数模技术在碳酸盐岩油藏早期开发的应用——以塔河油田3区奥陶系油藏为例

塔河油田奥陶系油藏的储集层为溶蚀缝－溶洞型巨厚碳酸盐岩储集层,非均质性极强。在开发过程中,大部分油井表现出见水快、含水上升率快、产量递减快的特点,给油藏开发带来了很大难度。应用数值模拟技术对塔河油田3区陶系油藏的地质因素、开采机理、水锥等进行研究,提出了油井打开程度应小、控制采油速度、早期注水（气）补充能量等建议,为实现塔河油田3区奥陶系油藏高效、合理开发提供了参考依据。     

薄层底水油藏水平井采水抑锥方法研究

针对陆9井区已开发薄层底水油藏水平井产量递减、含水上升快等问题,为寻求有效的控水措施,采用数值模拟方法,研究薄层底水油藏水平井实施油水同采对水锥影响效果。研究表明：水平井采水抑锥效果明显好于直井;在不考虑井筒压力损失时,采水井长度接近生产井长度时采水效果最好;在不同的采水时机下,采水都可有效抑制水锥,降低含水;采水量越大,抑锥效果越好,但采水量存在最优值;随着原油粘度增大或底水厚度变厚,采水效果明显变差;采水层位对抑锥效果影响不大。     

薄层底水油藏水平井采水抑锥方法研究

针对陆9井区已开发薄层底水油藏水平井产量递减、含水上升快等问题,为寻求有效的控水措施,采用数值模拟方法,研究薄层底水油藏水平井实施油水同采对水锥影响效果。研究表明：水平井采水抑锥效果明显好于直井;在不考虑井筒压力损失时,采水井长度接近生产井长度时采水效果最好;在不同的采水时机下,采水都可有效抑制水锥,降低含水;采水量越大,抑锥效果越好,但采水量存在最优值;随着原油粘度增大或底水厚度变厚,采水效果明显变差;采水层位对抑锥效果影响不大。     

底水油藏的压锥效果分析

底水锥进是影响底水油藏开发效果的重要因素。底水锥进常常使油井过早见水、含水上升迅速、产量递减加快。关井压锥是人们常常想到的抑制底水锥进的方法之一,但压锥效果并不理想。因此,从理论上分析了压锥效果差的原因：底水锥进的动力为油井的生产压差,水锥动力强,水锥速度快,而压锥的动力为地层的水油重力差,压锥动力弱,压锥速度慢。还通过数值模拟方法对压锥效果进行了研究,模拟结果显示,压锥后油井的含水快速升高至压锥前的水平,油井产量虽略有提高,但与压锥期间油井关井损失的产量相比,仍然得不偿失。建议矿场上不要采用关井压锥的方法来克服底水锥进带来的不利影响。     

胡39东块油藏开采技术对策研究

针对胡39东块油藏投入开发后普遍呈现初期产能高、含水上升快、产量递减迅速等问题,运用底水锥进机理研究,认为该油藏大部分油井的实际产液量大于临界产液量,造成油井过早的见水,油藏采收率降低;其次胡39东块油藏出砂严重,套管易受损,通过射孔密度及出砂机理研究,寻找保护套管、减缓锥进和防砂的几点措施,从而达到该油藏高效开发的目的。     

海南3块稳油控水技术对策研究

海南3块为岩性一构造油藏，注水开发后出现油井含水上升快、产量递减幅度大等特点。通过储层精细研究，结合油水运动规律，进行综合治理，有效地减缓了区块含水上升速度和产量递减速度，为同类油藏的开发提供了一定的借鉴。     

马北一号边底水油藏水锥影响因素分析

青海油田马北一号边底水油藏由于水锥的影响含水上升快,产量递减快,为此从开采方式、沉积韵律、射孔层段位置及射开程度、隔夹层的发育及位置方面分析了其对底水锥进的影响,并提出了消除这些影响因素的措施和建议。     

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏关井压锥技术

通过实施关井压锥,塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏大量高含水油井恢复了产能,增油效果明显.在系统总结矿场关井压锥技术的基础上,对塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏关井压锥的机理、选井原则、关井时机、关井时间、开井工作制度进行了探讨.研究结果表明:关井压锥应主要选择边底水能量强、生产层段位于油水界面以上、前期含水率呈缓慢上升型或台阶型、前期缩嘴压锥或控液压锥有效的高含水油井;油井应在含水率大于80%后开始实施关井压锥;在关井压锥期间,关井时间须根据油井具体情况而定,一般为10～20d,开井后工作制度保持在前期正常生产时产液量的75%左右为宜.     

