高含水后期油水井间注采关系完善程度评价方法研究

在精细地质研究基础上,通过对影响单砂体注采关系影响因素分析,利用近年的检查井资料及统计学方法,提出单砂体注采关系完善程度评价方法,即根据地质、开发、检查井及分层测试等资料,并结合专家经验和渗流规律,按不同方向逐层逐井进行单砂体注采状况分析,进而研究水驱、聚驱情况下,按细分沉积单元后自然层和沉积相两种情况研究各井点在不同方向上的注采关系状况,做到静态精细地质与动态水驱控制程度的具体结合,建立单砂体注采关系评价标准,编制出单砂体注采关系完善程度评价分析软件,该方法具有标准统一,客观性强,准确度高的特点,为多井网、多油层油田单砂体注采关系完善程度及潜力评价提供了有效途径,在油田区块调整、综合治理、措施井层优选中得到较好的利用。     

井组注采适应性定量评价方法及调整对策

针对目前井组注采适应性不能定量评价的问题,在注采完善系数能够定量评价单砂体注采系统完善程度的基础上,本文通过研究注入、产出剖面纵向上劈分到单砂体的方法以及单砂体平面上的劈分方法,研制单砂体突进系数-注采比图版、单井合理及潜力区厚度比例-注采比图版,将两个图版划分为五个区,实现了单砂体、井组注采适应性的定量评价,并根据分区特点制定相应的调整对策。利用该方法实现井组注采适应状况的定量评价,使油田开发调整更加有章可循。     

零散砂体油田精细注水调整研究

针对大庆油田西部葡萄花油层砂体规模小、分布零散、单井钻遇层数少、油层薄等发育特点。以单砂体为研究对象,在注采系统调整方式上,改变了以往规则转注的方式,提出了"平面控制单砂体,纵向兼顾各小层"的按砂体注采系统调整方式;在注水调整上,以合理注采比研究为依据,根据单砂体注采对应关系,对不同含水阶段不同注采对应关系砂体采取个性化配注。通过在葡西油田的开发实践,改善了零散砂体油田的开发效果,在同类油藏开发中具有推广价值。     

特高含水期单砂体剩余油成因及分布特征研究

基于单砂体的剩余油分布规律、挖潜单元以及相对应的挖潜技术对策。所指单砂体是地质上具有成因联系、开发上相对独立的砂体单元,既是地质上的成困单元,也是与剩余油分布有关的渗流单元,既反映了砂体的沉积成圈,也决定了剩余油分布特征和注水开发特征。单砂体成因类型可以划分为多期河道叠加型、分支河道型、单一河道型和席状砂型4个大类;结合注水开发特点,每种类型具有高注高采、高注低采、低注低采和低注高采4种注采方式。剩余油潜力评价昀结果表明:多期河道叠加型单砂体潜力最大,其次是席状砂型单砂休,分支河道型和单一河道型单砂体潜力较小。     

单砂体注采完善程度定量评价方法

针对目前油田普遍进入高含水期的现状,论述了展开单砂体注采完善系统定量评价的必要性。依据精细地质研究成果,在考虑了沉积微相、砂体接触关系、连通方向、井区油水井数比、井网密度等因素的基础上,通过一定的简化、组合进而求取单砂体注采完善系数。实现了单砂体注采完善程度的定量描述。实践表明,根据注采完善定量评价方法可以有效指导老油田在高含水期的进一步开发。     

环江油田罗228区长8油藏单砂体精细刻画

环江油田罗228油藏目前已进入开发中期,逐渐暴露出注采矛盾突出、含水上升加快、低产低效井增多等突出矛盾,当前对于油藏地质的认识已经不能满足后续开发的需要。依据单砂体划分原则,确定单砂体的识别标志,在横向与纵向上对单砂体进行识别与解剖,完成单砂体的精细刻画,为油藏的后续开发与调整奠定基础。     

濮城油田东区沙二上1油藏单砂体精细挖潜研究

针对濮城油田东区沙二上1油藏特点,以单砂体为研究对象,通过有针对性的精细油藏研究,运用隔夹层研究成果,从井网重组、注采方式、工艺技术等方面优化注采井网,提高油藏的水驱动用程度和开发效果。     

文明寨油田明十四块油藏以提高层间动用为主的调整治理

本文介绍了文明寨油田明十四块油藏经历近30年开发进入高含水开发后期,运用高精度三维地震资料、油藏动态资料,重构地下认识体系,重建适合剩余油分布的注采井网.以注采井组为基本分析研究单元,实施单砂体,最小自然段注水,对二三类层实施重组,提高层间水驱动用状况,建立适应剩余油分布特点的注采系统,实现了油田高含水开发后期的高效开发.     

