元48长4+5油藏加密调整效果分析

姬塬油田元48区主力含油层系为长4+52层,针对油藏开发存在的问题,对元48长4+5油藏东部矩形井网区,在原有矩形形反五点井网基础上,在近南北向水井之间加密,使井网成为菱形反九点。重点开展井网加密和水淹侧钻提升油藏开发水平,建立有效压力驱替系统,降低自然递减,提高采油速度。     

九点注采井网加密前后流场变化研究

油藏进入高含水期后，采用加密调整井网提高原油采收率，井网调整后注采井间的流场会发生改变，流体流动规律变得更加复杂。以反九点井网为研究对象，根据实际油藏井网调整模式，采用三维大尺寸物理模型研究反九点井网加密前后的流场变化和剩余油分布特征。结果表明：加密前各注采井间流场分布差异较大，受井间物性差异影响，主流线并不完全沿生产井方向分布，边井区域流线分布比角井密集，井网加密调整后，流场分布较为规整，但高渗透带转注井流线较为密集，水驱效率较高，低渗区转注井驱替效率较低。对于具有井间物性结构差的非均质模型，驱油效率受渗透率的影响。加密前渗透率越好的区域驱油效率越高，驱油效率增长率也越大；排状加密后，在一定渗透率范围内，由于水窜的影响渗透率越好的区域驱油效率反而越差。同时，加密后物性越好的区域，其水驱受效越快，并且物性差的区域受效良好。     

南梁西特低渗透油田井网适应性评价

南梁西区区域地质构造简单,主应力方向明确。本文主要从采油强度与采油速度、水驱控制程度、开发效果等三个方面,对目前该区菱形反九点井网和矩形井网两种井网进行对比评价,认为南梁西区矩形井网适应性较好,菱形反九点井网调整灵活。     

乌5井区克下组特低渗油藏井网调整研究与实践

乌5井区克下组油藏为低孔、特低渗油藏,受构造、沉积微相、注采井网及注采强度因素影响,不同区域开发效果差异较大,主力产油区生产形势恶化。通过井网适应性分析及数值模拟研究表明,对于见水方向平行于主断裂走向的反九点菱形井网调整为五点法注采井网可取得较好的开发效果,采收率可从20.0%提高至23.1%;而油藏中部不规则反九点井网区域则采用加密调整的方式适宜,采收率可从18.0%提高至20.7%。     

低渗透油田合理注采井网研究

由于裂缝的存在,低渗透油田开发的合理注采井网的研究就变得至关重要。介绍了低渗透油田开发井网的几种主要形式即三角形反七点、正方形反九点、菱形反九点和矩形五点井网。对低渗透油田开发的合理井网进行了认真分析,指出低渗透油田开发的合理井网应该是开发初期采用菱形反九点井网,中后期再调整为矩形五点井网。在此基础上,提出了低渗透油田开发合理井网部署的几点原则。并对合理的井、排距与井网密度做了认真探讨。     

低渗透油藏合理井网型式与油砂体适应性研究

本文根据大量低渗透油田的开发调整经验，研究认为井网不适应性因素是造成低渗透油田注水开发矛盾的最主要原因，适合低渗透油藏开发的最优井网型式是矩行五点井网系统。在低渗透油藏开发时，初始井网采用长轴平行裂缝方向的菱形反九点井网，在中后期逐步转化为线状面积注水，这样既然满足油砂体的开发要求，又能满足区块的开发要求，可最大限度的提高低渗透油藏的采收率。     

低渗透油藏合理井网系统的研究

低渗透油藏受特殊的成藏条件、沉积环境影响,具有孔隙结构复杂、孔喉半径细小,油藏渗透率低,一般小于50×10-3μm2;储层非均质严重,平面渗透率级差最高达几百个数量级;驱替压力大、存在一定的启动压力;天然裂缝发育且存在人工裂缝等特点;因此,在不同渗透率级差下,如何建立起有效的驱替半径建立合理、经济的井网井距,对提高低渗油藏水驱油效率及采收率,提高低渗透油藏的开发水平具有十分重要的意义.以低渗透油藏唐157井区为例进行研究,建立了合适的井网井距.     

