低渗透油田开发的合理井网

低渗透油田开发往往与裂缝密切相关,因此其井网部署是否合理是低渗透油田开发成败与否的关键.本文在回顾了低渗透油田开发井网形式的演化后,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注采井网应该是不等井距的沿裂缝(天然的或压裂的)线状注水井网.在此基础上,提出了低渗透油田开发合理井网部署的几个关键问题,即必须要搞清楚裂缝的方向,必须要在压裂优化设计基础上确定出基质渗透率和裂缝渗透率的比值.最后还就利用水平井开发低渗透油田的井网问题进行了探讨.     

川西北超深层复杂构造气藏裂缝建模方法及开发潜力预测

针对川西北栖霞组海相碳酸盐岩气藏构造复杂、超深埋藏、高温高压、储层薄、裂缝发育等地质特点,基于三维地震数据,采用蚂蚁追踪技术和嵌入式离散裂缝数值模拟方法,编制嵌入式离散裂缝数值模拟器,优化气藏开发参数,预测气藏开发潜力。研究结果表明：气藏开发前期更适合用蚂蚁追踪技术来预测天然裂缝,嵌入式离散裂缝数值模拟器在捕捉流体在裂缝中的运移方面具有常规油藏模拟器无法比拟的优势,可显著提高裂缝性气藏数值模拟精度;优化栖霞组气藏合理开发井型为大斜度井或水平井,合理开发井距为1 600～1 800 m,水平井最优长度为600 m,人工裂缝最优半长为100 m。研究成果对同类碳酸盐岩气藏高效开发具有借鉴意义。     

玛131井区低渗透砂砾岩油藏水平井优化设计研究

根据玛北油田玛131井区特低渗透砂砾岩油藏特征,综合油藏工程、数值模拟、经济评价等方法和手段,优化了水平井井网、人工缝网、水平段长度等关键开发参数,形成了特低渗透砂砾岩油藏水平井分段压裂开发优化设计技术。研究结果表明：该区宜采用类五点法井网,合理的裂缝穿透比为0.4,人工裂缝半长为140～160m,合理井距为350～400m;水平井合理水平段长度为1600m左右;人工裂缝方向应垂直于水平段方向,合理的裂缝间距为80～100m,最优的裂缝导流能力为40um²·cm;在裂缝总长度一定时,采用两端裂缝长、中间裂缝短的不等长裂缝压裂时,采出程度相对较高。研究结果为该区油田开发方案的编制和同类油藏的有效开发提供一定的借鉴意义。     

特低渗透油藏矢量化井网研究及应用

特低渗透油藏的开发与裂缝(天然裂缝与人工裂缝)密切相关,因此井网部署是否合理是特低渗透油藏开发成败与否的关键。在分析特低渗透油藏地质特征的基础上,研究了特低渗透油藏开发中合理井网部署的关键问题,即裂缝方向与合理井排距的确定。在分析传统的特低渗透油藏开发中根据裂缝不发育、较发育和发育三种不同情况,采用正方形反九点、菱形反九点、矩形三种井网形式的井网优化技术的基础上,提出了充分考虑特低渗透油藏储层非均质性的不规则布井的矢量化井网,同时提出了与矢量化井网配套的压裂工艺,在特低渗透油藏的开发中取得了明显效果。     

裂缝油藏合理井距数值模拟研究

利用数值模拟方法，分别研究了裂缝方向对开发指标的敏感程度、裂缝长度与裂缝强度对开发指标的影响、裂缝方向与裂缝长度对开发指标的影响。结果表明．当裂缝强度较弱时．井距的选取可不考虑裂缝的影响；当裂缝强度较强时．对于注采井连线与裂缝线平行或相交角较小时，合理井距应是裂缝长度的2～2．5倍之间；对于注采井连线与裂缝线相交角较大时．井距的选取可不考虑裂缝的影响；合理的人工压裂造缝规模应控制在井距的一半以内。     

裂缝性特低渗透储层注水开发井网的优化设计

裂缝性特低渗透储层注采井网模式只有适应裂缝发育方向与强度,同时建立有效的驱替压力系统才能合理有效开发。以甘谷驿油田唐80井区三叠系延长组长6油层组裂缝性特低渗透油层为例,研究认为:原近于圆形的反九点丛式井网严重不适应裂缝性特低渗透储层渗流特征是造成开发效果差的主要原因;菱形反九点为首选初始基础井网,合理排距为140m,井距为500m;在开发后期适时调整为矩形反五点井网或排状注采井网,实现平行裂缝方向注水,垂直裂缝方向驱油。     