水驱多层砂岩油田分层注采劈分量化技术研究

对于注水开发多层砂岩油田,分层监测资料连续性差、覆盖率低、精度达不到单砂体尺度等问题,提出了基于单砂体尺度的分层注采劈分方法 :以渗流理论为基础,井组注采平衡为依据,兼顾油水井各小层油层条件(渗透率、厚度、原油粘度、连通系数)和开发条件(注采井距、生产压差、改造措施)等因素,由注入端出发,先将水量纵向劈分到单砂体,再依据平面分配系数,考虑各方向液量的合理分配,得到采出端各小层的分层产液,最终通过不同时间步分层含水控制,实现产量劈分。     

砂体注采井网分析和调整尕斯库勒油田N1-N21油藏下盘北区N上层系Ⅳ-2小层

目前油田产量递减加快,不具备稳产的能力,为实现油藏稳产的目标,通过调整注采系统,重建井网结构,提高水驱动用程度,改善开发效果,从而完善单砂体注采关系。以尕斯库勒油田N1-N21油藏下盘北区N上层系Ⅳ-2小层为主要研究对象开展注采井网评价,通过分析砂体注采井网的主要矛盾,提出砂体井网的调整思路及依据,调整注采系统,重建井网结构,制定相应调整对策。主要分为有采无注、有注无采、有采有注和未动用四大区块进行针对性研究。通过分析井组矛盾,做出相应调整,从而达到增加水驱控制储量,提高水驱动用程度,改善开发效果的目的,进而实现油藏稳产的目标。     

深层高压低渗油藏提高采收率技术研究

针对中原油田文88块深层高压低渗油藏储层发育不稳定,采收率低的开发难点,文章以单砂体沉积微相研究为基础,通过沉积相约束下的合理层段组合、注采井距、注采井网的合理配置研究、相控剩余油挖潜研究,并选择适应高压低渗透油藏的配套工艺技术等开发实践,开展深层高压低渗透油藏提高采收率技术研究,探索高压低渗透油藏提高采收率的有效途径。     

单砂体相控精细挖潜研究

着重进行单砂体识别及分布规律研究,根据单砂体所处相带和剩余油分布特点,分别采取缩小井距、单注单采、抽稀井网等方式,进行单砂体精细挖潜。     

鄯善油田不同含水阶段开发对策探析

本文针对鄯善油田不同含水阶段的开发特征及面临的问题,通过完善注采井网和层系,提高水驱储量控制程度;加大注采结构调整力度,采用单砂体细分、井组细分调控等技术,对不同剩余油类型开展精细分层注水调控研究,利用侧钻井精准挖掘井间剩余油,从而达到控制油田含水上升,改善油田开发效果的目的。     

基于辫状河储层模式的水淹波及表征方法

海上油田注采井距大、油水井测试资料相对较少,对于平面水淹波及认识相对有限。根据L油田辫状河储层发育特征及注水井网关系,提出3种注采模式,采用数值模拟方法,计算得到不同模式下,不同驱替倍数的水淹波及系数图版,进而在常规剩余油描述含水等值线图的基础上,定量刻画单砂体水淹厚度等值线图,便于油藏动态工程师定量评估注采井间水淹厚度分布状况,制定注采调整挖潜政策。     

低渗油藏注水开发存在的问题及改善措施研究

本文结合低渗油藏的特点,分析了低渗透油藏注水开发中存在的问题,提出了低渗油藏以小层为单位按单砂体合注合采。使用水平井开发,适当增大生产压差,尽量减小注采井距等措施,通过在现场应用,效果明显。     

