海拉尔盆地潜山油藏裂缝成因及控制因素研究

本文针对海拉尔盆地苏德尔特油田潜山油藏裂缝分布规律差,注水开发难以受效的特点,参考国内外潜山油藏裂缝研究的成功经验,对裂缝成因及控制因素进行了研究,搞清了裂缝形成机理及控制因素,为潜山油藏注水开发提供基础,同时为类似油田裂缝研究提供借鉴.     

强1块低渗透油田整体压裂方案研究

辽河油田强1区块为低孔-中孔、低渗型油藏,为提高该区块单井产量和油田开发效果,在对储层物性等参数系统进行分析的基础上,结合现有注采井网,利用油藏数值模拟方法,研究了裂缝半长和裂缝导流能力对油井产量、累计产油量等的影响,优化了裂缝参数,为强1块高效开发提供了重要依据。     

历史拟合的几个技巧在裂缝型油田数值模拟中的应用——以新站油田大401区块为例

应用ECLIPSE数值模拟软件对低渗透裂缝型油田新站大401区块进行数值模拟研究。本文重点介绍了在裂缝型油藏历史拟合过程中所使用的一些技巧,并分析每种技巧所要解决的问题。     

周期注水在A油田注水调整中的应用

A油田是一个受断层、构造、岩性多种因素控制的复合型低渗透油藏,油层非均质性严重,裂缝较发育,渗吸作用明显。从1997年开始周期注水试验后,周期注水技术在A油田不断完善,应用规模逐年扩大,已经成为中高含水期油田开发的主要调整手段。通过实施周期注水,有效地控制了井区的含水上升速度,产量递减减缓。     

超前注水在A油田B区块取得的效果及认识

与同步注水相比,超前注水开发方式在合理补充地层能量、提高地层压力及保持油井较高生产能力等方面的优势更加明显。A油田是一个典型的低渗透裂缝性油田,为持续有效开发,选择B区块开展超前注水试验,通过开发效果分析,认为超前注水是提高低渗透油藏水驱开发效果的有效途径。     

L油田油层厚度对SAGD影响物理模拟实验研究

L油田D块A组厚层油藏SAGD试验取得了较好的效果,需要向中厚层、薄层油藏拓展。D块B组薄层油藏油层平均厚度12 m。是否能够采用SAGD技术提高薄层超稠油油藏采收率,对L油田减缓递减具有十分重要的意义。本项目紧密围绕D块油藏开发现状,依据相似原理设计建立了二维比例物理模型,开展了油层厚度对SAGD影响的物理模拟实验,认识了其SAGD的温度场发育特点、生产特征和驱油机理,并且得出了油层厚度是影响SAGD开发效果的主要因素。实验中D块B组12 m薄层油藏最终采出程度45%,D块A组40 m厚层油藏最终采出程度80.5%。本项目研究取得的成果将给薄层油藏SAGD先导试验开发方案设计提供技术支持,降低开发风险。     

青西油田窿6区块油井动态分析

依据青西油田窿6区块复杂裂缝性油藏的动态参数,结合开发过程中含水上升而产量递减加快规律,找出青西油田窿6区块高含水期调整的潜力所在,从而为青西油田的开发决策者当好参谋,确定开发调整的主攻方向,安排好战略部署。     

调整水平井固井工艺技术

实践证明水平井不仅可以成功地用于开采低渗透油藏、地层不整合油藏、裂缝性油藏及超薄油层,使油气产量大幅增加;而且能有效对老油气田再次进行勘探和开发,最大限度地把残余存油开采出来。A油田地质构造较为复杂,断层多,地层倾角大,地层压力层系错杂,低渗、多裂缝、薄油层油藏较多,地层富含盐膏层,漏失量大,固井难点多,固井效果难以提升。针对A油田特定区块较为复杂的地质构造,从固井工艺和完善水泥浆性能两方面进行了完善,旨在改善并提高A油区的固井质量。     

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。     

低渗裂缝型油藏改善开发效果研究

为了增强低渗裂缝型油藏开发决策的科学性和预见性,改善开发效果,提高开发经济效益,形成有针对性的开发程序,特以周青庄油田为例,开展低渗裂缝型油藏开发方式研究.应用动静态资料,建立了周青庄油田含油砂体的地质模型、裂缝方向、量化地下流体的分布及油藏潜力、对开发方式进行研究,并应用合理的增产措施,最大限度的增加油藏经济可采储量.     

