低渗透油藏中高含水期井网调整研究

井网密度不仅影响着采油速度,也影响着油田经济效益和油田最终采收率。合理的井网密度能够提高油田的采收率,增加可采储量,提高油田开发的经济效益,达到高产稳产的目的。Q1区属于低渗透油藏,采用注水开发,目前已进入中高含水期(综合含水56%),为保持在注水开发的中后期继续保持好的开发效果,并获得较好的最终采收率和经济效益,一方面要继续优化稳产技术措施,另一方面,研究合理加密调整井网密度,确定合理的加密调整井网形式,进一步提高采收率。     

提高中高含水期低渗透油藏原油采收率的措施研究

中高含水期低渗透油藏储量丰富,但是开采难度大,提高采收率已成为当前中高含水期低渗透油藏开发的重点工作.本文阐述了低渗透油藏开发过程中所面临的问题,介绍了目前提高低渗透油藏采收率的技术及其机理、优缺点和应用状况,并对改善低渗油藏采收率技术的发展进行了展望,提供了新的思路.     

低渗透油藏中高含水期剩余油分布与开采对策研究

国内低渗透油藏开发至今,一半以上的油井已进入高含水期,对剩余油研究显得十分必要.以HN油田某区块为例,采用数值模拟方法和井-地ERT技术进行剩余油刻画,总结剩余油分布规律,结合油井生产动态,进而开展油田剩余油挖潜,取得了良好的经济效益.     

低渗透油藏中高含水油井增产技术研究与应用

本文主要分析了低渗透油藏的开发现状,阐述了其油井含水量提升的原因,进而根据其弊端给出合理的解决对策,并提出了油井堵水、深部调剖等技术。以期为关注中高含水油井增产技术的研究者提供参考。     

低渗透含水气藏储层评价参数研究

利用恒速压汞、核磁共振和低渗透物理模拟实验研究手段,研究了低渗透含水气藏特点,将喉道半径、束缚水饱和度和临界压力梯度这3个重要参数作为低渗透率含水气藏储层评价的指标参数。研究结果表明:对于不同渗透率的低渗透气藏岩心,其孔道半径基本相同,而喉道半径不同。渗透率与束缚水饱和度有很好的相关关系,在不同的气驱水过程中,其束缚水饱和度是可变的。在含水饱和度很小时,气体渗流符合达西规律;当含水饱和度达到一定值时,气体渗流表现为非线性渗流特性,存在临界拟压力梯度或临界压力梯度。这三个参数不仅对计算低渗透率含水气藏的天然气可采储量有重要作用,而且也对低渗透率气藏渗流规律的研究和气田开发方案设计有重要意义。     

低渗透油气藏中高含水期调整井压裂技术

中原油田是低渗透油气田，目前已整体进入中高含水开发阶段，如何使水力压裂成为增储稳产的有效手段是油田开发中的一个难点。针对中高含水阶段的生产特征。压前优选井层与裂缝参数，优化压裂设计，达到最佳压裂效果。     

低渗透油藏中高含水油井提高单井产量技术研究与应用

长庆油田储层属于典型的低渗透,需要注水进行开发,随着开发时间的延长,部分区块进入开发中后期,油井含水不断上升,给油井增产改造带来了很大困难。本文通过对长庆低渗透储层特征、开发现状、见水原因分析的基础上,通过室内研究,形成了注水井深部调剖、油井堵水、堵水压裂、裂缝深部暂堵酸化等中高含水油井提高单井产量技术。目前在现场应用61口井,取得了较好的措施效果,为长庆油田低渗透储层中高含水油井提高单井量进行了有力探索。     

低渗透油藏高含水期层间径向钻孔油藏工程优化研究

受层间储层物性差异的影响,低渗透油藏高含水期层间动用程度差异显著。层间径向钻孔是改善层间动用程度差异的重要技术之一,径向孔个数和长度是影响径向钻孔效果的主要因素。以2层合采油藏为例,以层间均衡动用为目标,以油水两相不稳定渗流理论和等值渗流阻力法为基础,综合考虑层间物性差异和动用程度差异,建立了高含水期油藏径向孔个数及长度的优化方法,并编制了相应的计算程序。采用油藏数值模拟技术对计算结果进行了验证,结果表明,采用新建方法计算结果进行径向钻孔后,层间动用程度差异改善显著,提高了油藏采收率,也表明了所建优化方法的可行性与准确性。     

