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。     

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。     

扶余裂缝性低渗透砂岩油田二次加密调整实践

从加密调整后油田存在的问题入手，在油藏开发分析和剩余油分布规律研究的基础上，对二次加密调整的可行性进行了论证。根据裂缝性低渗透砂岩油藏的地质特别，提出了适合于该类油藏特点的井网方式。特别是“重心位置”井网方式较其它方式提高水驱控制幅度大，是油田高含水期提高开发效果采取的主要加密调整方式。     

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。      

安塞油田中高含水期剩余油有效动用技术研究

安塞油田是典型的低渗透油藏,经过20多年的开发,目前已进入中高含水期,开发矛盾也日益突出,主要存在油井见水后产量递减快、储层天然微裂缝发育、剩余油分布更加复杂、套损及水淹关井逐年增多等问题。结合安塞油田多年开发实践效果,在研究剩余油分布规律的基础上,开展了井网调整、重复压裂、堵水调驱、套损井治理工艺技术研究,形成了安塞油田中高含水期剩余油有效动用技术。该技术在安塞油田推广应用1 100余井次,累计增油20余万吨,采收率提高了1.8%,油藏整体开发形势较好。     

大庆长垣外围低渗透油藏开发调整技术

随着注水开发的深入,大庆长垣外围低渗透、低丰度、低产油藏的开发矛盾逐渐暴露出来:中高含水区块采出程度高,剩余油分布零散,注水开发调整挖掘剩余油难度大;特低渗透裂缝发育区块含水上升快、产量递减快,控水稳油难度大;超低渗透裂缝不发育区块启动压力梯度大,注水受效程度低,开发调整提高有效动用程度难度大.为此,借鉴大庆长垣喇萨杏油田油藏精细描述及其剩余油分布研究技术思路和方法,结合长垣外围已开发油田地质特征和注水开发特点及开发调整实践,研究形成了包括低渗透油藏分类评价、油藏精细描述、剩余油描述、井网加密调整、注采系统调整及微生物驱油和蒸汽驱油在内的综合调整技术,为外围油田注水开发调整提供了技术支持.     

留17断块低渗透油藏高效开发配套技术研究

留17断块为留西油田主力油藏,属非常典型的多层低孔低渗透油藏.自1983年投入开发以来,由于井网不适应、井距大等原因,导致水井吸水能力差,油井见效状况差,油藏能量保持水平低,采油速度仅0.8%,采出程度3.94%,开采效果差.针对以上问题,油藏先后采用了裂缝综合研究、整体加密调整、注采系统调整、压裂及重复压裂、解除油层污染等调整措施,油藏开发效果明显改善,采油速度提高到1.92%.目前油藏标定采收率30.7%,油藏采出程度已达20.9%,实现了低渗透油藏的高效开发.为同类型油藏的合理开发提供借鉴.     

边底水油藏开发效果及调整对策研究

马北一号油藏规模小、含油带窄、边底水发育,早期开发采取一套不规则基础井网控制主力油层、边认识边布井的开发模式,油井投产后普遍出现地层能量较弱、含水上升快、产量递减迅速等问题.针对油田开发现状,应用灰色综合评价技术对油田水驱开发潜力地质影响因素和开发效果进行评价,在油藏剩余油、加密调整潜力分析基础上,基于数值模拟技术,有针对性地转变油藏开发模式,调整层系井网,充分动用挖潜油藏剩余油.研究表明,调整对策能有效减缓含水上升和产量递减速度,改善油藏开发效果.     

注水诱导动态裂缝影响下低渗透油藏数值模拟

针对低渗透油藏水驱开发过程中产生动态裂缝的现象,基于对大量地质资料、生产动态资料及室内实验资料的分析总结,认识了动态裂缝的形成机理,建立了可以描述动态裂缝的新模型,并编制了油藏数值模拟软件。 通过数值模拟运算,研究了动态裂缝条件下低渗透油藏的合理井网形式。 结果表明,采用九点井网进行开发,且动态裂缝方向与井排方向呈 ４５°时,可以最大限度地降低动态裂缝所造成的油井水淹等负面影响。 该研究为动态裂缝影响下低渗透油藏水驱开发井网设计提供了理论依据。     

安塞油田长6特低渗油藏二次加密井网研究

井网加密调整是动用油藏剩余油、提高采收率的最直接有效手段。安塞油田长6特低渗油藏一次加密已基本结束,在此基础上研究二次加密井网,对油田开发中后期改善开发效果及长期稳产具有重要意义。详细分析了安塞油田长6油藏裂缝发育特征,分析了基础井网及一次加密井网的实施效果,提出了缝网匹配是决定加密效果的关键,并对二次加密井网方式进行了系统研究。研究结果表明,二次加密时,可采取油井间缩小井距加密方式,原基础井网完全转变为小排距、小井距的排状注水井网。     

大庆西部外围地区油藏评价实践

近几年通过对大庆西部外围地区新肇油田和英51区块油藏评价实践的论述,总结了“总体评价、分步实施”的新肇油田滚动油藏评价模式和在未提交探明储量区块英51“百井工程”单井油藏评价模式。这2种油藏评价模式在大庆西部外围油藏评价实践过程中均取得了较好的效果,对其它类似油田的油藏评价具有一定的借鉴意义。     

低渗透油藏常规水驱与二氧化碳驱井距界限研究

为实现吉林油田低渗透油藏井距优选设计,以吉林油田扶余油层为例,通过开展压力梯度测试实验,绘制了水驱和二氧化碳驱启动压力梯度与渗透率关系曲线,结合"一注一采"模式下储层压力分布规律,建立了水驱和二氧化碳驱的合理井距设计图版.结果表明:低渗透扶余油层的最小启动压力梯度与渗透率呈负幂指数关系,在注采压差为15～25 MPa条...     

