低渗透砂岩油藏注采井网的调整

对于裂缝不发育的油田,应根据储层发育状况,选择合理的井网调整方式.正方形反九点法面积注水井网具有调整灵活的特点,可调整为五点法面积、横向线状行列、纵向线状行列和九点法注水方式.从不同井网波及系数来看,相同流度比条件下,五点法井网水驱波及面积及水驱控制程度最高.低渗透油田初期采用较高的油水井数比,压力保持水平往往较低.预测结果表明,转注越晚,压力恢复时间越长,开发效果越差.因此,在注采井网不能满足开发需要后,调整越早,越有利于提高油田开发效果.     

新站油田井网加密调整方案的数值模拟

新站油田属于低渗透裂缝性油藏,部分油井因受天然裂缝影响高含水关井。为充分挖掘剩余油,应用CMG软件开展了数值模拟研究。在精细历史拟合的基础上,主要分析了剩余油分布特征和形成的原因,以挖掘剩余油为目标,设计了5种井网加密和注水方式调整方案,分别预测了各方案的开发指标,对比了不同方案的开发效果。结合油田实际,确定了合理的井网加密调整方案为:原井网注水井排加密注水井,新老水井交替周期注水。     

大庆外围低渗透油藏注水开发调整技术研究

依据大庆外围已开发扶杨油层油藏的地质特征和注水开发动态特点,研究了低渗透储层有效驱动体系、裂缝基质系统渗流特征、裂缝储层水驱油特点、裂缝储层渗吸法采油机理。应用矿场资料求取启动压力梯度,建立了有效驱动模型。在此基础上,以提高扶杨裂缝性油层有效动用为核心,进行了线状注水方式和井网加密调整的研究。将这些技术用于大庆外围扶杨油层的注水开发调整,提高和改善了外围油田的开发效果。     

特低渗透油田裂缝发育区剩余油分布及调整技术

安塞油田为特低渗透油田,局部裂缝较发育,注水开发后部分油井含水上升快,而周围存在较大范围的低产低效井,降低了注水波及系数,影响油田开发效果。通过研究裂缝发育区水驱油特征并认识其剩余油分布规律,提出挖潜裂缝发育区（ 块） 剩余油的调整技术。现场应用结果表明,该技术能有效地改善油田开发效果。研究过程中,应用微观砂岩模型观察双重孔隙介质模型的水驱油方式,结合裂缝发育区典型井组动态反映、沿裂缝注水试验及检查井的结果,确定安塞油田裂缝发育区水驱油方式主要为裂缝部分基质孔隙驱油,其结果是剩余油大量分布在裂缝侧向,并且主要受油层物性、裂缝发育程度及井网部署方式的控制。提出与裂缝垂直距离约１２０ｍ 加密调整是安塞油田裂缝发育区目前有效的调整方向。图１ 表２ 参１（ 熊维亮摘）     

朝阳沟裂缝性低渗透油田井网适应性研究

通过对比分析朝阳沟裂缝性低渗透油藏与裂缝主方向分别成11.5°和22.5°的两种不同井网的开发效果,表明与裂缝成11.5°的井网与裂缝匹配性较差,开发效果相对较差。并从油藏的水驱控制程度、压力传导情况、采收率及经济效益等方面研究评价了朝1.55区井网的适应性,为指导油田的加密调整,在技术和经济两方面综合评价确定了合理的井距和井网密度,并针对朝1-55区的地质特征,提出了井网和注水方式调整办法,在朝55区块实施后,取得了较好的现场试验效果。     

新站油田注采井网加密调整数值模拟研究

根据井点信息，结合数字化沉积相研究成果，建立了新站油田相控地质模型。应用CMG软件开展了数值模拟研究，主要开发指标历史拟合精度在5％以内，较好地适应新站低渗透裂缝性油藏。在此基础上，分析了剩余油分布特征和剩余油形成的主要原因，以挖掘剩余油为目标，设计了不同的井网加密和注水方式调整方案，分别预测了各方案的开发指标，对比了不同方案的开发效果，结合油田实际，确定了合理的井网加密调整方案为：原井网注水井排加密注水井，新老水井交替周期注水。     

应用排状注水技术改善低渗透裂缝性油藏水驱效果

低渗透裂缝性油藏,受裂缝发育及储层物性影响,注入水沿裂缝突进,水驱有效率低,以靖安油田某油藏为例,阐述了裂缝对油田注水开发的影响,探讨了排状注水采油机理,并从油井见效情况、井组递减、含水上升率及油田水驱状况等方面进行了适应性分析和效果评价,研究结果对同类型油藏开发后期井网调整具有借鉴意义。     

