具有边底水碳酸盐岩油藏见水特征分析

碳酸盐岩油藏是一种多重介质的溶缝洞型油藏.储层一般为块状分布,构成多个单独的储集系统,开发过程也是以单井或井组为基础的独立开发单元.分析油井见水特征及见水方式对控制边底水的突进和底水锥进有着很重要的作用,同时可以根据见水特征分析储层特征.以轮古2井区和桑南西区块为实例分析了油井见水特征,将其见水特征分为4种类型,即水锥型、层状型、裂缝型和条带型.根据见水特征来认识储集层特征,同时提出了控制油井含水和边底水突进的措施.根据见水类型分析,可以以不同类型的缝洞单元为油藏管理对象,对不同类型缝洞单元采取不同的开发政策.     

裂缝型底水气藏水侵动态研究

裂缝型底水气藏裂缝较为发育,储层非均质性强,气井普遍产水且形式较为复杂,为明确该类型气藏的水侵规律,准确预测气井的见水时间,以C气田Y层组裂缝型底水气藏为例,根据出水井的水侵特征及裂缝发育情况,总结出产水井的水侵模式,然后采用统计学方法,利用部分油藏地质参数,建立裂缝厚度、单井产量与气井出水时间的非线性关系,绘制裂缝型底水气藏气井产水时间的预测图版,从而预测气井在不同配产下的见水时间。该研究可为该类型气藏的合理开发提供一定的指导。     

沁水盆地柿庄区块煤层气井排采动态影响因素分析及开发对策研究

柿庄煤层气区块呈现"见气井数量少,单井产量低"的开发现状。为研究该区块煤层气井排采动态的影响因素,提出有效的煤层气开发对策,通过提取柿庄区块59口煤层气井排采动态典型指标,分析该区块煤层气井排采动态特征,同时研究断裂构造、压裂缝类型和煤层顶底板岩性组合对煤层气井排采动态的影响,并据此提出了合理的开发对策。研究表明:柿庄区块部分煤层气井产水过高对产气效果起抑制作用,过高的产水量主要是由外源水补给造成的。断裂构造易沟通煤层顶底板含水层,导致煤层气井高产水难产气或不见气;煤层发育的压裂缝中,水平压裂缝提高单井产气量效果差,而直立压裂缝在顶底板岩性组合有利时能有效提高单井产气量,反之则易沟通含水层导致产水量增加。柿庄区块煤层气开发在井位优选时,应重点选择在远离断裂构造、发育直立压裂缝且顶底板岩性组合好的煤层气富集区内部署井位;在多煤层合采时,应注意避免排采潜在的高产水煤层,保证煤层气有效产出。     

塔中西部奥陶系缝洞型油藏见水特征分析

塔中西部奥陶系缝洞型油藏以溶洞、裂缝为主要的储运空间,储层缝洞体发育,主要储层类型有洞穴型、孔洞型、裂缝型、裂缝-孔洞型,储层非均质性强,流体分布关系复杂。采用油井见水特征曲线法,以塔中西部一些典型采油井为例,结合生产数据,分析了油井见水特征,将其见水特征分为4种类型:水锥型、层状型、裂缝型、条带型。通过对研究区典型井生产动态曲线分析认为,水锥型、层状型、裂缝型见水对于日产油量下降影响达到66%左右,而条带型见水对日产油量下降影响则相对较小,不足50%。经过对研究区出水井平均含水率变化统计,平均含水率值小于60%井居多,综合认为本区尚处于低-中含水阶段。结合见水类型、生产特征及各自储层类型,提出有针对性的措施,从而达到降水增油的开发效果。     

鄂尔多斯盆地三叠系延长组裂缝发育程度定量评价

为对鄂尔多斯盆地三叠系延长组裂缝发育程度进行统一评价,通过对陕北斜坡马岭、华庆、安边、吴起和沿河湾5个区块延长组砂岩岩心裂缝的观察与统计,系统制定了一套储集层天然裂缝发育程度定量评价方法。该方法涵盖裂缝类型、裂缝强度、裂缝级别和裂缝组合4个方面的定性与定量指标,分别适用于裂缝的定性分类、单井评价、区块评价和区带评价。建立了区块裂缝发育级别的定量评价图版,对5个区块的裂缝总体发育级别进行了评价:马岭区块长71段3个级别(弱发育、较发育和很发育)的高角度裂缝同等发育、低角度裂缝总体较发育—很发育;马岭区块长72高角度裂缝总体弱发育—较发育、低角度裂缝总体较发育—很发育;安边区块长71、长72高角度裂缝总体很发育、低角度裂缝均不发育;华庆区块长63高角度裂缝总体不发育、低角度裂缝局部较发育—很发育;吴起区块长6、沿河湾区块长6高角度裂缝、低角度裂缝总体均不发育。     

