低渗透油藏径向钻孔参数优化及应用

径向钻孔参数优化对完善井网适配、改善增产增注效果具有重要作用。基于稳态渗流理论、势的叠加原理等建立径向钻孔井产能计算模型,并以胜利油田现河油区低渗透油藏为例,分析了径向钻孔长度、钻孔个数对产能的影响。研究结果表明:径向钻孔能有效提高油(水)井的产油(注水)能力;随着钻孔长度(穿透比)的增加,产油(注水)能力的提高幅度越来越小;钻孔个数增加,产油(注水)能力增加,但当同一层中钻孔个数增加到6以上时,进一步增加钻孔个数对增产增注效果影响不明显。最后给出了同一层总钻孔个数应控制在6以内、钻孔长度应控制在100 m以内的径向钻孔矿场作业优化建议。     

低渗透砂砾岩油藏径向钻孔技术优化研究及应用

针对渤海湾盆地东营凹陷低渗透砂砾岩油藏储层物性差、非均质性强、井网适应性差,有效动用程度低的问题,采用径向钻孔技术优化研究,通过分析径向钻孔的适应性,纵向上对水淹程度低、动用差的储层实施径向钻孔,平面上变方向适配井网,避免地应力方向变化导致井网不匹配,变长度适配井距,减小注采井距,避开高水淹分布区,实现各方向均衡水驱等措施,形成一套径向钻孔适配井网优化技术。指导实施径向钻孔井7口,实施后单井产能均增加2倍以上,自然递减下降3%,储量动用程度提高20%,增产效果明显。研究认为低渗透非均质注水开发中后期通过径向钻孔均衡了平面水驱,改善纵向吸水状况,达到了适配井网的目的,具有良好的工业化应用前景。     

低渗透油藏径向钻孔技术极限井距及应用

依据渗流理论与油藏工程方法,推导了低渗透油藏一源一汇开发时油藏任意位置的压力梯度计算式,并在考虑启动压力梯度随流度变化的基础上,给出了技术极限井距隐式计算式,分析了原油黏度、渗透率及径向孔长对技术极限井距的影响规律。研究结果表明：径向钻孔可以明显增加技术极限井距,且随着钻孔长度的增加,技术极限井距增大;原油黏度越大,径向钻孔技术极限井距越小;渗透率越大,技术极限井距越大。将技术极限井距应用于胜利油田某低渗透油藏的径向钻孔作业,油井采油能力提高为原来的2.5倍,注水井注水能力提高为原来的1.75～30.00倍,取得了显著的效果,验证了极限井距计算方法的正确性与实用性。该研究对于注采系统实现有效驱替具有重要意义。     

低渗碳酸盐岩稠油油藏开发技术政策研究

叙利亚A油田Shiranish油藏属于中孔低渗孔隙型块状灰岩稠油油藏。渗透率低、油稠,存在边底水、局部裂缝发育。油田天然能量开发采收率低,单井产量低,整体动用程度低。为了提高油田的采收率和储量动用程度,开展了动态分析、数值模拟研究及现场先导试验,确定了该油田稠油区以蒸汽吞吐为主的开发方式,并且对热采参数、水平井段长度、井距等进行了优化计算。计算结果得出,水平井长度400m,注汽压力15MPa,注汽速度250m3/d,井底蒸汽干度0.3,焖井时间5d,注采周期6~12个月,开发井距加密至100m,可以有效地提高储量动用程度和采收率。     

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。     

断块油藏高部位剩余油径向钻孔产能预测

在当前低油价形势下,费用低、时间短、效率高的径向钻孔技术受到油田重视。针对断块油藏断裂系统复杂、类型多、高部位剩余油常规开发难度大且效果差的现状,提出利用径向钻孔技术来实现对断块油藏高部位剩余油的有效开采。根据镜像反映和势叠加原理,得到径向钻孔势的表达式和孔内流动方程,通过耦合得到径向钻孔产能预测模型,并对其准确性进行验证。结果表明:径向钻孔能够实现对断块油藏高部位剩余油的经济有效开采;新建模型计算产量与数值模拟产量的误差小于10%,说明所建产能公式可用于预测断块油藏径向钻孔的产能;径向钻孔长度越长,其增产效果越明显;垂向多分支开采效果随油层厚度的增加而变好;随着油层厚度的增加,采油指数不断减小,径向钻孔技术更适用于薄油层开采。     