页岩油藏压裂水平井压–闷–采参数优化研究

目前在页岩油藏的多段压裂水平井压–闷–采过程中,缺乏系统完善的水平井压裂参数优化方法,为此,基于动态反演理论,建立了压裂参数优化方法.首先,根据页岩油藏压裂后形成的复杂缝网,采用数值理论和离散裂缝方法,建立了考虑页岩油储层特征和复杂天然裂缝的多段压裂水平井数值模型(EDFM-NM),得到了含离散天然裂缝的油藏压力解及多...     

低渗透油藏压裂井网的水驱采收率与井网密度关系探讨

以长庆安塞油田和吉林两井油田的实际资料为依据，利用谢尔卡夫公式、前苏联经验公式以及国内经验公式，对低渗透油藏压裂井网的水驱采收率与井网密度关系进行了探讨。结果表明，对于常规方式注水开发井网，在利用经验公式计算不同井网密度下水驱采收率时，前苏联经验公式计算结果明显偏大，而谢氏公式偏小，国内经验公式相对比较可靠；对于压裂注采井网，特别是对实施大规模压裂的低渗透油藏注采井网，利用已有经验公式计算水驱采收率或进行经济评价时有一定偏差。因此，有必要建立低渗透油藏压裂注采井网的水驱采收率与井网密度的经验公式。     

新肇油田活性水驱油室内实验研究

针对新肇油田低渗透油层的孔隙细小、结构复杂、流体在其中渗流时,受相界面的作用强烈,致使低渗透油层注水压力高、采收率低、开发效果差的特点,采用低界面张力的活性水进行驱油。以活性水与原油间的界面张力为评价手段,选用了六种不同类型的表面活性剂进行初步筛选。同时以驱油含水率、注入压力及最终采收率作为评价手段,进行室内物理模拟驱油实验。结果表明,在相同的实验条件下,选用十二烷基苯磺酸钠水溶液与原油形成的界面张力较低,当活性水浓度为0.3%、注入量为0.3PV,活性水注入时机选择含水率为70%以前注入活性水驱油效果较好。     

低渗透储层岩电实验研究

为提供高精度储层参数,通过室内模拟地层条件下岩电实验研究,得到了葡西、新肇和卫星地区岩电参数;利用实验得到的岩电参数计算地层的含水饱和度,与理论值和试油结论进行了对比分析,结果表明,不同地区、不同层位岩电参数变化范围较大;对同一油层而言,利用理论值与实验值进行饱和度计算,实验参数更为合理些;同时在方法上探索了影响岩电实验效果的一些因素及应注意的问题。     

低渗砂岩油藏水平井开发井网模式优选

水平井开发油藏已成为提高储量控制程度和改善油田开发效果的重要手段,在我国许多油田开始得到普遍应用,根据水平井对油藏的适应条件,大庆、长庆等低渗、特低渗油田将水平井作为提高油井产能和油田产量的主要方式。利用数值模拟方法和矢量化井网概念研究了具有原生裂缝的特低渗油藏应用水平井开发的井网优化模式,以长庆油田元48井区长4＋5油藏为原型展开研究,主要包括井距、井网形式的模拟分析,水驱方向优选等,最后得到合理水平井开发井网形式。研究结果对同类油藏具有实际指导意义。     

水平缝四点井网整体压裂裂缝参数优化设计

大庆长垣内部油田经三次加密调整后,部分区块采用四点法面积井网布井,由于井距小、地下油水关系复杂,为了实施水力压裂增产改造,必须选择合适的裂缝参数,以避免油井过早被水淹.为此,针对四点井网以及水力压裂后形成水平裂缝的特点,结合萨南油田表外储层的地质特征,建立了水平缝整体压裂改造后油水井生产动态预测模型,以整体压裂改造后的增产量、采出程度和经济效益为目标,进行了裂缝参数(裂缝半径、导流能力)优化研究.该研究成果在萨南油田实际应用取得了较好的增产效果和经济效益,为这类油田整体压裂改造裂缝参数优化设计提供了理论依据.     

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。     

Research on Mechanisms of Steam Breakthrough and Profile Control Design for Steam Soaking Well

1. Introduction Steam breakthrough often occurs in wells adjacent to the injector during steam stimulation because of strong heterogeneity of reservoir bed, severe steam overlay in thick oil pays, high pressure difference between injector and producer, in-layer thermal/pressure communication, or irrational injection parameters. Once steam breakthrough occurs, dominant flow channels are formed. The oil-saturated zone could not be contacted by displacing fluids and steam/condensate appears at pr…