薄差储层对应精细控制压裂方法初探

针对二、三次加密井薄差储层发育差、注采不完善、同时受缝间干扰及难压层影响,导致部分薄差层未得到有效动用的实际情况,提出了薄差储层对应精细控制压裂技术思路。通过将改造模式由常规压裂单井点压裂转向井组油水井对应压裂改造,改造对象由单卡段多层笼统压裂转向单砂体对应压裂改造,施工规模由常规固定加砂量转向根据砂体发育"个性化"优化施工规模,通过对油水井对应单砂体同时进行"个性化"压裂改造,实现完善薄差层注采关系的目标。通过现场试验,取得较好试验效果,初步明确了该技术对于薄差储层精细压裂改造的适用性。     

动态分析中预防油层部位套损应注意问题的探讨

动态分析贯穿每口井,每个井组开发过程的始终,将预防油层部位套损融入到日常动态开发中,必将会在很大程度上减少套损隐患。本文细致讨论了在动态分析、调整的过程中预防油层部位套损应注意的几方面问题,主要从控制单砂体注大于采、调整油层发育状况为厚注薄采、及时调整采油井关井和堵水井区注水、分析受断层遮挡特别是新解释断层井区注采关系等方面进行讨论。     

某部过渡带层系互补做法及认识

某部过渡带油河道砂体呈窄条带分布,平面剩余油分布零散,层间差异大,进入特高含水期开采阶段,随着油层动用程度的提高,水淹厚度、水淹比例增加,严重制约了某部过渡带的开发效果。结合《某区改善过渡带水驱开发效果研究与试验》于2014年在某部过渡带选择了17口采油井9口注水井开展层系互补,通过加密层系与基础层系互补,缩小井距,完善单砂体注采关系,提高多向连通比例,有效改善了某部过渡带的水驱开发效果。     

定边S油区长4+5油层注水开发影响因素分析

定边S油区长4+5油层为特低渗储层,油气开采难度大。长4+5油藏注水开发过程中,存在注水压力大、油井供液不足、产量递减快等问题。为了改善该区注水开发效果,通过对岩心储层孔隙结构进行精细研究,利用测井曲线对夹层进行识别,结合井网和注水质量分析,得出以下结论:对于长4+5储层中胶结物晶间孔中的残余油,由于其孔隙半径小,注水水水驱作用甚微;适量夹层增加了油层水洗厚度,增加油层的水驱效果,但过量的夹层使厚砂体成为多个薄砂体,储层整体渗透性变差,开采方式应以小层为单位按单砂体合注合采,增加纵向上各单砂体的动用程度,改善开发效果;注采井网不对应,须进行统层调层以提高水驱控制程度;注入水悬浮物和含油量较高,以及注入水存在与地层水不配伍、发生沉积的现象,须对注入水水质严格按标处理。     

水平缝单砂体压裂改造技术先导性试验

长垣喇萨杏油田纵向上小层多、储层隔层薄、储层物性差异大;平面上砂体发育差异大、储层非均质性严重;由于上述原因产生的层间矛盾和平面矛盾导致注水开发效果差,主要体现在两方面:一是纵向上层间矛盾显著,层段内小层间吸水状况差异较大,储层动用程度不均衡,如喇嘛甸水驱精细示范区小层间吸水差异较大的层段有548个,占注水层段数的38.03%。吸水状况好的小层注水强度已达到13.77m3/d.m,吸水状况差的小层注水强度只有3.25m3/d.m;二是平面上非均质性严重,平面上剩余油分布复杂,剩余储量的挖潜难度大。在同一个单砂体上,注水受效非常不均匀。水平缝单砂体压裂以精细地质研究成果以及剩余油分布研究为基础,以井组单元为研究对象,以减小层间以及平面矛盾、提高储层动用程度为目标,开展单砂体压裂调整工艺试验。应用注采系统流场模拟技术,在平面上针对单砂体实施压裂改造,完善注采系统,提高驱油效率;在纵向上实施细分压裂,提高小层的动用程度,改善产液剖面及吸水剖面,最终达到对纵向上的潜力层逐一改造的目标。为剩余油调整挖潜提供有效的技术手段,对于提高老区的开发效果具有重要的现实意义。