复杂断块油藏复合驱增油效果及其剩余油分布

针对复杂断块油藏层系多、断块尺寸小、层间非均质性严重以及笼统注水开发波及效果差等特点,采用现代油藏工程理论、仪器分析和物理模拟等方法,研究了复杂断块油藏水驱和复合驱开发效果以及剩余油分布及其影响因素.结果表明,储层平面非均质性、井网密度、油井类型以及布井方式等因素对复杂断块油藏水驱和复合驱开发效果和剩余油分布存在影响.对于平面非均质复杂断块油藏,水驱和复合驱后剩余油主要分布在远离主流线的两翼部位和注采关系不完善的边角区域,通过增加井网密度或采用水平井等技术措施可以改善复杂断块油藏水驱和复合驱开发效果,提高采收率可以达到10%左右.这些研究认识对复杂断块油藏高效开发具有重要参考价值.     

复杂断块油藏开采中后期剩余油分布规律研究

复杂断块油藏是现河与东辛油田的主要油藏类型，经过长期高速开发和多次调整，剩余油分布较为复杂。应用动静态综合分析法、沉积微相法和油藏数值模拟技术定性定量描述油藏剩余油分布，并分析了地质，油藏水驱油机理和开发等因素对剩余油分布的影响。研究成果应用于主力断块油藏综合调整挖潜，产量上升，综合含水下降，采收率提高4．2％。     

中高渗复杂断块油田提高水驱采收率技术

中高渗复杂断块油藏在中国陆上已开发油田中占有较大比例，目前开发水平不一，Ⅲ类开发水平油藏的比例较高，提高水驱采收率潜力较大。从开发初期调整完整注采井网、扩边增储、剩余汪研究有配套挖潜技术等方面，对中高渗复杂断块油田不同开发阶段提高水驱采收率做法和效果进行了总结与分析；针对剩余油分布形式及提高采收率潜力的分布，从地震技术、油表细描述技术、水平井钻井技术等方面，提出了中高渗复杂断块油田进一步提高水驱采收率的主导措施。     

王102断块剩余油分布规律及挖潜方式研究

复杂断块油藏剩余油在平面、层间、层内的分布异常复杂，本工作综合应用油藏动态综合分析法、小层沉积微相法、油藏数值模拟等方法，从剩余油控制因素分析入手，对王102断块剩余油分布进行了研究，得出剩余油主要分布在局部构造高部位、断层附近、井间滞流区；并针对高含水期剩余油分布特点，提出利用侧钻、打新井等多种工艺措施手段挖掘剩余油潜力。区块开发取得了较好的开发效果，采收率提高3．6％，增加可采储量21万吨。     

小规模剩余油富集区人工串接开发技术研究及应用

针对极复杂断块油藏断裂系统复杂,特高含水期剩余油富集区储量规模小、单独钻井不经济的开发难点,通过跨断块多靶点定向井、跨断块水平井、绕锥水平井等多类型复杂结构井,人工串接零散的小剩余油富集区,实现极复杂断块油藏效益开发,矿场应用取得良好的开发效果,为同类型断块油藏提高采收率提供新思路。     

提高复杂断块油田采收率

本文从中高渗复杂断块油田开发初期、调整完善注采井网、扩边增储、剩余油研究及配套挖潜技术等方面，对该断块油田不同开发阶段提高水驱采收率做法和效果进行了总结与分析。针对剩余油分布形式及提高采收率潜力的分布，从地震技术、油藏精细描述技术、井网优化技术、水平井钻井技术等方面，提出了中高渗复杂断块油田进一步提高水驱采收率的主导措施。     

文中油田高含水高采出后期开发研究分析

根据中原油田文中老三块这一典型复杂断块油藏的开发实例，以挖掘剩余油潜力为目的，提出不断细化构造研究、细分和重组开发层系、进行精细油藏描述等一系列做法，并总结了对提高复杂断块油藏采收率的应用效果。     

复杂断块油藏开采中后期剩余油分布规律研究

复杂断块油藏是现河与东辛油田的主要油藏类型,经过长期高速开发和多次调整,剩余油分布较为复杂。应用动静态综合分析法、沉积微相法和油藏数值模拟技术定性定量描述油藏剩余油分布,并分析了地质,油藏水驱油机理和开发等因素对剩余油分布的影响。研究成果应用于主力断块油藏综合调整挖潜,产量上升,综合含水下降,采收率提高4.2%。     