中高含水期油藏开发技术改造的实践与认识

文95块采出程度22．65％，采油速度0．63％，年均含水率78．69％。为了改善该块的开发效果，开展油藏精细描述，深化剩余油研究，加深对剩余油分布的认识，实施了以恢复完善剩余油富集区注采系统为主要内容的开发技术改造，增加了水驱动用储量和可采储量，开发水平显著提高，油藏在采出程度高达30％的情况下，采油速度以1．5％以上稳产了3a。     

低渗透薄互层油藏高含水期剩余油分布研究

低渗透薄互层油藏地质特征复杂,油水运动规律认识难度大,措施挖潜实施效果迥异。为进一步提高该类型油藏采收率,综合利用动态监测、油藏工程和数值模拟方法,针对低渗透薄互层油藏W7断块开展了油水运动规律研究,探讨了其高含水期剩余油分布规律,明确了低渗透薄层砂体油藏纵向非均质性与平面储层变化对剩余油富集的控制作用。     

中高含水期油藏注采有效性研究

为有效控制水驱油藏窜流现象,提高注水利用率,需要确定油藏存在窜流的低效循环场区域。基于水驱开发油藏的特点及影响因素,建立包括油藏静态、动态参数的注采有效性评价指标体系;应用模糊综合评判理论,提出注采有效性评价指标量化分级标准、影响因素分级权重标准和注采有效性分级标准;结合油田实践,进一步建立油藏注采有效性计算评价方法和步骤。根据建立的综合评判方法,分析评价了江苏油田某油藏水驱开发的注采有效性,研究结果为油藏实施综合治理提供了技术支持。     

吐哈油田中高含水期油藏剩余油分布研究

吐哈油田3大主力油区目前处于中高含水开发阶段。在剩余油分布研究中,以高分辨率层序地层对比和沉积微相研究为基础,建立了精细的储层预测模型,在该模型基础上,结合硼中子寿命、RST储层饱和度、CHFR过套管电阻率等先进测井技术和保压密闭取心等多项新技术求取井点及层内剩余油饱和度,并运用数值模拟和综合分析方法详细研究了剩余油在层内、层间、平面的分布规律。结果表明,不同的韵律层内纵向上水驱油特征相近,扫油厚度系数都很高,水淹后挖潜余地很小;纵向上物性较差、吸水状况差的层,平面上非均质较强的区域以及同井之间区域,是现阶段剩余油的主要富集区,也是今后挖潜的主要对象。     

吐哈油田中高含水期举升方式优选

通过大量的现场生产情况调研，分析了吐哈油田举升工艺十多年的发展历程，以及在发展过程中形成的配套工艺，通过对有杆泵、气举和电潜泵举升方式生产现状和技术现状的分析，总结了油田进入中、高含水期后采油工艺中存在的主要问题。针对存在的主要问题，从举升方式的适应性入手，在理论和实际两方面讨论了不同举升方式的优缺点，通过软件模拟计算，对不同泵径抽油泵的极限下深进行了规范；并针对不同的抽油机机型，对不同含水条件下不同泵径的不同抽油杆组合进行了强度校核，规范了不同条件下抽油杆的极限下深，建立了产液量、下泵深度与泵径的关系。同时也论证了气举和电泵井的选井条件。以产液指数变化规律和含水上升速率为基础，针对生产现状和生产趋势进行了油井产能的分析及预测，根据油井目前和未来的供排关系，筛选出了丘陵、鄯善、温米需要提液井的井号以及相应的不同举升方式，并对不同的举升方案进行了经济性论述，优选了举升方式。     

低渗透油藏水平井裂缝参数优化研究

低渗透油藏经常采用水平井压裂的方法来实现油井增产,而合理的水平井裂缝参数设计能充分发挥人工裂缝的增产作用.以江苏油田M断块地质特征和目前开发状况为基础,抽象出相应的机理模型,应用数模软件的门限压力建立了考虑启动压力梯度影响的水平井压裂模型,并与PEBI网格加密法的水平井模型进行了对比.结果表明：启动压力梯度对模拟结果影响相对较大,而裂缝形态对模拟结果的影响相对较小;M断块水平井最优裂缝间距为90 m,最优裂缝条数为6条,最优裂缝半长为130 m.该研究成果为江苏油田M断块水平井裂缝参数优化提供了思路与借鉴.     

