复杂断块油藏改善注水开发效果技术研究

针对复杂断块油藏断层多、断块小、构造复杂、油藏类型多,开发过程中面临构造落实难度大、注采井网完善程度低、层间矛盾突出、注水储量损失严重等问题,通过精细地质研究,根据不同类型油藏存在的问题及潜力,创新思路调整注采,不断优化注采井网.采取了直井水平井组合注采、一对一点状注水、二次压裂、增压注水、深部调驱以及细分注等强化注水措施,改善了复杂断块油藏的注水开发效果,有效提高了油田水驱储量控制程度和动用程度,对于同类油藏开发具有一定的借鉴.     

复杂断块油藏注采井网对储量控制程度评价方法研究与应用

复杂断块油藏纵向上油层多、高低渗储层间互发育,平面上油砂体发育面积小、几何形态不规则,导致注采井网对储量控制程度低,合理评价注采井网对储量的控制程度,是进行油藏开发调整的关键。针对复杂断块油藏的特点,综合应用渗流力学、油藏工程基本理论,分析了复杂断块油藏在现有注采井网条件下无法形成水驱控制储量的影响因素及潜力,为开发调整提供依据。     

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。     

断层对复杂断块油藏水驱开发效果的影响

复杂断块油藏中断层多且分布复杂,特别是对于断块内部发育较多低级别小断层的断块油藏,小断层会影响注采井网的水驱开发效果,需要对其影响规律展开研究,以指导注采井网部署和调整。根据复杂断块油藏中小断层的分布特点,设计3种注采井网,建立理想化的断层分布模型,分别采用油藏物理模拟和数值模拟方法研究各注采井网的水驱开发效果;采用物理模拟方法进一步研究小断层长度对注采单元水驱开发效果的影响。研究分析表明:当断块内部发育小断层时,在低注采压差条件下,注采井网3水驱开发效果最好,在高注采压差下,注采井网1水驱开发效果最好;断块内部小断层长度会影响注入水的波及体积,断层相对越长,断块内部注入水未波及到的油藏体积越大,水驱开发效果越差。     

提高复杂断块油田采收率

本文从中高渗复杂断块油田开发初期、调整完善注采井网、扩边增储、剩余油研究及配套挖潜技术等方面，对该断块油田不同开发阶段提高水驱采收率做法和效果进行了总结与分析。针对剩余油分布形式及提高采收率潜力的分布，从地震技术、油藏精细描述技术、井网优化技术、水平井钻井技术等方面，提出了中高渗复杂断块油田进一步提高水驱采收率的主导措施。     

提高断块油藏采收率技术研究

针对濮城油田断块油藏非均质严重、采收率低等问题,通过剩余油类型及其分布分析,提出了该类油藏提高采收率的措施和技术支持。依靠多元配套技术,完善注采井网,提高驱油控制储量,从而提高区块采收率。     

条带形边水小断块油藏非完善注采井网研究

复杂小断块油藏难以用规则井网形成完善的注采关系,从而导致油藏能量下降快、水驱采收率低,是制约该类油藏高效开发的关键。此类油藏井网多以不规则三角形井网为主,布井主观而随意,注采关系极不完善,且没有形成1套理论和方法。针对条带形小断块油藏,基于非完善井网完善注采关系思路,考虑不同水体能量,采用数值模拟方法研究了不同井网模式下的油藏开发动态变化特征,给出该类油藏合理的注采井网形式,为此类油藏现场布井开发提供必要的理论和方法依据,进一步丰富了现有井网理论和方法。     

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。     

低渗透断块油藏合理注采井距研究

低渗透断块油藏储量丰度小,渗透率较低,存在启动压力梯度,很难建立有效的驱替压差,而且含油面积小、形状复杂,很多属于典型的窄条状油藏,难以形成规则的注水井网,后期井网调整困难,需要一次布井成功,所以注采井距一定要选取合理.采用油藏实际岩心,通过物理模拟实验,得到了低渗透油藏的启动压力参数;利用实验结果,通过理论分析和数值模拟计算,重点研究了启动压力梯度和储层条件等对有效井距、合理井距和井网形式的影响.提出了首先将物理模拟实验、油藏工程理论推导和数值模拟计算相结合,计算得到低渗透断块油藏的合理注采井距,然后在此基础上进行合理井网部署的方法.研究结果应用于油田实际区块的井网部署中,取得了较好的开发效果,与同类油藏相比采收率可提高1.86％ ～ 2.6％.     

中高渗复杂断块油田提高水驱采收率技术

中高渗复杂断块油藏在中国陆上已开发油田中占有较大比例，目前开发水平不一，Ⅲ类开发水平油藏的比例较高，提高水驱采收率潜力较大。从开发初期调整完整注采井网、扩边增储、剩余汪研究有配套挖潜技术等方面，对中高渗复杂断块油田不同开发阶段提高水驱采收率做法和效果进行了总结与分析；针对剩余油分布形式及提高采收率潜力的分布，从地震技术、油表细描述技术、水平井钻井技术等方面，提出了中高渗复杂断块油田进一步提高水驱采收率的主导措施。     

层状断块油藏特高含水期细分开发技术

辛47断块是一个高丰度的层状断块油藏,采用分层系注水开发.在同套开发井网内,由于受非均质的影响,层间水驱状况不均衡.1999年,断块进入特高含水期后,层间矛盾加剧,原有开发层系和井网已不适应油藏挖潜需要.2000年,在辛47断块开展了精细油藏描述和细分开发工作,效果非常明显,断块含水下降了3%,采油速度提高了0.38%,采收率提高了5%.实践表明,采用精细油藏描述和细分开发的技术方法,对提高层状断块油藏水驱采收率是行之有效的.     