不规则注采井网均衡驱替液量研究

针对井距、井网固定的非均质油藏平面水驱不均衡的问题,为实现均衡驱替、提高平面波及系数,以不规则反七点井网为例,按照渗流力学理论计算了油井均衡驱替液量。在柳28-1断块的水驱开发过程中,利用示踪剂证实了均衡驱替液量的有效性。     

陇东长8特低渗透油藏转排状井网水驱规律研究

西峰油田白马南长8特低渗透油藏采用菱形反九点井网注水开发过程中,主向油井表现出见效快,含水上升快,甚至暴性水淹,而侧向井见效差,地层压力低、油井产液能力低。为此,通过对反九点井网转线状注水渗流特点认识,确定转线状注水的合理调整时机,为低渗透油田井网调整提供依据。     

商河油田低渗透油藏矢量井网转换研究

针对商河油田低渗透油藏开发过程中普遍存在的问题及剩余油分布特点,选取商13-4断块为研究对象,通过对该块油藏特征、剩余油分布特征的研究,进行了层系细分和矢量井网转换调整。采用了油水井排列方向与地应力方向平行的反九点注采井网,适时根据地层能量情况将反九点井网转换为排状注水井网,实现剩余油平面、层间均衡动用。通过矢量井网转换,区块水驱储量控制程度大幅提高,产量稳步提升、采收率增加,取得了较好的开发效果。     

水驱开发油田的井网布局

注水开发油田的井网布局是否合理直接关系到水驱开发的效果好坏,由早先的菱形反九点井网到线性井网的发展,在很大程度上提升了注水系统的工作效率,达到了设计要求的生产量。通过钻探加密,改善了井网的布局结构,达到了油田开发的经济性要求。本文在介绍菱形反九点井网注水模式的基础上,分析了水驱开发油田的井网布局,主要有:注水井网的布局及调整措施、井网密度的确定、井网与油田采收率的关系,希望可以为相关人员提供研究和交流的借鉴。     

王盘山特低渗透砂岩油藏井网系统研究

王盘山定43110井区长8储层属于典型的鄂尔多斯盆地特低渗透砂岩油藏,储层内部存在着天然裂缝和人工裂缝。针对王盘山目前注水井网为矩形井网,且有裂缝的存在,使得注水开发中,油井见水早、易被水淹,最终开发效果差等问题,本文运用数值模拟方法,通过经济评价分析,并结合现场经验,研究了适合该井区裂缝性特低渗透砂岩油藏合理开发的井网系统。最终,推荐王盘山定43110井区最佳的井网形式为:菱形反九点法,注水井排方向为北东75°,井网排距为150 m,井距为480 m,井网密度为14.7口/km2。     

多层油藏五点井网注水开发指标研究

考虑多层油藏五点井网注水开发的特点,基于流管法和变截面Buckley-Leverett非活塞驱油理论,推导并建立了一套多层油藏五点井网注采指标计算方法,该方法根据渗流阻力确定注水劈分系数,利用非活塞水驱油理论预测各层的开发动态,能够定量的分析各层注采指标和水驱波及状况。实例分析表明,渗透率高的层吸水产液能力远大于渗透率小的层,随着渗透率高的层注入水快速突破,渗流阻力越来越小,逐渐形成高速渗透通道,而渗透率低的层越来越难动用,甚至在综合含水大于98%时,渗透率低的层仍未见水,即纵向驱替越来越不均衡,层间矛盾越来越突出。该方法真实准确的反映了多层油藏五点井网注水开发的生产特征,可用于指导油田进行细分层系、分层注水和调剖堵水等调整措施。     

环江油田长8水井酸压增注工艺技术探讨

三叠系长8为环江油田2009-2010年主力建产区块。主要开采层位长81,井网形式为480×130菱形反九点,油藏埋深2680-2720m,平均砂层厚度22.2m,平均油层厚度16.2m,岩心分析孔隙度10.8%,渗透率0.69×10-3μm2。原始驱动类型为弹性溶解气驱,属超低渗岩性油藏,地层水矿化度39.84g/L,水型为CaCl2水型。     

