王场油田潜三段北断块高含水期降压开采情况分析

王场油田潜三段北断块现处于高含水、高采出程度开发阶段,油水关系变得复杂。针对油藏产量递减和含水上升问题,根据油藏特性进行动态分析,采用降压开采策略,控水稳油,增产油量为2.4×104m2,减少水量为76.1×104m2,有利地提高了开发效果和经济效益。     

王场油田潜三段北断块提高采收率数值模拟

油藏数值模拟作为一种成熟的技术,已经广泛用于各个油田进行油田开发评价,用于衡量油田开发水平、预测投资效应、提高采收率和对比开发方案。为了加深对王场油田潜三段北断块油藏现状的认识,确定其剩余油分布规律,提高原油采收率,近年来对王场油田潜三段北断块油藏开展了数值模拟研究,为江汉油区的持续发展提供有利的技术支持。     

王场油田北断块精细地质研究实践与认识

王场油田北断块经过多年的开发,已进入中高含水的开发中后期,但是有进一步提高采收率的潜力。从进一步提高采收率的角度出发,开展了三个方面的精细地质研究:研究薄隔层展布规律、研究储层特征、精细描述剩余油分布。成果目前应用成效显著,最终达到了提高采收率的目的,对同类油藏持续稳产有一定的借鉴作用。     

马2断块油藏数值模拟及开发调整方案设计

马 2断块油藏开发历史长 ,已进入中高含水期 ,存在着水驱控制程度低 ,层间及层内矛盾突出 ,低渗透部位的剩余油难以开发等问题。为了有效控制产量递减和提高采收率 ,利用数值模拟技术对开发过程中存在的主要问题进行综合分析研究 ,对各种可行的开发调整方案进行预测和优选。研究表明 ,对马 2断块现有的开发状况进行调整是必要和有效的。在马 2断块油藏开发中后期 ,及时调整注采比及采油速度 ,不仅可以提高开发效果 ,而且能提高最终采收率 ,达到稳油控水的目的     

应用综合技术改善海26复杂断块开发效果

海26块为复杂断块油藏,采用注水方式开发。由于地质条件复杂,油藏长期处于低速开采状况。近几年来,在油藏精细描述的基础上,因地制宜采取点状注水、不规则面积注水等方式不断完善注采井网,利用三管分层注水、周期注水等注水方式不断提高水驱波及体积,利用层间接替、侧钻、堵水、防砂等配套技术手段不断提高储量动用程度,有效地改善了复杂断块开发水平。     

多层系断块油藏高含水期剩余油潜力综合评价

舍女寺油田女12-女20断块油藏受储层低渗、非均质性强和构造复杂等因素影响,断块剩余油分布复杂,油层动用程度不均和动用程度低是开发中存在主要问题。对于中高含水多层系非均质砂岩油藏,把单砂层合理井网密度评价和单砂层流动单元评价相结合进行单砂层注采井网适应性分析,再与油藏数值模拟技术相结合,优选EK21、EK22和EK23油组14个目标砂层,在断块东北部找到多个潜力目标区,据此编制了油藏剩余油可调整挖潜方案。完钻的14151调整井取得了较好的效果,油井平均日产大于15t,断块采油速度从0．38％提高到目前的0．82％,证实了该项技术的有效性。     

小断块油藏CO2单井吞吐强化采油可行性研究

受多断层切割的复杂断块油藏,所形成的众多小断块单元油藏井间连通性差、边界封闭、地层能量有限、开采中地层能量下降快、难以采用早期注水等方式大规模开采.而采用CO2吞吐强化采油方式对此类油藏可能是一种有效的方法.为此,针对复杂小断块低能量油藏单元的地质开发特征,在对油井目前地层流体进行相态分析基础上,通过CO2-油藏流体膨胀实验,确定CO2吞吐的驱替机理,再通过CO2吞吐长岩心驱替实验确定CO2吞吐增产原油的程度和时效性.然后建立了针对实际小断块单元油藏单井CO2吞吐的地质和数值模拟模型,在对注气前油井生产动态进行历史拟合基础上,对CO2吞吐强化采油过程中的工艺操作参数进行了敏感性分析,重点讨论注气时机和周期注入量对小断块单元油藏增产效果的影响,分析不同注气时机CO2吞吐前后近井地层原油饱和度和压力分布变化规律.从而得出适合于小断块单元油藏CO2单井吞吐强化采油的有效时机和最佳操作参数选择,为小断块单元油藏实施CO2吞吐强化采油可行性方案设计提供了系统的室内综合评价方法.     