数模技术在特低渗透油藏樊29块4砂组中的应用

利用多层二维二相模型，在充分进行历史拟合的基础上，搞清地下油水分布规律，对特低渗油藏开发中出现的问题做了详细的研究。通过研究，选择了樊２９块最佳开发方式为：转注两口井，提液到４５０ｔ／ｄ，采用波动注水，强度保持在５０％要比为０．９３－０．９７，注水周期为１５天左右。     

纯化油田薄互层低渗油藏径向水射流矿场实践

纯化油田薄互层低渗油藏处于中高含水开发阶段,由于层多、层薄、非均质性强,"注不进、采不出"的矛盾突出。径向水射流作为一项低成本技术在纯化油田薄互层低渗透油藏开发调整过程中得到较多应用。基于油水井所在区域的物性、动态、径向水射流等数据,研究了径向水射流在薄互层低渗油藏的适应性及开发效果的影响因素,建立了薄互层低渗油藏径向水射流适应性标准。实践表明:径向水射流和井网井距、层系相适配,改善了水驱开发效果,单井注入能力大幅度改善,但增油效果差异较大;径向水射流油水井存在明显的增产、增注有效期及均衡驱替有效期。     

非蒸汽热力开采低渗高凝稠油探讨

本文探讨了深层低渗高凝稠油应用非蒸汽法热力开采的工艺技术问题。从该类型原油特性出发,分析了几种热力法(同心管和空心杆热载体循环系统、恒定功率和自动调温的电缆伴热系统、集肤效应全程电伴热系统)的理论基础,以现场试验实例有力地说明了应用热力法开采该型原油的优越性;对3类5项热力法适应条件进行了对比,为今后大规模推广应用明确了方向。     

非蒸汽热力开采低渗高凝稠油探讨

本文探讨了深层低渗高凝稠油应用非蒸汽法热力开采的工艺技术问题。从该类型原油特性出发,分析了几种热力法(同心管和空心杆热载体循环系统、恒定功率和自动调温的电缆伴热系统、集肤效应全程电伴热系统)的理论基础,以现场试验实例有力地说明了应用热力法开采该型原油的优越性;对3类5项热力法适应条件进行了对比,为今后大规模推广应用明确了方向。     

低渗层重复压裂的油藏数值模拟研究

采用黑油模型，研究了在低渗地层的五点注采井网中，不同储集层渗透率和油井不同含水率下，重复压裂的裂缝穿透率和导流能力等对采油动态的影响。研究表明，重复压裂的效果在很大程度上取决于复有原有裂缝和地层的认识上，对具有一定可采储量地层重复压裂时，如果集集层的渗透性较差，应以增加裂缝的穿透率为主，若储集层的渗透性较好，则应主要增加裂缝的导流能力；无因次裂缝导流能力是影响复压生生产动态的一项实质性因素。     

大王北油田大52块低渗高凝油藏开发措施

大５２块是一个油层深且薄，低渗透，天然能量不足的油田，原油具有凝固点高和含蜡量高的特点，自１９９３年以来，为改善油藏的整体开发效果，先后采取水力泵深抽工艺，柱塞泵高压注水工艺，油藏整体压裂改造工艺和油藏监测技术。     

SN油田FA2断块低渗特低渗砂岩油藏早期开发研究

FA2断块是SN油田众多断块群中的一个低渗-特低渗型砂岩油藏,通过开发初期的整体优化设计,制定了合理的开发技术政策,实施一次性完善注采井网、注采同步的开发方针.对低渗透储层采用酸化、压裂等措施,实现了低品位储量的高速高效开发,为低渗-特低渗油藏的成功开发提供了新的思路.     