缝网压裂技术在低渗透油藏应用效果浅析

低渗透油气藏在我国油气勘探开发中的地位日益重要,大庆外围低渗透油田A区块开发过程中暴露出注水压力高且上升速度快,注采井距过大,油水井难以建立有效驱替,油井受效差等矛盾,针对这些矛盾我们在A区块M井组进行缝网压裂试验,探索提高低渗透油藏单井产量的有效技术措施,以期为我国低渗透油田开发过程中挖潜增效提供参考。     

运用水平井技术提高黄沙坨油田采收率

黄沙坨油田为今年来辽河油田在外围滚动开发中取得效果较好的几个区块之一,其内部发育受岩性、构造双重因素控制的边、底水块状裂缝性油藏,开发初期产量较高,但从2004年起,进入到产量递减阶段。本文综合运用油藏地质学、油藏工程学等学科分析了该油田的油藏特征和目前存在的问题,结合国内外同类型油藏的开发实例,认为针对黄沙坨油田的特点,水平井技术能够改善其开发效果,提高采收率。     

深层低渗油藏合理井距论证及井网配置与优化

深层低渗透油藏由于埋藏深、物性差,随着地层能量的亏空开发效果进一步变差,依靠自然能量开采,采出程度较低。马厂油田马26断块属于深层低渗透油藏,本文针对该块开展了深层低渗油藏合理井距论证及井网配置与优化的研究,从井网密度、注采启动压力等方面研究最后选取合理井距;在此研究的基础上,从不同油藏类型、沉积相带和裂缝展布方向等进行井网的合理配置与优化,取得了较好的开发效果。     

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。     

静安堡油田静37-39块油藏特征评价

近年来辽河油田增储建产形势日益严峻,通过开展精细勘探和滚动勘探,按照老区周边找新块的思路,在静安堡油田周边开展了地质综合评价,研究表明:静37-39块主要含油目的层为沙三四段,构造形态为受三条断层遮挡的单斜构造,储层的沉积相为扇三角洲前缘,为中孔中渗储层,油藏类型为岩性构造油藏。通过对该区油藏特征的评价为后期探明储量研究及产能建设奠定了地质认识基础。     

裂缝型古潜山碳酸盐岩储层动态储量研究及应用

A油田埋藏深,储层结构复杂,发育裂缝及溶蚀孔隙及晶间孔。油田已暴露出部分油井累产油量超出静态认识的单井控制储量存在潜力问题。已有地震资料解释手段不能满足潜力区域储层进一步的认识。针对该问题采用油藏工程方法,利用已有生产井监测的动态资料,开展动态储量计算研究。得到结论是该油藏存在近80万方储量潜力,为油田增储稳产奠定较好基础。为类似油藏的挖潜研究提供借鉴经验。     

大芦湖低渗透油藏裂缝研究与应用

大芦湖油田为裂缝型低渗透油藏,人工、天然裂缝发育,裂缝分布规律研究是有效开发该类油藏的关键,本文通过应用多种方法进行了地应力、天然裂缝、人工裂缝的研究和预测,并将研究成果运用于数值模拟、开发调整中,运用后取得了好的成果。     

延长油田富指油区储层裂缝与井网系统关系及最优裂缝半长研究

裂缝性低渗透砂砾岩油藏普遍蕴藏于鄂尔多斯盆地三叠系储层中。裂缝的发育、形态以及分布情况已经成为制约油田有效开发的关键因素之一。在长期生产实践中,裂缝形态与井网系统的匹配关系以及油田生产后期水力压裂裂缝半长的定量化预测研究逐渐成为油藏开发不可或缺的部分。该文通过对裂缝进行数值模拟研究,确定了裂缝发育的三种形态所对应的三种最佳的井网形式并选择5种方案模拟裂缝,从而得出最佳的人工裂缝半长。     

A油田水淹层解释方法研究

A油田以裂缝性低渗透储层为主,地下条件复杂,储层物性差,对油藏水淹特征认识不够深入,给生产带来一定的困难,因此开展水淹层解释方法研究显得尤为重要。     

兴隆台油田G块油气藏类型研究

通过对兴隆台油田G块G1井产出的原油及天然气性质进行系统分析,采用经验统计方法及相态研究方法最终确定该块油气藏类型为带凝析气顶的油藏。通过该项研究为该区油藏评价、储量计算及油田开发提供一定参考。