胡尖山油田安201区长6油藏开发效果分析及稳产对策研究

胡尖山油田安201区块是典型的裂缝性油藏,该区2009年规模建产,通过2010-2015年开展深部调驱、强化注水、油井措施等手段,治理后油井递减得到一定减缓,但是由于该区裂缝发育,见水井逐步增加,同时由于侧向井有效压力驱替系统建立难度较大,见效缓慢,影响区块整体开发效果,2016年通过整体实施加密,调整井网,改善油藏水驱状况,提高油藏储量控制程度,下步需继续在该区实施沿裂缝加强注水,流压控制、厚油层补孔,稳定并提高该区单井产能,改善区块整体开发效果。     

姬塬油田L1区块长8油藏西南部水驱改善开发效果技术研究

L1区块作为姬塬地区长8油藏典型区块,2008年建产,目前油藏已进入中含水开发阶段,水驱状况整体良好,但随着开发时间的延长,制约水驱效果的各种因素也逐步凸显,如平面非均质性强,局部微裂缝发育,导致油井见效微弱或不见效,或局部裂缝见水,油藏动用不均,递减指标居高不下。近两年在L1区块做了大量工作,改善水驱效果。此次通过水驱改善开发效果技术研究,总结L1长8油藏西南部的水驱开发特征,评价改善水驱技术的实施效果,最终提出区域中长期单井稳产治理方案。     

三叠系油藏裂缝识别技术研究及应用

长庆三叠系油藏都为特低渗透油藏,为了改善低孔低渗油藏开发效果,通常对区块采取整体压裂,但该技术是一把"双刃剑",压裂之后,地层存在天然裂缝继续扩张以及产生新的次生裂缝,虽然能够提升单井产量,但同时也可产生油井产量递减快、注水水窜等许多新的问题,影响了油田的稳产,因此从裂缝识别技术研究出发,寻找区块的裂缝发育特征,提出下步裂缝治理技术和提高区块开发效果技术,为油藏高效开发提供技术支持。     

油藏天然裂缝开启影响及预防

裂缝的开启会给油田带来油井水淹快、多方向见水、治理难度大等负面影响;本文分析总结了开发生产过程中局部单井裂缝发育的预判以及预防开启的方法,以减少裂缝开启对油田开发的负面影响。     

哈拉哈塘油田碳酸盐岩储层类型识别及应用

缝洞型碳酸盐岩油藏储层类型复杂多样,给后期开发措施带来了很大的不确定性。通过对钻测录井情况、酸压、试油简况、试井及试采特征分析,形成了一套动静态结合的缝洞型碳酸盐岩储层类型综合识别方法。将该油田储层类型划分为大型洞穴型、小型洞穴型及裂缝孔洞型,为储层类型的划分提供完整的评价标准。通过优选洞穴型储层、定容特征、水体弱的单井进行注水开发,增油效果明显,有效的提高了本区块单井最终采收率。     

对低渗透油藏裂缝的认识及治理对策探讨

长庆油田开发的三叠系油藏渗透率仅0.1～3.0× 10-3μm2,微裂缝发育.油井投产时要进行一定规模的压裂改造,全部采用注水补充能量开发.部分区块出现了注入水沿裂缝早期水窜、油井过早水淹的问题.通过生产动态分析、干扰试井、堵水调剖施工反应等各种手段提出了对低渗透油藏裂缝的一些认识并进行了分类,结合堵剂的性质提出了不同的治理对策及下步面对的难点问题.     

南海油田惠州潜山裂缝性凝析油气藏控水实验

为建立潜山裂缝性凝析油气藏优化控水开发的模式，以南海油田惠州潜山裂缝性凝析油气藏H2-3井参数为基础，设计了气藏控水物理模拟实验，通过非均质储集层设计、实验参数设计、裂缝参数设计和控水实验方案设计，完成了弹性开采实验、连续封隔体控水实验、水敏凝胶控水实验、变密度筛管控水实验和变密度筛管+连续封隔体组合控水实验5组控水实验，对不同方案的控水效果进行了对比，并分析了各个控水工艺的机理。在此基础上，结合数值模拟进行验证，提出了气藏控水开采方案：气藏底水开采初期，水体推进为渐进式上升，中—后期为锥进式发展，后期底水一旦接触储集层裂缝，水体呈突进式侵入；各种方案的控水效果差异较为明显，连续封隔体和水敏凝胶在气井采气期对底水控制作用不明显，变密度筛管在采气初期控水效果较好，但气井见水后无法避免水窜风险。变密度筛管+连续封隔体组合控水效果较好，改变了底水锥进效应，与弹性开采相比，无水采气时间增加了8.84%，总采气时间增加了13.70%，采气量提高了10.40%。     

采用动静结合方法划分徐深气田气井出水类型

松辽盆地徐深气田火山岩气藏大规模投入开发以来,气井逐渐开始出水且具有不同的动态表现特征,因而建立一套适合该气田气井出水类型的划分方法和标准至关重要。首先,选取气井出水来源和出水通道两种静态因素,以及日产水量、日水气比、无水采气期3个动态因素,将气井出水类型定性划分为纵向水窜、水锥出水和高含水饱和度气层出水,再通过水流通道进一步划分为裂缝型纵向水窜和孔隙型纵向水锥出水;其次,应用日产水量与日水气比交会法、累积产水量与累积产气量交会法、累积水气比与累积生产天数交会法定量地划分为裂缝型纵向强水窜、裂缝型纵向弱水窜、孔隙型纵向水锥和高含水饱和度气层出水4种类型。应用结果表明,采用该方法和标准既可以定性又可以定量地划分徐深气田气井出水类型,弥补了其他方法单纯定性划分的不足,增强了定量划分的可操作性,对其他相同类型气田的出水类型划分具有参考价值。     

