裂缝性油藏开发技术及展望

裂缝性油臧是开发难度最大的油臧类型之一。从裂缝系统和基质系统分析了裂缝性油藏的采油机理,总结了裂缝性油藏目前的主要开发技术及相应的开发特征,指出了裂缝性油藏开发中还有不少技术难题有待进一步探索研究。     

大港油田埕海二区沙一下特殊岩性油藏开发方案设计

埕海二区沙一下为特殊岩性油藏,受构造和岩性双重控制。此区块裂缝分布,断块多,非均质性严重,油水关系复杂。针对上述特点,对沙一下进行优质储层带划分并分析影响此类油藏开发效果的因素。确定埕海二区沙一下开发原则,优选合理开发方式,对井型、井网、井距等参数进行优化。在油藏工程设计及数值模拟优化基础上,设计合理开发方案,综合对比各方案的开发参数与经济指标,优选了合理高效开发埕海二区沙一下特殊岩性油藏的开发方案,并给出了相应的开发建议。     

特殊岩性油藏直平组合注水开发技术研究

边台潜山油藏与牛心坨潜山油藏均为裂缝型变质岩潜山块状油藏,具有很强的非均质性,针对潜山油藏顶面构造识别难度大、裂缝预测难度大、直井开发效果不理想这一开发难点,进行了直井、水平井组合开发技术的探索与研究;并对水平井各项参数进行了优化设计。现场实践证明直平组合注水开发潜山油藏能够有效减缓水窜、提高储量动用程度,对类似潜山油藏的开发具有重要指导意义。     

裂缝性油藏产量预测的一种新模型

本文根据Aronofsky等人由试验提出的产量递减模型,将采出程序与时间的关系模型转变为了阶段产量与时间的关系模型。由于每个裂缝性油藏有其本身的裂缝发育和裂缝展布特征,而不同的裂缝发育和展布特征必将导致油藏的递减规律也不相同。因此,当裂缝性油藏处于递减阶段时,应用上述模型能准确地预测产量递减规律和可采地质储量等。应用本文提出了预测模型,对阿北安山岩裂缝性油藏注水开发以来,产量递减阶段的数据进行了拟合和预测,与应用翁氏模型和水驱特征曲线两种方法分别预测的产量及可采储量对比,相对误差减小了0．01个百分点。实践结果表明,本文提出的产量预测模型适用于注水开发的裂缝性油藏的产量递减阶段,计算简单、快捷、相对误差小,对油田开发及方案编制具有一定的实用性。     

裂缝性油藏开发技术进展

低渗透砂岩油藏尤其是特低渗透砂岩油藏由于(天然或人工)裂缝的存在,使对于这类油藏的研究变得复杂。如何正确描述和模拟裂缝的性能,将是低渗透砂岩油藏开采的关键。尽管裂缝性油藏开发取得了显著的技术进展和应用效果,但由于其本身的复杂性以及技术手段的局限性,裂缝性油藏中还有不少技术难题有待于进一步探索研究解决。     

大港低渗透油藏井网优化研究初探

低渗透油藏井网部署的好坏直接影响到开发的成败。在调研国内低渗透油藏井网设计模式演变的基础上,采用油藏数值模拟软件,对比分析基础井网开发效果,优选出开发指标较好的优势井网。在此基础上,对人工裂缝参数进行优化,对不同的缝网组合方案进行预测,对比优选出最优的人工压裂缝条数、长度、位置、导流能力等参数,从而达到缝网的最优组合。低渗透油藏井网优化研究在大港油田部分低渗透区块展开现场实施,取得了初步效果。     

油藏水平井水平段长度模糊优选模型

水平井水平段长度的选择是开发过程中面临的重要问题之一。介绍了模糊数学评价法在油藏水平井水平段长度优化中的应用。综合考虑了以下6种因素：地层渗透率、压差、裂缝个数、裂缝半长、裂缝宽度、裂缝间距，并建立了模糊综合评价模型，求得各因素权重值以及各方案得优属度，最后根据最大隶属度原则，对方案优劣性进行排序，通过实例计算表明该模型计算结果与现场数据相符，因此该方法在该领域具有一定的推广价值。     

裂缝性低渗砂岩油藏渗吸驱油效果的影响因素分析

由于裂缝性油藏储集空间物理性质的复杂性和特殊性,渗吸效果控制着低渗透裂缝性水驱开发动态与开发效果。本文在分析油藏渗吸驱油机理基础上,对影响油藏渗吸驱油效果的各种因素进行了综合分析,为制定裂缝性油藏合理的渗吸注水开发方式提供了理论依据。     

黄沙坨裂缝性火山岩油藏注水开发影响因素分析

黄沙坨油田是裂缝性边底水火山粗面岩油藏,储层属于裂缝一孔隙型双重介质,裂缝、孔隙等发育的程度、状况控制着油井的生产状态。本文介绍了油田注水开发特征,并从油藏裂缝发育状况、驱油效率、采出程度、注采井空间位置等方面分析黄沙坨裂缝性火山岩油藏注水开发的影响因素。     

低渗裂缝性油藏弱凝胶深部调剖技术研究与应用

针对牛心坨油田低孔低渗裂缝性高凝稠油油藏,开展了低渗油藏弱凝胶深部调剖技术研究与应用。通过对调剖剂配方体系、注入段塞、施工工艺优化等方面研究和现场试验,形成了一套低渗裂缝性高凝稠油油藏深部调剖技术体系,有效调整了吸水剖面,扩大了水驱波及体积,提高了油井产量,改善了水驱开发效果。     