华庆油田白153区低渗透长6油藏井网适应性研究

华庆油田白153区长6油藏采用菱形反九点井网(480m×130m)进行注水开发,针对该区目前生产存在的诸多问题(如:单井产能低,地层压力保持水平低,水驱效果不明显,注水利用率低等),分别从井网形式、井网水驱储量控制和动用程度、裂缝与井网适配性、压力保持水平、见效见水程度、采油速度、采收率、井网密度等方面对白153区长6油藏进行了井网适应性评价。研究表明,白153区菱形反九点井网适应性差,是造成开发效果差的根本原因,该井网与目前实际生产开发已不相适应。提出了部署加密井、缩小注采井距、局部注水方式改为线状注水方式、局部水淹油井转注等改善开发效果的措施及建议。     

裂缝性低渗透砂岩油田井网调整实践与认识

吉林油区已开发裂缝性低渗透砂岩油田较多,如扶余、新立、木头、新民、乾安等。以扶余油田为例,对扶余油田调整历程、调整目的、意义及调整效果进行了分析,提出了适合适合于该类油藏特点的注采方法。研究认为,一是油田开发初期注采访菜用反九点法面积注水,开发后期调整为线状注水方式;二是井排方向与裂缝走向平行;三是“重心位置”布井方式对低渗透油田开发后期是较为适合的井网调整方式。     

低渗透砂岩油藏注采井网调整对策研究

低渗透油藏注水开发后,注采井网难以满足后续开发需求。应用油藏工程和数值模拟预测等方法,对低渗透油藏合理油水井数比、注采井网调整方式、调整时机以及调整后新、老井合理注水调整方法进行系统研究,形成了低渗透油田井网调整技术。考虑低渗透储集层的渗流特性、启动压力梯度导致油水井地层压力的差异,推导了适应低渗透油藏的油水井数比计算公式。根据储层裂缝发育状况以及剩余油分布特征,选择水驱面积波及系数较高的井网进行调整。敖南油田合理的调整方式是将裂缝不发育井区反九点法井网调整为五点法井网,裂缝发育井区转线性注水。对不同调整时机下的开发效果预测表明,调整越早,效果越好。井网调整后要适当控制老井注水,加强新井注水,使地层压力分布更加合理。研究结果表明,利用上述调整对策对低渗透油藏实施注采井网调整是可行的,可以为低渗透油田井网调整提供新的技术支持。      

砂砾岩潜山边底水复合油藏见水特征分析

渤海X油田由古近系东二段底部的孔隙型砂砾岩储层和太古界潜山基岩储层构成。潜山储层特征非常复杂,下部底水能量活跃,储集空间类型有孔隙、溶洞、裂缝三种。采用水油比导数图版判别法、见水特征无因次判别法、数值模拟法综合分析了油田水平井见水特征。油井见水特征为潜山裂缝沟通底水快速锥进,且含水率随潜山裂缝储量的增加而减小,拟合敏感性分析结果表明X油田潜山裂缝储量较小。油井压力波及至潜山后,潜山裂缝储量快速采出,并沟通底水,引起含水快速上升。对于这类裂缝性底水油藏,生产压差应控制在0.5MPa以内,油井高含水后适当关井压锥可以取到较好的效果。研究成果对于类似油藏合理开发具有一定的指导意义。     

浅析裂缝对潜山油藏油水分布的控制作用——以海拉尔盆地苏德尔特油田布达特群潜山油藏为例

以海拉尔盆地苏德尔特油田布达特群潜山油藏为例,通过裂缝平面分布特征、裂缝孔渗特征、开发井初期产能等方面分析,对苏德尔特潜山油藏裂缝发育特征与油水分布关系进行分析。结果表明,裂缝发育程度与潜山油藏储层含油性具有正相关性,裂缝的发育程度控制原油在圈闭内的运移与聚集,裂缝性储层纵向发育的非均质性决定了同一断块内不同井区油水界面的差异分布,裂缝在空间的不连通性造成断块内孤立分布的裂缝性储层发育区保存原有的地层水状态。分析裂缝对苏德尔特油田布达特群潜山油藏油水分布的作用,对于类似地质条件基岩潜山油藏评价及开发优化具有一定的借鉴作用。     

小洼地区古潜山裂缝特征及油气成藏模式

辽河盆地中部小洼地区古潜山裂缝系统主要由中生代台安-大洼断层左行走滑活动形成,新生代强烈伸展对裂缝产生叠加改造作用,改善了裂缝储集性能。岩心薄片鉴定表明古潜山岩性主要为混合花岗岩,潜山裂缝发育较规则、连通性较好、开度大,裂缝倾角多在60°~85°,以高角度缝为主,油气显示良好。油气成藏研究表明,小洼古潜山靠近生油洼陷,油气供给充足,存在断层运移、顶部不整合面运移、内部裂缝运移等多种油气运移通道及多套储集体系,具有较大的油气成藏潜力。     

