南海东部海相砂岩油田采油速度对采收率的影响研究

南海东部海相砂岩油田构造相对小且简单,储层分布稳定、连通性好,储层物性好,原油性质好、产能高,天然水体能量充足。本文统计分析了南海东部海相砂岩油田采油速度与采收率的关系,发现油田采收率不随采油速度的高低而发生单调变化,与储层物性、原油黏度、孔喉特征、构造特征和水体能量密切相关。研究表明较高的采油速度在一定程度上可以增大水驱油效率和波及范围,从而提高采收率,并从理论上分析了采油速度对水驱油效率和水驱波及系数的影响;利用油藏数值模拟软件Eclipse建立了理想模型,研究了不同采液强度对波及效率的影响,认为随着采液强度增大,体积波及系数逐渐增大,当采液强度达到某个值后,体积波及系数趋于定值,表明水驱油藏存在合理的采油速度。本文的研究成果对油田合理提液量和提液时机及油田采油速度优化具有指导意义。     

强水驱稠油油藏水平井初期产能主控因素研究

南海东部P油田属于强水驱稠油油藏,以水平井开发为主,油井投产初期具有产量高、低含水和低压差的开发特点。考虑海上油田井下作业成本较高,油井初期产油量对开发效果及措施经济性影响较大,因此以P油田27口开发井实际生产动态资料为基础,采用灰色关联分析与油藏数值模拟方法相结合,对强水驱稠油油藏水平井初期产油量的主控因素开展定量化研究,明确其关联强弱与变化规律。结果表明,强水驱稠油油藏水平井初期产油量影响因素由强到弱依次为：水平段长度、渗透率、避水高度、水油砂厚比、原油黏度和隔夹层分布,主控因素为水平段长度、渗透率和避水高度。水平井初产油随着渗透率、水平段长度和避水高度的增大而增大,但增加幅度趋于变缓;当水平段长度超过800m、避水高度大于15m,地质油藏参数变化对油井初期产油量影响的敏感性明显减弱。     

海上强水驱砂岩油田产液结构优化研究与实践

南海东部海域油田以海相砂岩为主,该类油田储层稳定、天然能量充足,多以水平井开发,早期油井的产液结构优化效果一般。由于海上油田开发具有高风险、高投资的特点,寻找高产、高效开发的增产挖潜措施至关重要。本文针对以往对产液结构研究内容不够系统全面、实施效果评价标准不一、主控因素认识不清等问题,提出了"地层—井筒—管网"一体化的产液结构优化思路,建立了以含水变化和增油效果为衡量标准的实施效果定量化评价方法;根据油田实践效果进行了分类总结,分别明确了含水下降增油型、含水稳定增油型、含水上升增油型及无效型实施效果的主控因素和动态特点,从而指导了油田后续的产液结构调整,形成了"研究—实施—评价—认识—再研究"的滚动优化方法。实践表明,该方法有效提高了产液结构优化的有效率、延缓了油田的自然递减,对类似海相砂岩天然能量充足油田的开发具有借鉴意义。     

底水油藏水平井中心管、ICD完井工艺技术

西江X-1油田是典型的底水油藏,具有厚底水、薄油层的特点,采用常规水平井开发时,由于流动摩阻和地层非均质性的影响,存在较严重的底水锥进问题,含水率上升过快,开发效果较差。中心管、ICD完井工艺是一种水平井控锥技术,由于其独特的内部结构,能使水平井的供液剖面趋于均衡,从而有效改善底水油藏的水驱效果。为了改善底水油藏的开发效果,对中心管、ICD完井工艺技术进行油藏模拟研究,结果表明,在底水油藏中,中心管、ICD技术的开发效果明显优于常规水平井,单井平均增油2×104~4×104m3。在西江X-1油田范围内进行推广应用,收到了理想的开发效果,实现了底水油藏的成功开发。西江X-1油田的开发实践表明,中心管、ICD完井工艺技术有明显的控锥作用,能有效改善底水油藏的开发效果,也为同类油藏的开发积累了宝贵经验。     