合水油田庄9长8油藏见效见水特征分析

合水油田庄9区随着开发时间延长,受储层非均质性及多层位多井网开发等因素影响,平面、剖面矛盾日益突出,稳产难度变大。本文结合储层物性、裂缝展布、开发井网、渗流规律、注水政策等因素分析油藏各单元见效见水特征。认为见效类型动态曲线特征主要表现为四类,见效主要位于矩形井网、菱形反九点区,见水原因主要表现为4类,为下步低产井治理提供了依据。     

稠油油藏蒸汽吞吐后转驱方式研究

从C油藏的地质因素出发探讨该稠油油藏经过若干轮次蒸汽吞吐后,最适宜的转驱方式,通过数值模拟的方法,比较蒸汽吞吐后转接的不同温度的热水驱、蒸汽驱与常规水驱的开发效果,对比得出了320℃的蒸汽驱为最佳转驱方式。利用油藏工程论证及数值模拟法,确立了该区块最佳井网形式为反九点法井网,井距90 m,最优注采参数为:注汽速度50 t/d,采注比1.2,井底蒸汽干度0.5。     

非均质性稠油油藏直井井网蒸汽驱数值模拟研究

本文针对河流相沉积稠油油藏非均质性强、注蒸汽开发易产生热通道、驱替效果差的问题,在系统分析该类油藏地质特征基础上,利用数值模拟手段研究了平面和纵向不同非均质条件下,直井井距和布井方向矢量井网因素对开发效果的影响敏感性。研究结果表明直井井网考虑平面非均质的情况下,当井网位于渗透率变化不明显的区域,相同井距不同的渗透率条件下对开发效果的影响不明显,井距大于141m后单储净采油量增幅明显变小,井网跨不同的渗透率带时不同渗透率级差(1.4~3.0)存在最佳的井距比值,二者成指数关系;直井井网考虑纵向非均质的情况下,渗透率级差越大采收率越低,当渗透率级差渗透率极差从1到10,采出程度下降10%左右,二者成乘幂关系。研究成果对稠油油藏蒸汽驱的矢量开发方案优化可提供一定理论依据。     

特稠油油藏吞吐后转蒸汽驱方案研究

以河南井楼油田某试验井区为例,通过实际生产资料分析及油藏数值模拟,研究了井楼油田LZ27井区蒸汽吞吐转蒸汽驱条件及转驱方案。研究表明,试验区吞吐后转蒸汽驱最佳井网为目前井距、反九点井网,合理转驱时机为吞吐5个周期后转驱。通过蒸汽吞吐转蒸汽驱方案优化设计,优选出最佳方案为试验区部分井继续吞吐5个周期后再转入汽驱,发生汽窜后对注汽井采用间歇汽驱方式。后期现场试验取得了较好效果,对整个井楼油田蒸汽吞吐转驱上产及相似油田改善热采效果具有重要的借鉴和指导意义。     

龙虎泡低渗透油田开发技术方法研究

首先对油田天然能量的利用界限及转入注水时机,注水开发地层压力保持水平进行了论证。其次根据储层流体的流动能力确定了有效驱动井距,并结合油藏砂体规模预测了不同井距、井网下的水驱控制程度。在现场实践中实施了两种井网,反九点法井网和五点法井网,解剖了两个区块的开发特点,相同采出程度,五点法井网油井含水高,两个区块的产液强度接近。现场实践表明:龙虎泡低渗透油田在开发中应采用反九点法注采井网,地层压力保持在原始压力与饱和压力之间,水驱最终采收率最高。     

耿271区长油藏见水方向分析及治理措施

耿271区长*油藏2010~2011年规模建产,采用菱形反九点井网开发,受储层裂缝发育及储层非均质性的影响,2013年下半年开始,油藏单井点见水的现象不断出现,综合含水上升速度日益加快,长期稳产难度较大。本文根据耿271区长*油藏储层发育特点,重点分析该区见水方向及见水单井分布规律,结合前期开发技术政策,为下步油井见水的预防和治理提供依据。