水平井技术在边底水油藏中的应用

广华油田广一区潜33油组油藏为典型的边底水油藏,地层能量充足,在利用直井井网开采了30多年后,主力层已基本水淹。由于直井开发水锥现象严重,开发状况不断恶化,导致采收率低,大量剩余油滞留地下无法采出。针对该油藏地质特点和开发状况,利用水平井技术进行剩余油挖潜,不但明显提高了采油速度,改善了开发状况,而且采收率由52.3%提高到55.4%,提高了3.1个百分点,取得了较好的开发效果,为同类型油藏的高效开发提供了经验和借鉴。     

复杂断块砂岩油藏提高水驱采收率技术研究

结合中原油田复杂断块砂岩油藏开发实践,重点研究了复杂断块油藏的基本地质特征、采收率评价、剩余油分布研究、提高水驱采收率技术及技术经济界限等.探索出了一套复杂断块砂岩油藏提高水驱采收率的研究思路、方法和配套挖潜技术.对同类型油田中高含水期提高水驱采收率,实现高效开发具有一定的借鉴和指导意义.     

复杂岩性多底水断块油藏合理开发方式研究

研究了复杂岩性和多套油水系统、断块油藏的合理开发问题。以实际油藏为例，通过各油井开发差异对比分析、不同油水系统动用差异分析，找出影响开发效果的因素。研究认为，对于复杂岩性多底水小断块油气藏，制定合理的油井工作制度，采用适当的采油速度，依靠底水天然能量，采取一套井网同样可以取得较好的开发效果。同时，老井侧钻既能挖掘井间及高部位剩余油，完善井网，又能有效控制底水锥进，是复杂底水小断块油藏经济高效开发的措施方法。该研究对于多油水系统、多岩性油藏合理开发方案制订及提高其开发效果具有重要意义。     

深层稠油油藏水锥机理及HDCS实验研究

深层普通稠油油藏桩斜139块由于受储层埋藏深、井斜位移大、边底水活跃等客观因素影响,开发过程中底水水锥严重导致含水居高不下。在区块前期精细地质研究的基础上,深入底水稠油油藏水锥机理研究,建立水平井热采概念模型,在室内实验和数值模拟的基础上开展HDCS开发先导试验研究。研究表明,底水稠油油藏桩斜139块在采油速度低、高含水情况下,后期进行HDCS调整可以有效控制底水锥进,改善井间及纵向上储量动用程度,提高采收率。     

注氮气控制稠油油藏底水水锥技术

针对单家寺稠油油藏主力油层水淹严重,热采油汽比接近蒸汽吞吐经济极限的现状,对注氮气控制底水锥进及热氮混注提高热采采收率技术进行了有益探索。矿场试验结果表明,该技术有效地抑制底水锥进和蒸汽超覆,改善了吞吐井生产效果,成为“十五”期间巨厚块状底水稠油油藏多周期吞吐后控制底水锥进、提高热采采收率的有效手段之一。     

水平井开采底水油藏水脊脊进规律的物理模拟

采用现代电子摄像监视技术和流动测试手段，建立水平井二维物理模拟系统，观察水平井开采底水油藏时水脊脊进过程，研究水脊形成与发展机理、见水时间和采收率的变化规律。水平段长度较小时，较短时间内就形成了水脊，水脊的两翼比较陡，油水界面变形较大。水平段长度较长时，水脊形成时间推迟，两翼逐渐变缓且对称分布。随着水平段长度增加，水平井生产时见水时间推迟，无水采收率和最终采收率增加。水平段长度相同时，随实验压差增大，底水脊进形成水脊时间提前，水脊的发展速度加快，水平井见水时间提前，水脊两翼界面变陡，无水采收率和最终采收率减小。图8参14     

苏北溱潼凹陷底水油藏开发的几个动态问题

溪南庄油田是苏北溱潼凹陷典型的底水驱动油田。文章以溪南庄油田为例 ,开展了底水油藏开采过程中的临界产量、底水锥进、油水界面移动和剩余油分布的动态研究 ,提出了底水驱油藏下步开采的建议。实践表明 ,这些研究对于科学开发溱潼凹陷底水驱动油田和国内同类油田具有参考和借鉴作用。     