油藏数值模拟技术在砾岩油藏中高含期调整中的应用——以克拉玛依油田八区克上组油藏为例

砾岩油藏的非均质性特征决定了砾岩油藏总体开发效果较差,尤其是油藏进入中高含水期后常常出现＂两快＂、＂两低＂现象,即含水上升快,产量递减快,注水利用率低,剖面动用程度低。剩余油分布认识不清,剩余储量难以调动,油藏开发后期挖潜调整难度较大。根据砾岩油藏中高含水期特点,对克拉玛依油田八区克上组油藏进行了油藏数值模拟研究,量化了剩余油分布,并对影响开发效果的关键因素进行了指标预测和优选,提出油藏合理开发方式及开采技术界限。根据数值模拟跟踪研究成果实施二次开发调整,新井初期产能及剩余油与数模剩余油研究及预测结果符合率达90%,表明油藏数值模拟技术在砾岩油藏中高含水期控制含水上升、提高采收率、制定高效科学合理开发政策等方面具有重要的应用价值。     

复杂断块油藏精细地质建模研究——以大65断块为例

针对大王北油田大65断块油藏构造复杂、非均质性强、不同断块开发效果差异大等特点,以地质、测井解释、岩心分析、钻井、地震解释等各方面资料为基础,首先按照点-面-体的建模步骤建立大65断块精细构造模型;通过界面约束法确定性建模方法建立砂体模型;在此基础上,以测井解释单井相数据为基准,采用确定性算法构建了沉积微相模型;并以相控随机建模技术为指导,建立了储层参数模型。大65断块复杂断块油藏精细三维地质模型的建立,实现构造和属性的空间定量表征,为准确评价储层性质及潜能提供了可靠依据,也为后期油藏开发方案的调整提供了地质依据。     

习家口油田中高粘度油藏盐水驱油提高采收率验证

高矿化度盐水比淡水驱油效率高,许多断块油田有高矿化度边底水存在,有条件利用天然水驱或边缘注水,充分发挥盐水驱油的优越性,提高油田水驱采收率。借鉴国内、外油田注高矿化度盐水提高采收率试验,根据油气田地质开发力学,分析习家口油田断块油藏地质基础和边水驱动开发特点,对比了五个中高粘度油藏盐水驱油采收率,表明已超过或将超过通用方法预测的最终采收率指标,作为盐水驱油提高采收率全过程的油田开发验证。结合一次采油和二次采油成果,建议开展习家口油田三次采油矿场试验,进一步提高最终采收率。     

下寺湾式岩性封闭裂缝油藏的建立

在下寺湾油田裂缝高产井泉5925-3和5915井延伸线上所布置的桦3井,采到含油的张性裂缝岩心,取得 丰富的油气地质信息。原油分析对比表明,相邻的两个裂缝高产井和相距较远的一个裂缝高产井,其原油都是 以低碳烃为主的特低凝原油,但与紧邻的正常产量井原油同源异性。这说明本区的裂缝高产井有着相同的成藏 地质过程,并且成片、成带、有规律分布,把这种油藏命名为下寺湾式岩性封闭裂缝油藏。研究这种油藏的形成 及分布规律,将为鄂尔多斯盆地油气勘探打开一个新的领域。     

新场上沙溪庙致密碎屑岩气田整体压裂开发方案设计研究

为了解决川西致密碎屑岩气田存在的生产动态复杂,储量难动用,采速低,见产慢,稳产条件差,提高综合开采效益困难等问题和难点,通过研究和现场试验,认为采用整体压裂改造开发技术可以获得较好的产能和经济开发效果,建立了气,水三维二相三重介质低渗致密裂缝性气藏整体压裂模拟模型,模型中首次全面考虑了低渗致密气藏低速非达西型渗流和高速非达西型渗流的影响,结合地应力研究,对新场上沙溪庙致密碎屑岩气田整体压裂开发方案进行了设计研究;为低渗致密气藏患体压裂改造方案的编制提供了思路和工具。     