低渗透油田特高含水期开发技术对策——以渤南油田义11井区为例

渤南油田义11井区平面、层间和层内非均质性严重,进入特高含水期后,注采矛盾突出,自然递减率达到14.8%,产量快速下降。为减缓递减,改善开发效果,开展了开发技术对策研究。针对主力油层主体部位动用程度高,水淹严重的状况,通过不稳定注水和优化油井采液强度,实现控水稳油;针对局部注采不完善,储量水驱动用程度低的状况,通过完善和恢复注采井网,提高储量水驱动用程度;对合采合注井,通过分层注水和封堵高含水层,减缓层间矛盾;对采出程度低,含水率低的砂体边部和非主力油层,通过储层改造、分层注水、单层开采等措施,提高储量动用程度。区块开发效果明显改善,年递减率下降至4.1%,基本保持稳定,采收率进一步提高,由30.7%提高到32.0%。     

注采耦合技术提高复杂断块油藏水驱采收率——以临盘油田小断块油藏为例

复杂断块油藏具有断块小、纵向上小层多的特点,注水开发后期剩余油分布受控于平面和层间非均质性,常规注水提高采收率较为困难.应用注采耦合技术可提高复杂断块油藏剩余油的动用程度,以临盘油田三角形封闭断块油藏为数值模拟研究模型,结合其地质特点及剩余油分布将其划分为7个特征区,研究注水和开采过程中各特征区的压力、剩余油饱和度以及液流速度的变化特征.结果表明,注采耦合技术注水阶段在压差作用下,中心区剩余油被水驱至夹角区和夹角间区,并在开采阶段随压力降低而采出;中心区的剩余油饱和度动用程度最高,为5.2％.利用数值模拟方法对注采耦合周期内的压力恢复水平、压力保持水平以及注采比等参数进行了优化,优化结果为油藏压力系数保持在0.8～0.9,采用注采比为1.5恢复压力.注采耦合技术通过复杂断块油藏内压力的交替变化,改变油藏内流场,扩大油藏水驱波及面积,从而提高复杂断块油藏的剩余油动用程度和水驱采收率.     

特低渗透油藏产量变化规律及影响因素分析——以鄂尔多斯盆地定1780长1油藏为例

为了搞清影响定1780井区长1油藏产量变化的主要因素,针对产量和含水变化规律,结合油田的实际情况,综合考虑了地质因素和开发因素对产量的影响。运用单因素分析方法,深入研究了沉积微相、油层发育情况、注采井数比、注采比、井网形式、注水状况等因素对产量变化的影响程度。研究结果表明:①产量变化以递减型为主,反九点井网开发效果优于七点和五点井网;②含水与采出程度变化以近“S”形为主;③影响产量的主控因素为井网形式和注采比。该研究方法对类似油田产量变化规律分析具有一定的指导和借鉴意义。     

新立油田低渗透油藏超前注水技术实践与应用

针对新119区块低渗透、低丰度油藏递减快、稳产难、采收率低的特点，采用了超前注水技术开发。在油藏研究基础上进行井网优化设计，应用储层整体改造技术保证油井产能发挥，及时进行油藏监测、动态跟踪评价及注水方案调整保证注采关系协调。经新立油田试验区块18个月的生产实践，与相邻的储层性质相同的区块对比，开发同期超前注水区块平均单井产能是滞后注水区块的2．3倍。超前注水开发试验的成功，对同类油田或区块的开发具有借鉴作用。     

胜利油田滩海区窄河道薄层底水油藏注采井网优化

胜利油田滩海老168 区块油藏储集层属薄层河道砂,普遍存在底水,水驱控制程度低,单井产量和采收率较低。在建立区块典型河道模型基础上,利用流线模型优化注采井网,指导区块的注采井网设计,投产后利用实际生产含水数据并结合端点标定技术,重新修正地质模型,优化关键生产参数,为该类油田的合理高效开发提供科学依据。     

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。     

童氏图版的改进及应用

童氏图版法在国内外注水开发油田采收率预测中得到了广泛应用，但它只能应用于油田开发的中后期，对于采出程度较低的水驱高粘度油蓝和低渗透复杂断块油田，童氏图版对含水率与采出程度的描述与实际不符。从数学意义及油藏开发理论角度，分析了童氏图版的某些不合理之处：在水驱曲线理论推导的基础上，对童氏图版计算公式进行了改进和完善，拓宽了童氏图版的应用范围。实例应用表明，改进后的童氏图版对含水率与采出程度变化规律的描述更加符合实际，预测的采收率更准确。     

文留油田低渗透油藏合理注采井距研究

针对文留油田油藏埋藏深、储层物性差、注水困难、油藏长期处于低采油速度、低采出程度开采状态等问题，从低渗透油藏渗流机理和经济效益两方面出发，优化了文留油田的合理注采井距；并在深层低渗透油藏加密调整、实现高效注水开发方面，摸索出了一套行之有效的方法和经验。