塔河缝洞型碳酸盐岩油藏注水压锥研究

塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏埋藏深,储集空间和类型多样,非均质性强,油水关系复杂。缝洞型碳酸盐岩基质基本不具有储渗能力,裂缝和溶洞既是储集空间,也是主要的渗流通道。油田目前的生产井中很多因含水上升而导致产量下降,现场针对含水很高的井创造性的进行注水压锥,取得了较好的效果。在现场经验的基础上,研究注水压锥的理论,从地质影响因素和技术政策方面总结出规律和实施方法,以使注水压锥更好地运用于实践。     

老君庙M层油藏井区整体调剖方案设计及效果评价

老君庙Ｍ层油藏是一个低渗、裂缝－孔隙型油藏,含水上升快、产量递减快,需整体调剖改善其注水开发效果。运用模糊综合评判的方法选择最优调剖井,设计了适合于地层条件的堵剂类型和堵剂用量,并对整体调剖的效果进行了预测与评价。矿场施工结果表明,整体调剖后井区产量上升、含水下降,注水开发效果得到了明显改善     

金湖凹陷高含水油藏开发特征与稳产对策

金湖凹陷于"七五"期间投入开发,目前部分开发单元已进入高含水期,油水分布状况更加复杂,注水利用率降低,高渗带水淹严重,局部井网不完善,水驱波及状况变差,迫切需要采取合理的开发调整方法,为油田后期的剩余油挖潜提供依据。高含水期油田开发的主要目的是控制含水、提高波及系数、改善水驱效果。针对高含水油藏开发中存在的问题,通过对不同类型高含水油藏的开发特征进行研究,分析影响油藏稳产的主要因素,提出了井网加密、改向水驱、细分开发层系、套管侧钻及调剖堵水等综合性技术措施与对策,改善了油田开发效果。     

低渗透无隔板底水油藏油井见水时间预测

基于底水锥进和低渗透非达西渗流原理,推导出了低渗透无隔板底水油藏油井见水时间的预报公式。通过鄂尔多斯盆地砂岩底水油藏某油井的实际计算,其预测见水时间与实际见水时间的相对误差仅为6.47%.     

塔河一区三叠系下油组油藏含水上升规律分析与预测

根据三种含水上升基本模式的描述方程判断塔河一区油藏的含水上升模式为S型;根据水驱理论确定了适合塔河一区油藏的童氏标准图版,预测了塔河一区油藏最终采收率;根据分流方程与相渗理论推导出塔河一区油藏含水率和含水上升率与采出程度的关系式。实践表明,对于塔河一区油藏,当采出程度大于19%后,童氏标准图版理论预测含水率和含水上升率都与实际情况高度吻合。     

塔河油田机械采油工艺浅析

随着地层能量逐渐衰竭和综合含水不断升高，塔河油田大量自喷井出现能量不足而转为机械采油方式生产，并且成为主要采油方式之一。在对塔河油田各种机械采油工艺应用现状调查及工艺指标统计的基础上，针对不同的举升方式，结合油田的实际情况进行了适应性评价分析。认识了目前塔河油田机械采油工艺存在的问题，并提出了相应的建议，为后期进一步优化机械采油工艺技术提供依据。     

碳酸盐岩岩溶缝洞型油藏驱油及堵水机理探讨

塔河油田碳酸盐岩岩溶缝洞型油藏的地质特征和缝洞系统具有复杂性、严重非均质性的特点,在综合分析油藏试采动态、单井出水特征、生产测井等动态资料的基础上,探讨了该油藏可能的水驱油机理、卡堵水机理。     

边水油藏剩余油分布数值模拟研究

H1油藏为一背斜层状低幅度边水油藏,经过15年的开发,油田已经进入高含水阶段,产量递减加快。利用数值模拟技术,通过设置Fetkovich解析水体、修改断层传导率等敏感性参数对H1油藏进行历史拟合;研究了油藏剩余油分布特点,为油田下一步的稳产甚至增产提供有利条件。     

海上油田调驱技术研究与实践

渤海湾海上常规稠油砂岩油藏,储层非均质性严重、胶结疏松,长期注水开发,储层的平面和纵向非均质性加剧,导致油田开发过程中含水上升快、产量递减快等问题出现。调驱技术作为一项改善中高含水油田开发效果、控水稳油、实现油藏稳产的重要技术措施得到广泛应用。针对海上油田开发过程中存在的问题,中国海油开展了各种调剖、堵水、深部调驱等技术研究与应用。文章主要介绍了弱凝胶调驱、冻胶深部调驱、纳米微球调驱、氮气泡沫压锥、改性稠油堵水等调剖技术的技术原理和应用情况。应用这些技术与工艺,取得了较好的增油控水效果,为油田中高含水开发提供了技术保障。     

渤海Q油田复杂底水油藏高含水期精细注水研究

渤海Q油田西区是典型曲流河沉积储层的稠油底水油藏,目前处于高含水开发阶段。为提高高含水期底水油藏注水效益,针对区块局部夹层发育特征,将目前注采井网抽象分为无夹层、半封闭夹层和封闭夹层三种模式,利用油藏数值模拟和正交设计法对三种模式下的最优注水方式及注采比进行了研究。研究结果表明,基于夹层分布状态实施层内分段注水,不仅可以维持地层压力,还可起到较好的驱油效果。研究成果应用于渤海Q油田西区后,油藏地层压力稳中有升、自然递减率明显降低,分注注采井组产油量上升,改善了西区的开发效果。     

塔里木盆地北部油田水特征离子及意义

塔里木盆地北部西达里亚、塔河1号及塔河3,4号油田的油田水具有相近的离子组成,其可溶物质主要成分与海水一致,表明其主要为海相成因。油田水中不同的离子组成及浓度指示特定的地质意义:HCO₃^-与地层密度具有良好的正相关关系,地层时代愈老,直线斜率愈大;SO₄^2-,Ca²⁺,Mg²⁺浓度的差异预示油田水的不同来源;I^-含量不受地层岩性影响,而由原油物性决定,I^-含量高,则原油物性就好;Br²⁺浓度大于350mg/L的油田水则是凝析油的特征。