文留油田高含水期高效调整井设计

文留油田为复杂断块油田,已进入高含水期开发阶段,通过不断加深油藏微构造、沉积微相研究和剩余油分布规律研究,寻找剩余油富集区,并在经济评价的基础上设计调整井,打出一批高调整井,减缓了油田产量递减,改善了油田开发效果。     

高含水期油井出砂预测模型的研究与应用

对取心井测井数据和岩心三轴试验岩石强度数据进行了分析,得到了油层砂岩强度与声波时差、井深的回归关系式。以岩石破坏准则为基础,采用岩石力学的理论和方法,建立了射孔完井临界出砂预测模型。通过孔道出砂预测模型的计算,得到了油井出砂时的临界生产压差和临界产量。该模型预测的结果可用于判断新井投产出砂和目前生产层位出砂的状况。对胜坨油田3口不同区块的生产井进行了计算,预测准确率大于82%,计算结果对该油田高含水开发后期开发方案的设计有指导意义。     

低渗透油藏高含水期技术极限井距计算方法

低渗透油藏开发到高含水期阶段,钻加密井和调整井距是挖潜剩余油、提高原油采收率的重要措施。技术极限井距是挖潜剩余油的一个重要指标。针对低渗透油藏存在启动压力梯度的特征,以油水两相稳定渗流理论为基础,通过引入视粘度和拟势的概念,采用势的叠加原理推导建立了低渗透油藏技术极限井距计算公式,并以实际油藏参数为例,分析了储层渗透率、含水饱和度和注采压差等技术极限井距的影响因素。结果表明,技术极限井距随着储层渗透率、含水饱和度和注采压差的增加而增大。将计算结果应用到实际油藏井网部署中,储层物性较好、剩余油饱和度较低的区域,技术极限井距最大约为350 m;储层物性较差、剩余油饱和度较高的区域,技术极限井距最小约为250 m。调整后的井网对剩余可采储量的控制能力增强,预测提高采收率4.1%。     

低渗透油田高含水期压裂改造工艺初探

在低渗砂岩油田中高含水开发期，找水、堵水及中低渗透层选压改造，是油田调整挖潜的重要内容，胜利油田经过３０多年的开发，许多区块中低渗透层已进入中高含水期。文中从理论研究、室内实验以及现场实施工艺等方面对怎样适应高不期油田的压裂液及其添加剂、限流压裂工艺和裂缝高度控制等几个重点问题，进行了系统总结。特别是奶流压裂设计软件与多层充量分配理论以及模型拟三维裂缝几何模型的有机结合，使限流压裂工艺水平上了一个     

断块油藏高含水期分区井网调控技术

针对断块油藏不同区域开发对策不同的特点,提出分区井网调控技术。综合考虑断块油藏的构造、渗流等特征进行Ⅰ级分区,划分为夹角控制区、断层(断棱)控制区和井网控制区共3类8种区域;根据各分区剩余油富集程度对断块油藏进行Ⅱ级分区,分为剩余油富集区、剩余油弱富集区、水淹区和强水淹区。在对不同分区剩余油富集特征及控制因素分析的基础上,确定各分区井网调控方式。将不同类型的断块油藏看作是由不同类型的分区组合而成,进一步确定各分区的组合开发方式为:采油井部署在构造高部位、临近断层、靠近2条断层夹角的顶点,注水井采用边外注水,油、水井部署宜采用交错井网。将分区井网调控技术应用于辛10断块,采用油藏数值模拟方法预测,10 a累积增油量为2.53×10~4t,提高采收率4.6%。     

中高渗透油藏特高含水期开采规律

对胜利油区已处于特高含水阶段的中渗透，中高粘度油藏的开采规律了研究，可采储量采出程度达８０％后，单井日产液，采液速度降低，综合含水达９０％后，油井开井数降低，特高含水井关井是导致油井开井数降低的主要原因，特高含水阶段的能采出可采储量的１／３。随可采储量采出程度的增加，单井产油，采油速度和含水上升率均降低，研究得出的定量关系式，趋势分析规律对特高含水期油田开发指标的预测具有一定指导作用，已应用于油区     

断块油田高含水期提高开发效果研究

断块油田在高含水期阶段有它独自的特点。作者根据断块油田在高含水期的开采特点以及有代表性断块油田的成功开采实践，提出了断块油田在高含水期改善水开发效果的有效途径。这对其它断块油田的注水开发将具有参考和借鉴作用。     

高含水期注采井网的重组调整

河南双河油田厚油层发育，特高含水开发期剩余可动油滞留在层内夹层发育的部位和注采井网不完善区、多口油井或注水井之间的滞留区、压力平衡区。提出以注采井组为调整单元、以剩余油相对富集的流动单元或单层为调整对象，按井组重新组合注采关系，钻少量新井，通过对老井的封、补、调及低效井的综合治理，将强化注采关系与改变液流方向结合，达到增加注入水波及体积、提高驱替压力梯度而动用利余油的目的。双河油田北块Ⅳ1-3层系实施井网重组调整后，注采井数比由0．63增至0．82，整个单元水驱采收率由46．28％提高到49．5％。图2表1参25     

砾岩油藏“双高”阶段利用过层井资料挖掘剩余潜力

文中针对目前克拉玛依油田七中、东区克上组砾岩油藏处在高采出程度、高含水率的"双高"阶段下剩余油分布严重不均匀,加密调整存在风险等问题,提出如何有效利用工区内大量过层井资料以降低调整风险,并首次探索提出通过老取心井与邻近过层井电阻率曲线形态来提取相似层段声波时差数据,建立老取心井与过层井的声波时差关系,对过层井进行测井解释,解决了老取心井与过层井的匹配问题;然后根据相渗曲线确定残余油饱和度,结合过层井解释结果,采用变换容积法计算过层井单井控制下的剩余可采储量;最后依据经济极限产油进行潜力分级,找出经济有效潜力区,摸索出一套适合砾岩油藏"双高"阶段下利用过层井资料进行挖潜增效的方法。现场新钻井投产效果表明:应用上述方法,充分利用好过层井资料能更加有效地挖掘剩余潜力。     