南海东部深水油田开发初期储层预测研究

LH-A油田为南海东部珠江口盆地深水新区油田,其所在海域水深400m。开发评价初期,油田钻井少(2口),储层非均质性强,纵向发育有灰岩、灰质砂岩、砂岩等多种岩性储层,同时还交互分布有多层低阻油层,两口井钻遇的储层差异性大,地质特征复杂,储层预测成为本阶段研究难点。通过岩心、铸体薄片等资料分析,利用硬石膏、褐铁矿等胶结物对沉积环境的指示作用完成油田地层划分,解决了储层横向预测的瓶颈问题;同时采用地质统计学反演方法,综合测井、地质、地球物理等资料对储层进行空间预测和描述,特别是薄泥岩夹层的精细刻画。研究表明,LH-A油田ZJ30油藏为块状底水油藏,两口井钻遇的泥岩夹层不连片发育;低阻油层虽呈层状连片分布,但物性较好,不影响油田开发;采用"低平高直中斜"3种井型结合开采ZJ30油藏,预测出了较好的开发效果。     

镇北油田延10储层微观孔隙结构及水驱油特征

特低渗透油藏储层物性差、孔隙结构复杂、水驱效果较差,在注水开发过程中,存在单向突进、水驱效率低的问题,导致含水上升快、采出程度低,严重影响油田开发效果.以鄂尔多斯盆地镇北地区延10特低渗油藏为例,应用铸体薄片、扫描电镜、压汞曲线、砂岩模型微观水驱油实验等分析化验资料,研究特低渗油藏储层微观孔隙结构、微观水驱油特征及其影...     

油藏数值模拟技术在陆梁油田开发中的应用

油藏数值模拟技术是迄今为止定量描述非均质地层中多项流体流动的唯一方法,此项技术在陆梁油田开发生产中发挥了巨大作用。陆梁油田陆9井区油藏具有构造幅度低,储层非均质性强,油层厚度薄,边、底水能量充足特点。开发初期,针对油藏地质特征,对各区块开展油藏数值模拟研究工作,对油藏开发方式、射开程度、临界产量进行评价和论证。经过近10年的全面开发,随着动(静)态资料数量、类型的增加,对油藏的认识不断深化,建立了数值模拟跟踪系统,通过修正地质模型,不断优化开发方式。通过油藏模拟研究,加深了对油水运动规律的认识,摸清了油藏剩余油分布规律,同时,对单井组注采比进行优化研究,为油藏精细注水提供依据,并开展了油水井措施优化研究,确保措施有效实施。此外,针对水平井,进行了可行性和开发方式的研究,为水平井开采边、底水油藏提供了依据。目前,该技术已成功应用于油田的动态调水、老区剩余油挖潜以及水平井设计等工作中,有效改善了油藏开发效果,减缓了油藏综合递减率,确保了油藏持续高效开发。     

黄沙坨油田火山岩油藏注水开发影响因素分析

黄沙坨油田为裂缝型边底水火山粗面岩油藏,储层属于裂缝-孔隙型双重介质。黄沙坨油田注水开发后,油藏能量虽然得以补充,但水驱控制程度、波及范围和注水效果却难以控制,增产效果不明显。为黄沙坨油田下步调整提供依据,分析了裂缝发育程度、注采井相对位置、油井生产状况、驱油效率、注水时间、注水强度等因素对注水开发的影响。分析结果表明:影响注水效果因素主要是裂缝、孔隙的发育程度及走向,裂缝发育区油井产能高,见水见效快、含水上升快,裂缝欠发育区油井产量低、见水见效慢;同一井组内井距及注水高差小的井注水见效快,反之则见效慢;平均日产液量大于10t/d、平均日产水量大于2t/d的油井注水效果好;油水两相区区域较窄,油藏可动油饱和度较低,油藏采收率不高;注水时间越长,注水强度越高,井组注水见效的反应越明显。     