潜山油藏注水开发技术研究与应用

针对潜山油藏顶面构造识别难度大、裂缝预测难度大、非均质性强、直井注水开发效果不理想这一开发难点,进行了直平组合注水开发技术研究,对水平井各项参数进行了优化设计。现场实践证明直平组合注水开发潜山油藏能够有效减缓水窜、提高储量动用程度,对类似潜山油藏的开发具有重要指导意义。     

国内火山岩变质岩油藏注水开发适应性研究

通过对国内火山岩变质岩类油藏开发历史的综合研究,特别针对火山岩变质岩集中的重点地区,提出了火山岩变质岩油藏注水开发的新的看法和见解,并且引用大量的实例,进行横、纵向的对比,力求找出适应火山岩变质岩油藏注水开发的最佳方案。重新认识了此类油藏的共性,发现火山岩变质岩储层裂缝系统和基质孔隙系统的驱替机理显著不同,分析裂缝在注水开发中的影响。为此类油藏在今后的注水开发的适应性及可行性方面做一参考。     

适应特低渗油藏的注水工艺技术

本文概述了特低渗油藏的主要特征。指出了矩形五点注水方式、斜反九点注水方式或沿裂缝线形注水方式是开发好裂缝性特低渗油藏的首选注水方式。     

裂缝性低渗透油藏注水开发调整及有效缝长研究

根据S油藏裂缝性低渗透油藏储层中裂缝分布规律与注水开发动态特征,在开展低渗透储层有效驱动体系、裂缝基质系统渗流特征、裂缝储层水驱油特点、裂缝储层渗吸法采油理论机理等低渗透油藏开发调整理论的基础上,深入研究了以提高有效动用为核心的裂缝性油层反九点井网转线状注水调整、井网调整,并对裂缝有效缝长进行计算,应用这些技术指导了注水开发调整,为提高和改善开发效果起到了积极的促进作用。     

低渗透裂缝性油藏降滤压裂工艺技术研究

低渗透裂缝性油藏压裂改造一直是压裂施工的一个难题,人工裂缝在遇到复杂的天然裂缝时会大量滤失到天然裂缝,增加了压裂液的滤失,降低了压裂液的携砂效率,致使压裂前期就出现"脱砂"的情况,无法达到对裂缝性油藏压裂改造的目的,本文提出了各种有效的适合裂缝性油藏压裂的降滤技术,形成了低渗透裂缝性油藏降滤压裂工艺技术,提高了压裂液的使用效率,减少了了压裂施工前期"脱砂"的几率,将压裂成功率从50﹪以下提高到90%以上,为有效开发低渗透裂缝性油藏提供了有利的技术支特.     

东河塘石炭系CIII油藏开发调整对比及油藏开发效果评价方案

位于新疆库车县境内东河塘石炭系CIII油藏,自1990年投产以来,先后经历了多个调整阶段,随着开发方案的实施,油藏的一些问题逐渐暴露出来,长期稳产形势严峻。本文运用动态资料开展油藏开发效果评价、对油藏进行注水方式优化、合理注采井网参数进行优化。最后设计出设计了7套开发调整对比方案及开发效果评价方案,综合分析得出：按方案调整最后可以达到提高油藏采出量、维持地层压力不变及减少含水率的目标,采出程度比目前执行的方案提高了3.70%,达到43.15%,增加产油量63.98×104t。     

低渗透油藏注水开发存在问题分析

针对目前低渗透油田注水开发存在注水井注入压力上升快、吸水能力变差,采油井产量下降快、采收率低的一些突出问题,分析了产生这些问题的主要原因。研究表明,由于注入水水质问题、储层的敏感性、开采过程中储层有效应力增加以及低渗透油藏过度压裂造成注入水沿裂缝窜流等是造成低渗透油藏注水开发效果差的主要原因,并且储层伤害具有动态性、叠加性和不可恢复性。低渗透油藏注水开发中,应注重注水水质精细处理和注入水与地层水的配伍性,合理控制注采速度,保持地层能量,优化压裂方案,避免因过度压裂引起的注入水窜流,不能有效地开采基质中的剩余油。     

潜山油藏采特征分析及水平井优化研究

郑家油田郑6块为典型的裂缝性块状底水稠油油藏,原油粘度较大,常规直井开发含水上升较快,利用水平井开发可以有效控制底水锥进,提高潜山油藏开发效果。文章在分析郑6块开采特征的基础上,以区块典型水平井为研究对象,通过数值模拟手段优化了水平井距潜山顶部距离、水平井段长度、水平井段轨迹等参数。     

草古1单元稠油油藏过程精细管理模式

在草古1潜山油藏开发过程中,存在的主要问题是底水活跃,综合含水上升速度快。面对该单元油藏特性和生产特点,我们在开发中不断探索和优化开发过程各环节管理措施,逐渐建立了一套适合草古1单元裂缝碳酸盐岩稠油油藏开发的系统管理模式,实现稠油油藏高效开发。     

潜山油藏开发方法研究

潜山油藏作为一种双重介质油藏,不同部位裂缝发育程度差异很大,非均质性强,储层物性平面差异很大。采用常规直井注水开发,油井见水后含水率上升快等问题,开采速度和采收率会比较低。裂缝发育的双重介质油藏对注水开发井网的部署极为敏感,采油井和注水井应如何组合才能获得更为有利的渗流场,从而取得更好的注水开发效果十分关键。