署了71口水平井,实施55口,取得了良好的开发效果和可观的经济效益,增加地质储量326.66×104t,预计提高采收率7%以上,为老油田＂二次开发、深度开发、多元开发＂开辟了一条新路。     

梁11-63井组潜力分析及下步挖潜措施研究

梁11-63井组位于梁11断块中区,主要含油层系为沙二7、8砂层组。含油面积0.34km2,地质储量150×104t,可采储量82.2×104t,最终采收率54.8%。梁11断块为常温、常压、中高渗透岩性构造断块油藏。纵向上渗透率差异较大,层间非均质性较严重。目前进入含水上升阶段,井组产量递减快,注采井网不完善,地层能量下降快,为此针对梁11-63井组目前存在的问题进行分析,进一步发掘潜力,并提出了下步挖潜措施,为梁11-63井组更好的开采提供了可靠的依据。     

水平井注水生产动态特征研究

为了研究水平井注水的生产动态特征,以渤海BZ油田为例,对比分析了水平井与直井注水在霍尔曲线、注入压力、日注水量、视吸水指数四个参数的不同特征。研究发现,水平井注水初期井筒类似于一个"压力腔",它的存在导致水平井与直井注水生产动态的差异。如霍尔曲线形态典型不同;水平井注水压力低于直井,且低压持续时间是直井的1.8倍,压力爬升时间是直井的12倍;在相同注水压力条件下,每米地层厚度水平井注水强度是直井的3倍;水平井注水吸水差异大于直井,视吸水指数级差倍数是直井的9倍。针对上述特点,分析认为水平井井型和井筒内复杂的渗流流动是水平井与直井注水差异的根本原因。     

大牛地气田水平井泡沫排水技术优化研究

泡沫排液采气工艺是对付自喷能力不足,气流速度低于临界流速气井较有效的排水方法,其设备简单、操作简便,一般适合于有一定自喷能力、产液量低于100m^3／d、井深小于3500m的产水气井。该工艺在大牛地气田已运用多年,其应用的井数在逐年增多,且通过新泡排制度的摸索施行其成功率也在逐年提高。然而过去的泡排工艺大都针对直井,随大牛地气田近年来水平井数量的逐渐增加,有必要同时对水平井的泡沫排液采气工艺也进行评价和优化设计,完善大牛地气田泡排工艺技术。     

风城油田重18井区超稠油油藏注气方式优化选择研究

水平井热采模式一直是改善特、超稠油油藏开发效果的有效手段。在热采中后期,常规同采同注的注气方式存在着蒸汽热利用率低、蒸汽波及范围小和剩余油量大等问题。研究不同注气方式对该类油藏开发效果和经济效益的影响,研究表明,水平井组一注多采和直平井组合吞吐方式均能很大程度提高蒸汽利用率,有效驱替井间的剩余油。     

河流相厚层砂岩油藏水平井布署研究

河流相砂岩油藏水平井的开发效果主要受以下几种因素影响：水平井水平段与构造的相对方向;水平井在砂体垂向不同射孔位置;隔夹层分布对水平井开发效果的影响;水平井之间的平面干扰;水平井之间的垂向干扰等。本文利用数值模拟搜术对这些因素进行了论证．模拟结果表明：水平段的走向与构造线平行时具有最好的开发效果;水平段布署在靠近砂体顶部时具有更好的开发效果;隔夹层的存在会使隔夹层之上的水平井开发效果变差,而使其下的水平井含水上升较慢：水平井平面以井距大于100米时,可有效避免平面干扰;单砂体内垂向上布多口水平井,其间距超过10米时,干扰明显减小。     

水平井技术在红花套低渗底水油藏中的应用研究

低渗透底水油藏的开发过程中,如何抑制底水的突进,提高油藏最终采收率,是油藏及地质人员所面对的一个较为普遍的难题。松滋油田复I断块红花套组油藏属于典型的低渗透底水油藏,综合构造、储层、流体性质、油水界面关系等研究成果,油藏具有油层厚度大、纵向上油层较多的特点。随着水平井技术的日臻完善,水平井开发技术在国内外都已经由研究探索阶段发展到成熟应用阶段,为油藏及地质人员提供了更为广阔的思路。在该油藏的高部位规模性地应用水平井,并取得了较好的效果,有效地抑制了底水的突进,储量得到合理的动用,油田实现持续高效开发,采收率水平得到进一步提高,为该油田的稳产打下了坚实的基础。     

阿姆河右岸水平气井改进一点法公式推导及应用

一般来讲水平气井较垂直气井测试产量高、测试压差小,常规一点法计算水平气井无阻流量误差较大,无法准确评价其产能及指导其合理配产。通过文献调研发现2005年冯曦等人给出了垂直气井基于渗透率变化的改进一点法产能公式,本文在此基础上推导出水平气井改进一点法产能公式,并根据阿姆河右岸气田水平气井的实际测试情况,进行该进一点法产能公式计算无阻流量,与二项式产能公式计算无阻流量对比,平均绝对误差在10%以内,符合现场应用的需要,对水平气井产能研究具有一定的借鉴意义。     

特低压气藏解盐工艺的研究与应用

面临着天然气无后备储量接替,老井产能递减快的现状,我们积极转变观念,将工作重心转移到老井维护上来,通过气井抑盐、解盐,保证气量的稳产。在摸清每口井的生产情况,利用多种工艺技术实现增产,一是推广应用成熟的采抑盐工艺技术,二是大胆实践,根据不同情况采取不同的采气工艺技术,如加注抑盐剂或清水进行抑盐、解盐,利用撬装式气举车组进行气举排出井筒内的抑盐剂或清水,连续掺水洗盐+压缩机连续气举复合解盐采气工艺,确保气井保持良好的工作状态。