低渗裂缝性油藏渗吸注水实验研究

由于裂缝性油藏储集空间物理性质的复杂性和特殊性,渗吸效果控制着低渗透裂缝性水驱开发动态与开发效果.通过室内实验研究,获得了低渗裂缝性油藏基质岩块自然渗吸动态规律和脉冲渗吸动态规律,为制定低渗裂缝性油藏合理的渗吸注水开发方式提供了理论依据.     

韦庄油田储层裂缝预测研究

低渗透油层裂缝的存在是制约W2、W8等开发及调整效果的关键，利用有限元数值模拟法，求出岩石的破裂率、裂缝密度、应变能、剩余强度等裂缝预测参数来预测裂缝的发育及分布规律。在此基础上分析裂缝特征对开发井网布局、压裂、水平井设计的影响，为合理开发韦庄油田具有现实意义。     

新肇油田提高水驱开发效果研究

针对新肇油田葡萄花油层裂缝发育,同步注水开发后出现油井见水快、见水后含水上升速度快的特点,提出了改善裂缝性油田的关键是确定储层裂缝的发育方向、发育程度,使储层基质受效。提出了应用无源微地震法判定储层裂缝发育状况,改变传统的以区块为单元确定注水压力上限的方法,应用泊松比法对区块水井逐井进行计算,确定合理的注水压力上限,并实施线性注水、温和注水、短宽缝等试验,减缓了油田的递减。总结新肇及类似的裂缝性低渗透油田,在开发初期首先应确定储层裂缝的发育状况,在合理布井的同时,采用沿裂缝方向温和注水将提高水驱开发效果。     

裂缝性低渗透油藏注水方式的选择

根据松辽盆地和鄂尔多斯盆地裂缝性低渗透油藏储层中裂缝分布规律与注水开发动态特征,对油藏合理注水方式的选择进行了论证。指出采用矩形五点注水方式,在部署井网时,使井排方向平行于储层中裂缝的延伸方向,可以使井网最大限度地适应储层的非均质性,从根本上抑制裂缝在注水开发中的负面影响。研究结果表明,矩形五点注水方式(或者斜反九点注水方式)是开发好裂缝性低渗透油藏的首选注水方式。     

三维地质建模与数值模拟技术在裂缝型有水气藏开发中的应用

以典型碳酸盐岩裂缝型有水气藏为例,阐述了裂缝型气藏三维地质建模与数值模拟一体化气藏评价技术。首先应用三维地质建模技术,利用地质、测井等测试资料,进行地层格架、断层、裂缝及相模型的建立,为气藏数值模拟提供了初始静态地质模型;其次,通过数值模拟技术,利用生产动态测试资料,通过历史拟合调整完善数值模型;最后,对不同采气速度、增压开采工艺、排水采气工艺等开发措施进行指标预测评价,最终确定合理的开发调整方案。生产实践表明,应用气藏一体化评价技术能实现不同开发阶段的协同管理,为复杂气藏调整开发方案提供了依据。     

深层火山岩气藏储层裂缝发育程度评价

深层火山岩储层以裂缝-孔隙型为主，裂缝起着连通孔隙、改善储层渗流能力的作用。为此，以裂缝的测井响应机理为基础，采用FMI成像测井与常规测井有效结合的方法，分低阻储层和高阻致密层建立了深层火山岩裂缝发育程度的评价标准，对徐深气田多口井进行了单井解释和评价，并应用多属性相干分析和特征参数反演的方法预测了裂缝的平面分布。多种资料综合分析结果表明：针对火山岩储层特点建立的裂缝发育程度评价参数和评价标准是合理的，裂缝发育带受断裂和构造作用控制，在平面上呈条带状分布。研究结果形成了一套深层火山岩储层裂缝发育程度的评价技术，有助于提高储层产能预测精度、增强新井配产的可靠性、提高高产开发井部署的成功率。     

FMI测井在临盘油田的应用

惠民凹陷火成岩广泛发育.对火成岩油藏认识不清,对其研究无法取得根本性突破.通过引进斯伦贝谢公司微电阻率成像测井技术(FMI)在临盘油田商741井区的实际应用,对该区火成岩体的成岩规律、构造、岩性、裂缝及储集性能等方面有了系统的认识和了解,对该区的火成岩油藏进行合理开发利用做出了贡献.     