裂缝储层注水井深部调剖技术研究与应用

安塞油田王窑东部、西南部,南梁西区和候市西南部等区块裂缝发育,动态监测和开发动态显示,储层裂缝具有明显的方向性,导致主向井见水较快、甚至水淹,而侧向井长期不见效,产能损失严重,影响区块的开发效果。为了封堵大孔道及高渗透层,提高注水开发效果和水驱采收率,安塞油田自2005年以来,结合裂缝储层地质特性,深入开展了裂缝储层注水井调剖体系研究与应用。重点介绍了近几年裂缝储层注水井深部调剖技术在安塞油田的完善与应用情况,通过技术的不断完善和认识的不断加深,已逐步确定了适合安塞油田的注水井深部调剖体系、工艺参数设计和时机选择,为安塞油田裂缝储藏开发提供了有利的技术支撑。     

安塞油田见水特征分析及中高含水井增产工艺

安塞油田是开发30年的"低压、低渗、低产"老油田,大量油井目前已逐步进入中高含水期开发,仅靠常规增产工艺稳产难度大。目前对中高含水井的改造较为谨慎,不同见水类型下可选工艺仍存在盲区,降水增油方向仍不明朗。针对安塞油田中高含水井不同开发特征及见水类型,开展了改变相渗压裂、堵水压裂等几种进攻性措施,以及化学堵水、二次固井等维护性措施,实践证明各项工艺在不同见水类型井的适应性存在差异,尚不存在一种工艺可解决不同见水特征下油井的降水增产问题,须因地制宜针对性地选择有效工艺方能取得较好的措施效果。     

井型对缝洞型碳酸盐岩凝析气藏开发对策的影响

缝洞型气藏储层类型多样,非均质性严重,油气水关系复杂,影响开发对策的因素较多,井型的优化配置是其关键因素之一。应用数值模拟方法对不同缝洞系统井型适应性进行了研究,分析了水体能量、开采速度、开发方式对开发效果的影响。结果表明单洞及多洞系统无底水的情形适合采用直井开发,而水平井更适合有底水存在的多洞系统以及多洞之间不连通的情况。在此基础上结合塔中I号气田凝析气藏的开发,确立了主要的开发技术对策,为此类气藏的开发提供了理论依据。     

低渗透裂缝型油田周期注水参数优化

针对大庆外围低渗透裂缝型茂Z油田储集层物性差,部分裂缝发育井区裂缝性见水、基质受效差,层间、平面矛盾突出等问题,在前期周期注水试验取得较好开发效果的基础上,开展了周期注水参数优化研究。采用相控方法建立精细三维地质模型和数值模型,优化间注方式、间注时间和注水强度,并依据参数优化结果开展矿场试验。试验井区控水增油效果明显,预计提高采收率1.2百分点以上,研究结果为低渗透裂缝型油藏的经济有效开发提供了技术手段。     

阿北安山岩油藏裂缝发育特征对开发的影响

阿北安山岩油藏位于二连盆地阿南凹陷阿尔善构造带中部，是具有双重介质特征的特殊岩性油藏，该油藏1989年6月全面投入开发，初期弹性开采，1990年8月开始边，底部注水开发，1991年进行内部和边，底部相结合的注水开发，注水开发后，部分油井受效较快，产量回升幅度大，但随之含水上升快，产量下降严重，也有部分油井投产初期产量主，但压力下降快，注水不受效，注水开发于1992年产量达到最高峰，1993年初就开始快速递减。     

和田河气田奥陶系底水气藏水侵机理研究

塔里木盆地和田河气田奥陶系底水气藏为裂缝性碳酸盐岩气藏，地质研究表明，该气藏水侵的主要方式为水锥型。为了分析该气藏底水上升规律，给开发方案设计提供科学依据，决定利用单井剖面模型对水锥机理进行研究。在分析其主要地质特征的基础上建立了单井剖面模型，采用数值模拟技术研究不同水体大小、不同有效厚度、不同射开厚度、不同非渗透层、不同地层渗透率、不同生产压差以及水平井技术对底水锥进的影响。结果发现，水体大小等因素都对底水锥进产生不同程度的影响，水平井则可以把“底水锥进”演变为“底水推进”。通过机理研究基本搞清了气藏底水运动规律，得出了防止和控制底水上升的措施。据此，建议气藏开发时采用水平井技术，气井部署在储层有效厚度大、平面渗透率较高、垂向渗透率较低的区域，射孔时应有一定的避射厚度，生产时要注意控制生产压差。