带油环底水凝析气藏开发方式优化及均衡开采对策——以东海盆地西湖坳陷CX北区块为例

东海盆地西湖坳陷CX北区块H3b、H3c油气藏为海上带油环底水凝析气藏,采用油气同采且初期优先采油的开发方式共设计了4口水平井,水平段位于油气界面以下的油环上部。为了尽快回收投资,该气藏在开发初期采用较高速度开采,油气井生产动态开始出现产量递减加快、气油比快速上升、含水率快速上升等现象,表明气顶和油环开采出现不均衡状态,而且位于油环下部的井已开始出现底水锥进。为此,基于该区块油气藏地层油气流体相态特征,同时结合油气井生产动态特征,分析反凝析、气顶气下窜、底水上升锥进等因素对该油气藏开发动态的影响,进而提出对策:(1)利用气顶气和油环油溶解气的弹性能量以及边底水天然水驱方式来开采油气藏,并合理控制采油采气速度,尽可能地实现油气藏的均衡开采;(2)由于过早打破了油气井的均衡开采状态,导致了气顶气过早下窜和边底水过早侵入,需要通过实时调整采油气速度来平衡开采状态,从而使得油气藏气油比和含水率得到有效控制。实施结果表明:上述对策的成功应用,确保了凝析气藏进入了稳定均衡的开发状态。     

底水油藏水平井分段开采研究与设计——以大港油田庄海8馆陶组为例

目前国内绝大多数底水油藏采出程度较低,开发效果不理想,如何进一步提高该类油藏的采收率,是油藏工程技术人员不断的追求与奋斗的目标。以大港埕海油田庄海8馆陶组底水油藏为例,通过对经验与教训的分析,开展了非均质底水油藏中不规则井身轨迹的水平段压降、流量等沿程分布规律的研究,定量描述底水油藏水平井水平段内部流量及压力的分布,明确底水锥进规律。以此为基础进行水平井优化设计,结合储层分布、水平井完钻轨迹、油藏波及动用范围,提出水平井防砂完井分段采油技术方式,实现长水平段内生产压差有效控制,实现了水平段内均衡的采油。理论与实际生产证明,水平井分段开采是不分段开采产量的2倍以上。底水油藏水平井分段开采技术的研究与试验,起到了控水增油的效果,为国内外此类油藏水平井改善开发效果探索了新的途径。     

特高含水期厚油层层内剩余油研究方法——以济阳坳陷史南油田梁11断块为例

高含水期厚油层层内剩余油的分布异常复杂。针对史南油田梁11断块沙二段8油组2层反韵律厚油层非均质性严重的特点,细分层内沉积微相,划分均质段,建立厚油层层内三维静态模型,对单砂体进行了多层段的数值模拟,搞清层内建筑结构及剩余油分布,利用侧钻水平井、侧钻井、补孔改层、完善注采井网、间歇注水等措施挖掘厚油层剩余油潜力,提高了油藏采收率,实现区块控水稳油的目标。     

砂岩底水油藏水平井合理配产影响因素研究——以哈得逊东河砂岩油藏为例

为了有效抑制哈得逊东河砂岩油藏外围底水锥进和产量递减、提高原油采收率,利用油藏数值模拟技术分析了油水粘度比、油水密度差、油层厚度、油层中夹层的发育程度及位置、水平井井轨迹及射孔段位置、水平井水平段长度等因素对该油藏外围水平井合理配产的影响。研究表明,影响该油藏外围水平井合理配产的主要因素是水平井避水高度、夹层发育程度及位置和油水粘度比,并提出了该油藏外围单井合理配产的对策。     

基于储层物性时变的稠油底水油藏高含水期精细挖潜技术

现有稠油底水油藏水锥变化计算公式均未考虑由于长期大液量冲刷引起的储层物性变化,导致计算出的水驱波及体积偏大。为了准确描述高含水阶段水锥和水脊的变化规律及剩余油分布,考虑了长期大液量冲刷下储层物性的变化,运用等值渗流阻力法对波及区内外储层渗透率进行了等效表征,建立了考虑物性时变的稠油底水油藏水锥、水脊变化数学模型。分析可知,储层物性时变对水锥的影响十分显著,相同水锥宽度下,考虑物性时变的数学模型计算的波及高度较不考虑该因素的现有公式的计算值要小46.3%。将考虑物性时变的数学模型的计算结果与邻井测井解释结果对比,相对误差仅5.3%。根据渤海Q油田现有井距条件下利用考虑物性时变的稠油底水油藏水锥、水脊的接触关系,总结出了该油田3种井间剩余油分布模式,并针对不同模式给出了相应的挖潜措施。矿场先导试验证实了基于储层物性时变的稠油底水油藏高含水期精细挖潜技术的可靠性、有效性,为稠油底水油藏高含水阶段挖潜剩余油提供了技术支持。