运用含水上升规律优选水驱曲线新方法探索

水驱曲线法是标定水驱油田可采储量和评价水驱油田开发效果的重要方法,但在应用过程中,不同水驱曲线预测的可采储量存在较大差别,而且行业标准中推荐的以黏度作为水驱曲线选取条件存在不适用性。因此,在前人研究的基础上,结合渤海中部海域的大型河流相稠油油田BHQ油田的地质油藏特征和开发规律,对水驱曲线进行优选应用。通过系统研究甲、乙、丙、丁型4种水驱曲线法理论含水上升规律特征,即含水率与采出程度、含水上升率与采出程度的关系曲线形状特征,以水驱曲线的特征值或特征形态为图版,对照油田实际含水上升规律曲线,根据拟合相关系数和趋势形态,优选出丙型水驱曲线法作为油田可采储量计算方法。同时把丙型水驱曲线法计算结果与递减法、数值模拟法等其他方法进行对比,计算结果 较为合理,标定采收率与数值模拟法相差在1个百分点以内,符合实际生产情况。运用含水上升规律优选水驱曲线新方法在渤海其他油田进行了推广应用,计算结果较为可靠。表明以含水上升规律特征曲线作为水驱曲线的选取方法,代替以黏度作为水驱曲线的选取条件,更加合理、可靠。     

海上复杂油气田全过程开发策略研究

为了改善海相砂岩高含水油田、裂缝性油气田、高温高压气田等海上复杂油气田的开发效果,开展了全过程开发策略的专题研究。通过研究,明确了海上复杂油气田投产上产、稳产、整体加密与综合调整以及产量递减等4个开发阶段,分析了全过程中不同开发阶段的生产特征、主要矛盾、开发应用策略和主要方式,提出海相砂岩高含水油田的攻关方向主要是水平井堵水技术和控水技术,裂缝性油藏的攻关方向主要是机械或化学堵水控水技术和分支井技术,高温高压气藏的攻关方向主要是工艺优化技术、材料防腐技术、温压监测技术和井下流量监测技术。通过攻关实践,在整体加密与综合调整的基础上,海相砂岩高含水油田、裂缝性油气田、高温高压气田的采收率可分别再提高3~5个百分点、2个百分点、2~5个百分点。     

底水油藏ICD应用效果定量评价方法及应用

X油田G0油组大底水薄油藏底水能量强、油柱高度低、无连续分布的夹层,投产后面临含水上升过快甚至水淹的风险.如何有效地稳油控水以及定量评价ICD的应用效果是目前面临的最大困难和挑战.针对上述问题,在ICD工作机理的基础上,结合油田实际情况,提出了采用ICD进行控水稳油,并且探索出了一套定量评价和分析ICD应用效果的方法....     

均衡注采提高水驱油藏采收率

基于单元发展阶段,八区馆上现处于后续水驱阶段。对井网完善程度低,损失储量严重,高含水开发期馆陶组油藏,围绕“两率”(储量动用率、油田采收率)、“两控”(控递减、控含水),通过精细油藏分析,采取油水井综合治理措施,培养稳升井组和长寿井,改善了水驱开发效果,提高了区块采收率,对其它同类油田的水驱开发具有借鉴意义。     