海拉尔盆地贝尔断陷苏德尔特变质岩潜山油藏特征

海拉尔盆地贝尔断陷中的变质岩潜山油藏规模大,产量高。变质岩储层在纵向上可分为:风化破碎带,裂缝、溶孔、溶洞发育带和致密带。前两个带储层均具有裂缝和孔洞储油的特点,它们是在长期剧烈的断裂构造活动、风化、淋滤、湖水侵蚀等作用下形成的。变质岩潜山油藏可分为侵蚀残丘块状潜山油藏、反向断块块状潜山油藏、顺向断块层状不规则潜山油藏3种类型,均具有储集物性优越、油质好、产能高的特点。尤其是在反向屋脊高部位,因裂缝、溶孔、溶洞发育而使其油气富集高产。另外,这些潜山的储集特点不受埋深的控制。     

裂缝型底水块状变质岩古潜山油藏改善开发效果研究

针对欢喜岭油田变质岩古潜山油藏所具有的储集岩性特殊、储层构造裂缝发育、底水能量强等特点,在精细地质研究的基础上,对储层的裂缝发育情况、油水运动规律取得了新的认识,并有针对性地提出了局部井网加密、堵水、侧钻等技术措施,同时对水平井挖掘锥间带剩余油进行了可行性论证,为提高油藏开发效果提出了切实可行的技术方案.     

东营凹陷高青—平方王潜山带油气藏类型及其成藏控制因素

针对东营凹陷高青一平方王潜山带勘探程度低、难度大的特点,依据研究区潜山油气藏形态及成因的不同,将其归纳为3类:地层不整合潜山坡油气藏、断裂一不整合潜山风化壳油气藏和断裂潜山内幕油气藏,其中后2类勘探潜力较大。研究区潜山油气藏的成藏控制因素主要有油源条件、储层条件和断裂作用,因其成藏控制因素的差异,各类油气藏在潜山带中的发育部位具有一定的规律。地层不整合潜山坡油气藏主要分布在平方王潜山带的北翼斜坡;断裂一不整合潜山风化壳油气藏在高青一平方王潜山带均有分布,且主要位于相对较高的断棱部位;断裂潜山内幕油气藏主要分布在平南潜山。     

曙光油田13938 潜山油藏剩余油挖潜效果评价

对辽河曙光油田曙13938 裂缝性潜山油藏底水运动规律和剩余油分布进行研究,确定了剩余油分布方式。研究结果表明：①针对含油带剩余油,应实施补孔并配合化学堵水来进行挖潜;②针对过渡带剩余油（目前的生产井段）,应实施化学堵水挖潜;③针对过渡带剩余油（早期的封堵层）,应实施钻塞下返并配合化学堵水来进行挖潜。在区块开发后期,该项研究有效地解决了因底水锥进造成的油井高含水等开发问题,可为同类潜山油藏开发后期的剩余油挖潜提供新的思路,具有一定的借鉴意义。     

苏德尔特构造带三叠系布达特群潜山油藏特征

海拉尔盆地布达特群潜山油藏是目前苏德尔特构造带的主要勘探目标。但长期以来,由于油藏类型及特征认识的不深入制约了其进一步勘探开发。在对研究区构造特征认识的基础上,结合工区内的试油试采、生产资料,总结出该区油藏的三大特征,即含油储渗体基本不连通,相似部位、距离很近的2口井的生产情况差别很大,产层流压变化很大。通过岩心观察和其他资料的综合研究,发现该区裂缝在流体的储集与渗流中起主导作用。综合以上2方面的特征并结合网络状油气藏概念,将该地区油藏类型定为不规则裂缝网络状油藏。     

任丘潜山油藏裂缝预测及剩余油分布研究

根据野外地质模拟调查和油藏动态、静态资料分析,建立了任丘中元古界潜山油藏构造模型。在此基础上,应用有限元法,对任丘潜山古构造应力场和现今构造应力场进行了数值模拟,对潜山裂缝分布作了定量预测,并通过大量的动态资料分析,证实了裂缝预测结果是较为可靠的。此外还预测了受裂缝控制的有利剩余油分布区,对进一步的油气开发提出了井位部署建议。     

试井技术在潜山油藏评价中的应用

研究了适用于潜山油藏试井解释模型,建立了三重介质油藏的数学模型,分析了三重介质油藏压力特征曲线的特征,并对潜山油藏外边界的响应进行了研究,得到了不同边界条件下的压力反映特征。试井技术在潜山油藏评价中的应用研究包括储层物性参数的确定、油藏外边界的确定、动态储量的计算、油藏的连通情况及裂缝发育方向等,是认识储层的重要技术。