低渗透油藏单井CO_2吞吐参数优选研究

通过选井选层研究结果,建立低渗透油藏目的区块精细地质模型。运用ECLIPSE中PVTi和E300模块相结合的方法,建立三维三相组分数值模拟模型,模拟水驱后CO2吞吐过程,以增油量和换油率为依据评价吞吐效果。研究表明:CO2注入量、注入速度以及闷井时间均为影响单井CO2吞吐效果的重要因素。通过模拟计算确定CO2注入量、注入速度以及闷井时间的最优值。该研究工作可为同类低渗透油藏实施CO2吞吐工艺提供有益的借鉴。     

低渗透油藏改造技术的研究及发展

鉴于目前低渗透油气田已经成为我国石油工业稳定发展的重要资源,加快低渗透油气田的开发势在必行,低渗透油田最基本的特点就是流体渗透能力差、产能低,需要进行改造才能维持正常生产。目前已发展的改造低渗透油田技术很多,如井内爆炸技术、核爆炸技术、高能气体压裂、根据岩石的压涨现象提出的爆炸松动技术、水力压裂和酸化技术等。常用的是水力压裂、高能气体压裂和酸化等。认为目前油藏改造的最优方法是将射孔、高能气体压裂、“层内”爆炸技术联合作业,首先进行高能气体压裂与复合孔的复合射孔的复合作业,产生不受地应力的多条径向裂缝,裂缝的长度能达到8~10m,然后进行大规模的水力压裂,之后进行“层内”爆炸作业,在水力裂缝周围产生多条不受地应力控制的多条小裂纹。最后,借鉴疏松砂岩端部脱砂压裂技术的经验,注入支撑剂,形成长期的油气流通道。     

低渗透砂岩油藏高含水期注气开发机理研究

鉴于油藏渗流规律,本文针对其特有的启动压力,从高含水期的注气开发进行相关的机理研究。     

低渗透油藏储层保护技术研究进展

论述了低渗透油藏油层保护的重要性,与储层保护关系较密切的地层特征、油层潜在伤害,分析了钻井、完井、射孔、试油、作业等各个环节对储层伤害因素,系统研究了低渗储层保护技术,根据研究分析结果提出针对性的措施,以达到保护储层的目的。     

基于聚类分析的低渗透储层评价参数优选研究

影响低渗透储层特征的因素众多且复杂。所以只有对影响储层的各项参数进行全面、客观、准确地分析和研究,确定主要影响因素,优选出有代表性、可比性和实用性的参数,才能达到合理评价储层的目的。聚类分析的基本原理是按照客体在性质上或成因上的亲疏关系,以某种统计量为分类依据,对客体进行定量分类,筛选出对分类依据影响最大的参数。利用聚类分析,计算参数之间的相互关系,剔除相似的参数,到达参数优选的目的。     

低渗透油藏高含水期技术极限井距计算方法

低渗透油藏开发到高含水期阶段,钻加密井和调整井距是挖潜剩余油、提高原油采收率的重要措施。技术极限井距是挖潜剩余油的一个重要指标。针对低渗透油藏存在启动压力梯度的特征,以油水两相稳定渗流理论为基础,通过引入视粘度和拟势的概念,采用势的叠加原理推导建立了低渗透油藏技术极限井距计算公式,并以实际油藏参数为例,分析了储层渗透率、含水饱和度和注采压差等技术极限井距的影响因素。结果表明,技术极限井距随着储层渗透率、含水饱和度和注采压差的增加而增大。将计算结果应用到实际油藏井网部署中,储层物性较好、剩余油饱和度较低的区域,技术极限井距最大约为350 m;储层物性较差、剩余油饱和度较高的区域,技术极限井距最小约为250 m。调整后的井网对剩余可采储量的控制能力增强,预测提高采收率4.1%。