南海东部浅层油藏原油性质特殊规律研究与应用

原油黏度、密度通常随油藏埋深的增加呈下降趋势。基于这种认识,勘探阶段只对部分油藏进行原油取样分析,其他油藏通过插值或借用。最新研究发现,南海东部浅层油藏原油性质不符合这一规律,有时深度相邻的油藏原油性质相差较大。生物降解分析发现,原油性质较差的油藏生物降解严重,甚至正构烷烃几乎全部降解。这种现象在南海东部普遍存在,给储量计算、开发方案编制造成较大风险。进一步研究表明,浅层油藏原油性质主要受生物降解的控制,生物降解在低于80℃的有氧环境下普遍存在,因此,南海东部埋深较浅的油藏原油性质普遍受生物降解的影响;在浅层油藏中,底水油藏生物降解更为严重,因此原油性质普遍较差;而边水油藏水动力较弱,受生物降解影响较轻,因此原油保存较好。鉴于浅层油藏原油性质的特殊变化规律,主力油藏一定要单独取样,取样点尽量选在构造高部位,减轻生物降解的影响;开发方案选值时,要同时考虑油藏类型、物性好坏等因素。     

周43断块底水油藏高含水期提高采收率技术研究

宋家垛油田周43断块K2t1为一天然能量充足的疏松砂岩底水油藏,因底水锥进和储层出砂双重影响,高含水开发期剩余油分布相对复杂。该断块自1996年投入开发以来,经历过2次加密调整,但由于储层出砂、底水锥进等因素影响,油井无水采油期短、见水后含水上升快。截至2010年4月,区块采油速度下降到0．58％,含水上升到90．9％,阶段采出程度仅为13．49％。针对周43断块高含水期采油速度低、出砂严重、含水上升率快等问题,通过剩余油定量化描述研究．应用短水平段水平井整体开发调整、化学堵水,以及优化避水厚度和临界产量参数等防砂控水技术,采取防治结合的思路,日产油水平从调整前的40．7t／d最高上升到132t／d,综合含水由90．7％下降到80．3％,目前日产油水平为117t／d,综合含水为83.8％,采收率从调整前的24％提高到29．7％,采收率提高5．7％。     

南海东部砂岩油田流体流动关键影响参数地质建模研究

在南海东部,受成本、施工条件限制,井网密度不高.导致地质建模时,模型不确定性较大,制约后续油藏动态模拟的准确性,影响油田挖潜、开发.建立地质模型的主要目的 是支持剩余油分布规律的研究.因此,在地质建模时,对影响剩余油分布、流体流动(油水)的储层关键因素进行精准刻画至关重要.本文建立了一套针对海相砂岩油田流体流动影响关键...     

转向注水改善特低渗油藏开发效果

针对卫城油田沙四段油藏进入高含水开发后期,受裂缝发育影响,平面、层间矛盾日益突出,含水上升速度加快、开发形势变差的状况,开展油藏精细描述研究工作,重点研究地应力-裂缝对开发的影响,认识到注采井网不适应是该油藏高含水开发后期的主要问题。在剩余油研究基础上,一是通过实施避开裂缝方向优选转注井点,转换注采方向,使注采方向与裂缝方向成45°夹角注水;二是通过打塞、挤堵、重分、差层转注等手段,抽稀Ⅰ类层井网、建立差层井网,同时改变Ⅰ类层和Ⅱ、Ⅲ类层的注水强度,实现了卫城沙四段特低渗油藏高含水开发后期"转换注水方向、转换注采井别、改变注水强度"的转向注水。通过研究及应用,使卫城沙四段特低渗油藏注采井网逐步优化,水驱控制程度、水驱动用程度分别提高7.5和5.4个百分点,油藏综合含水下降0.4%,日产油量由135t/d回升到154t/d,自然递减率同期对比减缓7.62个百分点,增加可采储量10.5×104t,提高采收率1.45个百分点。     

超低渗砂岩油藏开发中存在问题及综合治理措施——以华庆油田元427井区长9油藏为例

超低渗砂岩油藏中,高含水期的综合治理一直是国内外研究的一个难点。华庆油田元427井区平面上地层压力分布不均,纵向上吸水不均突出,东部高含水饱和度区局部油井见地层水。通过合理优化长9油藏注水技术政策,降低递减速度;通过开展注聚合物微球整体调驱,扩大注入水波及范围,改善水驱效果;通过摸排普查潜力层、潜力层补孔及井筒清防蜡、防垢、防偏磨、参数优化等综合治理措施使区块达到高效开发的目的,同时也为同类油藏的合理开发提供借鉴。长9油藏期通过注水技术政策调整,优化调整32井次,使区块阶段递减由调整前的46.7%降至7.2%;通过开展整体微球调驱,注水压力由13.0MPa上升至13.5MPa,水驱动用程度由69.6%上升至71.6%;通过实施井筒综合治理,实施参数优化23井次,平均泵效由19.0%上升至28.4%,油井生产时率提升10%。     