渤海C油田潜山裂缝型储集层随机离散裂缝网络模型的实现与优选方法

针对渤海C油田潜山裂缝型储集层的地质特点,综合利用岩心、测井、油藏动态以及露头等资料,分析了潜山裂缝型储集层的成因及发育特点,确定构造应力场和断层的分布为该油田储集层裂缝发育的2个主控因素。将构造应力场与断层分布相结合模拟离散裂缝网络,预测裂缝分布趋势。通过地质特征对比以及动态资料验证,优选出C油田的离散裂缝网络(DFN)。以离散裂缝网络(DFN)为平面约束条件,以井点岩心统计裂缝几何形态为"硬"数据,计算出裂缝孔隙度和渗透率的三维分布,并建立了潜山裂缝型储集层的地质模型,为油田开发方案的制定提供了可靠的地质依据。     

塞392区长6油藏开发形势分析及稳产技术研究

塞392长6油藏是靖安油田近年来投入开发的整装特低渗透油藏,由于受储层物性差、非均质性强、天然裂缝发育等因素的影响,油藏单井产量低,见效程度低,开发效果差.通过对塞392开发特征的研究,提出了油藏精细描述、合理注水技术政策、精细注采调整、注水井剖面治理、低产井治理等一系列稳产技术政策,为油田的长期稳产提供技术支撑.     

低渗透油藏井网合理加密方式研究

结合大庆外围油田扶、杨油层井网加密的实践，应用油藏工程和数值模拟等方法，对低渗透油藏井网加密进行深入研究，提出了不同裂缝发育程度、不同砂体规模的油藏合理井网加密方式。     

碳酸盐岩裂缝性储层常规测井评价方法

哈萨克斯坦K油田石炭系KT-Ⅱ段储层为开阔台地相中低孔、特低渗灰岩储层，裂缝对改善储层的渗流能力至关重要，前人研究的利用常规测井资料评价碳酸盐岩储层裂缝的方法由于受裂缝产状、饱和度、泥浆侵入深浅等多方面因素的影响，存在确定性差、容易误判的缺陷。基于研究区目的层段有限的取心和电成像测井资料，结合孔隙型储层和裂缝-孔隙型储层测井响应特征，提出了利用补偿中子确定基块岩石电阻率与基块声波时差，再比较二者与深侧向电阻率、声波时差的差异特征，进而综合识别储层不同产状裂缝发育段，最后建立了裂缝孔隙度、次生孔隙度、裂缝渗透率、总渗透率等储层参数的测井解释模型，实现了利用常规测井资料对碳酸盐岩油藏储层的裂缝识别及参数定量评价。该方法应用的测井综合评价成果与取心物性分析、生产动态情况能够更好地匹配，为该类油藏的合理高效开发提供了依据。     

具有裂缝的低渗透砂岩油藏数值模拟技术

在低渗透砂岩油藏中的天然或人工裂缝分析研究的基础上，描述了不同类型裂缝的特点，进而提出相应类型的数值模拟技术，其中包括低渗透砂岩油藏开启缝中应用双孔介质模拟技术、低渗透砂岩油藏闭合缝／人工缝中应用平面渗透率级差及过井人工裂缝反映天然裂缝的方向性非均质模拟技术；并对压裂井产能与人工裂缝(裂缝的长度、条数)的关系进行了分析，同时对压裂井产能模拟提出了合理的建议。     

底水火山岩油藏水平井优化设计

针对底水火山岩油藏基质渗透率低、裂缝发育、见水快和产量低的特点,运用油藏数值模拟方法,采用双孔双渗、油气水三相模型,以新疆准噶尔盆地金龙油田J10井区为研究对象,开展水平井长度、井距、避水高度、裂缝间距、裂缝半长和裂缝导流能力对水平井产量的影响研究,得到了水平井开发参数最优方案。结果表明:J10井区水平井开发合理井距为300～350 m,水平段长度为630 m,最优避水高度为225 m,裂缝间距为90 m,裂缝半长为105 m,裂缝导流能力为60 D·cm。该研究结果在现场应用中获得了较好的生产效果,可为底水火山岩油藏开发部署提供参考。