启动压力影响低渗透油田产量递减规律机理研究

中高渗透油藏分析方法是否仍适合低渗透油藏尚需验证。针对此问题,在低速非达西渗流理论的基础上,研究低渗透油藏的产量规律,并给出相应的油田产量递减率与产量、生产时间的算式,以及低渗透油田产量递减率通式。     

启动压力对低渗透油藏无因次采油采液指数的影响及应用研究

建立考虑启动压力的低渗透数学模型,计算出无因次采油采液指数和含水率关系曲线,应用于实际区块中,分析其开发效果。结果表明:低渗透油藏考虑启动压力采液指数,甚至部分低渗透油藏在中高含水期(含水大于50%)具有一定的提液潜力。低渗透油藏无因次采液指数分为两类:第一类无因次采液指数随含水率的上升而递减,在含水率超过40%后变得平缓;第二类无因次采液指数随含水率的上升先减小而后又略有增大。     

底水油藏水平井合理位置的确定方法研究

底水油藏中水平井的合理位置是确保水平井高产稳产、延长无水采油期的关键所在。利用镜像反映及势函数的叠加原理，在获得底水油藏中任意一点的势函数后，得到了底水油藏中水平井底势差和水平井的产量方程，由此研究影响水平井产量、临界产量及见水时间的因素，通过研究获得了底水油藏中水平井的合理位置，为水平井开采底水油藏的优化设计提供了理论基础。     

边水驱油藏水平井合理位置的确定方法研究

顶底不渗透边水油藏中水平井的合理位置是确保水平井高产稳产、延长无水采油期的关键所在。利用镜像反映及势函数的叠加原理，在获得顶底不渗透边水油藏中任意一点的势函数后，得到了顶底不渗透边水油藏中水平井底势差和水平井的产量方程，由此研究影响水平井产量及见水时间的因素，通过研究获得了顶底不渗透边水油藏中水平井的合理位置，为水平井开采具有顶底不渗透边界的边水油藏的优化设计提供了理论基础。     

江汉油区盐间非砂岩储层敏感性研究和认识

江汉油区盐间非砂岩储层结构类型多,主要有孔隙型、孔隙-裂缝型和裂缝型;粘土矿物含量较高;这种储层主要是泥岩,含盐和白云石,裂缝发育,并且岩性变化大。决定盐间非砂岩储层敏感性相当复杂。本文结合多种室内分析资料和开发试验技术,对盐间非砂岩储层的敏感性进行了综合评价,指出各种敏感性对储层的影响程度和影响机理,为盐间非砂岩油层进行增产措施提供试验研究依据。     

强底水砂岩油藏大排量生产后期挖潜方式研究

针对海相砂岩FOURD油藏大排量生产,发现底水油藏开发过程中不同位置水驱孔隙体积倍数不同,而常规行标中测量的实验不足以表现高水驱倍数后的油藏渗流特征。高水驱实验结果表明,不同黏土含量岩心水驱倍数的半对数与驱油效率呈线性关系,底水油藏水驱波及系数缓慢增加。基于FOURD油藏实际资料,采用数值模拟技术表征了油藏时变特征;针对FOURD油藏南北动态不同、南区水淹程度高、波及程度难以提高的问题,提出了以提液方式再提升油藏驱油效率的方案,针对北区波及程度不高的区域提出了进行井网加密的后期挖潜方案。采用该极限挖潜策略后,根据数值模拟及实际矿场应用,波及系数提高了11.1%,标定采收率提高了4.5%。     

建南气田南飞三气藏水线推进情况及影响分析

建南气田南飞三气藏为弹性驱动的岩性一构造复合气藏,气层分布稳定,是以颗粒灰岩(鲕粒灰岩、砂屑灰岩等)为主的裂缝-孔隙型储层.通过对南飞三气藏各生产井产出水进行水分析,结合各产水井产水时间、产水快慢、产水量等生产动态情况及储层孔隙、裂缝的发育分布等静态情况,确定气藏地层水水线推进方向及目前水线大致推进位置,预测下步可能对...     

Arps递减方程在水驱油藏中的应用

Arps递减方程主要用于预测原油产量及确定可采储量。从系统控制角度出发,分析油藏系统各个开发阶段的不同特点,总结出Arps递减方程在人工水驱油藏中的使用条件。实例分析表明,只有遵循使用条件应用Arps递减方程计算的结果与其他方法的计算结果相近,与实际数据相比可信度较高。