中心管技术能有效改善底水油藏的开发效果

底水锥进是底水油藏普遍存在的问题,是伴随油田开发全过程的主要开发矛盾,一般采用水平井这一开发方式。由于水平井段井筒流动摩阻的存在,使得水平井段各处的压力剖面和供液剖面不均衡,造成水平井根部过早见水。而中心管技术,将油管的吸入口由水平段根部延伸到水平井段中部,较好平衡水平井段的压力分布和供液剖面,从而延缓底水锥进,改善底水油藏的开发效果,对疏松砂岩效果更为明显。本文在珠江口盆地A油田群、B油田、C油田开发过程中,先后使用中心管技术进行开发,取得了一定成效。以C油田底水油藏为例,13口生产井中,采用中心管生产的6口井开发效果好的比例达到70%,而未采用中心管的7口生产井开发效果好的比例仅为30%。中心管技术改善底水油藏开发效果明显,在一定程度上扭转了被动的开发局面,获得了较好的经济效益,具有重大的借鉴意义。     

靖安油田张渠二区底水油藏堵水调剖工艺技术及应用

靖安油田张渠二区长2底水油藏经过20多年的开发,注入水沿砂体展布方向单向突进,大部分井已进入中高含水开发阶段,平面及剖面上的矛盾突出,开发效果变差。立足底水油藏地质规律及见水特征认识,在前期注水井堵水先导性试验基础上,进一步总结分析底水油藏弱凝胶堵剂体系调剖效果,针对单点调剖、大排量施工导致油井水线推进速度快致使油井含水上升过快、措施有效期短等突出矛盾,选择性地开展室内注入堵剂体系评价,优选沉淀型凝胶颗粒堵剂进行室内研究和矿场试验,采用连片、多段塞组合、连续交替注入工艺,并在施工过程中充分结合油井生产动态特征,在段塞设计和工艺参数上再次进行了优化,即增加二次封堵段塞、适当加大了无机堵剂用量和控制施工排量,能有效控制油井底水推近,提高水驱效率。通过近三年的矿场应用与适用性评价,形成了适合底水油藏特征的堵水调剖工艺技术,为保持区块的稳产起到了重要支撑作用。     

滚动开发模式在超深薄层复杂油藏中的应用——以塔河3区石炭系为例

塔河3区石炭系油藏为发育不等厚薄互层状构造-岩性复合油藏,具有埋藏深、单层厚度小、砂体多呈"条带"、"透镜状",含油砂体分布零散等地质特点,开发初期,由于井网密度小、井距大,很难一次完成整体开发方案的编制。为此,开展滚动迭代开发模式,通过多次迭代滚动进行数次油藏描述,直至油藏得到更为清楚的认识。首批部署4口评价不同井区的关键井,取得较好效果,在此基础上修改设计方案,对井位进行调整。先后进行三次迭代滚动开发部署,共部署9口井,均取得成功,证实了迭代滚动开发模式的有效性。实践表明,复杂油藏迭代滚动开发模式的成功率主要取决于约束井的数量,井越多,构造、储层的准确度也就越高。在经过前两次滚动部署后,第三次的部署井预测的构造和储层厚度与实际钻遇符合率达到90%。但是,由于复杂油藏储层横向变化大,在约束井较少的情况下,预测的储层边界准确度不高,因此油藏稀井网区和边界处的井位部署还需多方面认识研究。