特低渗透砾岩油藏调整方式研究——以530井区下乌尔禾组油藏为例

克拉玛依油田530井区下乌尔禾组油藏为低孔、特低渗透、厚层块状砾岩、断层遮挡下的岩性油藏,平均渗透率0.348×10-3μm2。油藏开发暴露出的主要问题有:裂缝水窜与油井低压、低液同时存在,油井见效率低,采油速度低,开发效果平面差异大等。同时,油藏北部、东部、南部边部地质储量没有得到充分动用,油藏开发调整势在必行。根据地质、开发特征将油藏划分为3个小区,提出了分区、分层的初步加密调整思路,明确了调整的潜力,优化了调整开发的方式。     

稠油油藏注蒸汽开发后期转火驱技术

通过室内一维、三维物理模拟实验和油藏数值模拟,系统研究了稠油油藏注蒸汽后期转火驱开发的机理和相关油藏工程问题。研究表明:注蒸汽后期地层次生水体的存在会降低火驱燃烧带峰值温度、扩大热前缘波及范围,其干式注气过程同样具有湿式燃烧的机理,由次生水体造成的高含水饱和度对单位体积地层燃料沉积量、氧气消耗量等燃烧指标影响不大。三维物理模拟实验火驱最终采收率可以达到65%,火驱过程中有明显的气体超覆现象,油层最底部存在未发生燃烧的结焦带,但结焦带中大部分原油已被驱扫,剩余油饱和度低于20%。结合稠油油藏注蒸汽后期的储集层特征和现有井网条件,对火驱驱替模式、井网、井距和注气速度等进行了优化,并筛选了点火、举升、防腐等关键工艺技术。研究结果应用于新疆H1井区火驱矿场试验中,目前矿场试验初见成效。图10表4参20     

水平井技术在宝浪低孔低渗油藏开发中的应用

从水平井筛选标准,水平井产能及其影响,水平井渗流特点及压力分布等几个方面介绍了水平井开发技术特征。同时对宝浪油田宝北区块ш１层低孔渗油藏直井开发特点、实钻２口水平井采油井Ｈ２、Ｈ３的开采现状及初期开发规律等做了对比分析,并分别用数值模拟和经验公式及经济评价软件对水平井后期开发特征进行了预测和经济评价。此外,还针对Ｈ２、Ｈ３井在开发中存在的问题提出了详细的措施意见。     

特低渗透油藏油井压裂裂缝参数优化

油井压裂开发是目前提高特低渗透油藏开发效果的有效手段。为了充分发挥水力裂缝的作用,裂缝参数必须设计得合理。以某特低渗透油藏为例,采用矩形网格剖分与PEBI网格剖分相结合的方法模拟水力裂缝,在300 m反九点井网条件下,运用油藏数值模拟方法对裂缝方位、导流能力及裂缝穿透比进行了优化,并采用正交试验法分析了裂缝参数对特低渗透油藏开发动态的影响规律。结果表明:压裂裂缝方位应考虑井网形式与最大主应力方向;裂缝的导流能力和穿透比不是越大越好,而是存在一个最佳值;在文中特低渗透油藏条件下,裂缝方位是影响采出程度的主要参数,其余依次为裂缝的导流能力和穿透比;裂缝导流能力是影响含水率的主要参数,其余依次为裂缝的方位和穿透比。      

低渗非均质油藏数值模拟研究

为了更好地描述实际低渗非均质储层的启动压力梯度非均匀分布,建立了考虑启动压力梯度的二维二相渗流数学模型,并对比研究了低渗非均质储层启动压力梯度为常数和启动压力梯度非均匀分布时的数值模拟结果,结果表明两者的差异很大.因此,研究低渗储层渗流时,必须考虑启动压力梯度的非均匀分布对开发指标的影响.     

水平井开发薄层特稠油油藏的界限优化研究

胜利油田的稠油油藏具有埋藏深、油层薄、边水严重以及原油黏度高等特点。以草128块沙三段为例,通过数值模拟研究,提出利用水平井开发该类稠油油藏,并对水平井的开发方式、布井区厚度、水平井距边水的距离以及水平井的注采参数等进行了优化研究。实践证明,该研究界限是可行的,且已取得了较好的经济效益。