水平井技术在高渗透油藏高含水期挖潜中的应用

梁家楼油田梁南为厚层、高渗透、正韵律油藏,经过多年开发,目前已处于高含水、高采出程度开发阶段。为进一步提高油田采收率,应用开发测井、三维地震、动态监测等资料,采用数值模拟、油藏描述等技术,对剩余油分布规律进行了深入细致的研究,研究认为剩余油主要分布在厚油层的顶部以及水锥锥体之间。根据剩余油分布特点,结合水平井既可提液增油,又可控制底水锥进的优势,在该油田实施水平井挖掘剩余油潜力,在梁南设计实施水平井12口,通过优化设计水平井轨迹,制定并实施科学合理的开发管理模式以及区块注采调配方案,取得单井初增油60．6t,综合含水10．5％的较好效果,区块采收率提高5．0％。     

中高渗透油藏特高含水期开采规律

对胜利油区已处于特高含水阶段的中高渗透、中高粘度油藏的开采规律进行了研究。可采储量采出程度达８０％后，单井日产液、采液速度降低。综合含水达９０％后，油井开井数降低。特高含水井关井是导致油井开井数降低的主要原因。特高含水阶段约能采出可采储量的１／３。随可采储量采出程度的增加，单井日产油、采油速度和含水上升率均降低。研究得出的定量关系式、趋势分析规律对特高含水期油田开发指标的预测具有一定指导作用，已应用于油区及主要油田“九五”开发规划的编制。     

低渗油藏高含水期水淹层测井解释方法

通过对岩石导电机理的研究，即岩电参数实验和水驱岩电实验，描述了水淹前后储层的岩性、物性及电性变化特征，提出电阻率相对值法识别水淹层方法。通过现场应用，解释符合率提高了5．5个百分点。     

油藏特高含水期井网加密潜力评价新方法

针对以往井网加密潜力评价方法在油藏特高含水期应用中存在的不适应性,以胜利油区40个开发后期中高渗透水驱砂岩油藏单元为样本,建立了井网密度与加密井平均单井增加可采储量的关系,并对其影响因素进行了分析.结果表明,加密井平均单井增加可采储量与井网密度呈指数关系,并且随着井网密度的增大,加密井平均单井增加可采储量逐渐减小;但加密井平均单井增加可采储量与井网密度关系曲线的形态各不相同,其主要影响因素是流动系数、储层非均质性以及开发过程中地层能量的保持状况.基于单井经济极限可采储量的理论计算公式,计算得到中高渗透砂岩油藏在不同油价、不同井深条件下的单井经济极限可采储量计算图版,依据该图版和所建立的井网密度与加密井平均单井增加可采储量的关系,可对特高含水期油藏井网加密潜力进行评价.实例应用结果表明,胜坨油田二区沙二段83-5单元在油价为80美元/bbl时,单井经济极限可采储量为0.57×104 t,经济极限井网密度为20口/km2.     

大庆油田特高含水期采油工程研究现状及发展方向

大庆油田已开发44年,进入特高含水开发阶段,油田开发面临着含水高、采油速度高、储采失衡严重、套损速度加剧等一系列问题。如何提高油田最终采收率是油田开发面临的主要问题,也是采油工程面临的最大挑战。在简要介绍了大庆油田在特高含水期采油工程的总体技术需求的基础上,分析了采油工程技术现状及存在的主要问题,提出了采油工程技术的发展方向。     

三角洲前缘韵律层特高含水期剩余油分布及调整

注水开发后期胜坨油田三角洲前缘反韵律厚油层剩余油分布复杂。对胜坨油田沙二段8砂层组三角洲前缘储层沉积特征、非均质性及剩余油分布规律研究表明，受注采、储层沉积特征等因素影响，三角洲前缘储层剩余油主要集中在坝主体的上部以及坝侧缘、远砂坝沉积的韵律层。在储层剩余油分布研究基础上，有针对性地采取细分韵律井网调整及配套挖潜措施完善潜力韵律层注采系统，可以有效提高开发后期三角洲前缘反韵律厚油层水驱开发效果。     

油藏高含水开发期确定采收率的一种新方法

水驱油藏进入高含水开发期以后,常规的水驱曲线对采收率的标定会出现很多问题.在高含水开发期,地层中油相的相对渗透率比较小,相对于相渗曲线上为后期比较扁平的阶段,在该阶段可以将油相的相对渗透率与含水饱和度之间的关系看成线性关系.在此基础上,从渗流力学和物质平衡原理角度出发,利用产量公式和相对渗透率曲线推导出处于产量递减期间的油藏采油速度与采出程度之间的关系,发现存在线性特征.在给出最低的经济极限采油速度的情况下,利用该关系可以对油藏动态和经济采收率进行标定,同时给出了其适用条件.并利用孤东七区西Ng63 4的生产数据进行了实例验证,给出了该油藏的经济采收率,效果明显.     

高含水期注水井周围含水饱和度评价方法及应用

目前通过油藏数值模拟的方法计算油层的含油饱和度分布存在工作量大、计算周期长等缺点,不利于快速评价油层的剩余油饱和度分布。为此,提出了一种简单、方便的计算方法快速评价注水开发油田油层的剩余油饱和度分布,即通过计算注水井周围的含水饱和度平面分布,折算出含油饱和度。利用该方法计算双河油田Ⅷ油组1-1层上部剩余油饱和度,与数值模拟结果相对比,两者基本吻合。