提高稠油底水油藏转注井注水效率研究

针对稠油底水油藏转注井注入水在正韵律作用下驱油效果差,大部分注入水无效循环等问题,对底水油藏转注井注入水驱油效果差的原因进行了分析,提出了对转注井渗透率锥体型变化带底部进行"置胶成坝"、扩大底水油藏转注井注水波及体积的方法,并利用数值模拟、流线模拟等方法对"置胶成坝"关键参数进行了评价。结果表明：稠油底水油藏转注井注入水驱油效果差的原因是定向井转注后注入水受正韵律及大液量冲刷的影响,在"渗透率锥体型变化带-底水区-生产井波及区"形成"U"形管式无效水循环;"置胶成坝"技术提高了稠油底水油藏转注井注入水的驱油效果。先导试验井组增油效果明显,增油量达40 m³/d,改变了底水油藏转注井注入水驱油效果差的现状,将底水油藏注水由"注够水"转变为"有效注水"。这种新的注水模式对稠油底水油藏提高转注井注水驱油效果具有重要指导意义。     

黄河南地区无能量补充井提高采收率研究

复杂小断块油藏中,由于有些断块过小,油藏储量仅由单井控制,加之断层封闭、无边、底水或边、底水不活跃等原因,油藏在开发中得不到有效的能量补给,致使开发效果极差,经济效益低下。单井注水吞吐开发模式一方面利用油层的亲水性、发挥毛管力吸水排油的作用实现水驱,一方面补充地层能量,恢复地层压力,实现人工补充能量。通过多周期的注采开发,逐渐扩大水驱波及半径、提高驱油效率,从而提高无能量补充井的采收率。该方法在黄河南地区各油田实际运用取得了明显效果,加之实施简单易行,为黄河南地区各油田提高占比重较大的无能量补充井的采收率提出了一个良好的解决办法,对同类油藏的开发也具有普遍的指导意义。     

利用特殊结构井提高小断块边底水油藏采收率

江苏油田安丰、宋家垛等复杂小断块边底水砂岩油藏的油藏规模小、含油带窄、含水上升快、停关井多、吨油操作成本高,使用常规井进行调整经济效益差。主控断层断面附近井网难以控制的构造高部位、井间地带及隔夹层遮挡下水驱难以波及到的地带,是小断块边底水砂岩油藏开发后期剩余油富集的主要区域。在精细油藏描述的基础上进行剩余油分布研究,根据剩余油分布部位与规模的不同,有针对性地采取侧钻井、水平井、多目标高精度定向井等特殊结构井,充分挖掘各类剩余油潜力,大大改善了油藏开发效果。利用特殊结构井进行调整挖潜,仅以19口常规井的投资达到了34口井的效果,实现了边际油藏的高效开发。图4表1参11     

准噶尔盆地陆9井区J_2x_4油藏井间动态连通性

油田开发后期,油、水井间连通关系随开发条件改变而呈现"动态"变化规律。采用多元线性回归思想,提出了一种基于油、水井生产动态的油藏连通性反演方法。在准噶尔盆地陆9井区J2x4油藏的应用结果表明,井间连通关系可划分为各向均匀连通型、单向连通型、线状连通型和单井突进型等4种类型。其中,单向连通型和单井突进型注水井组所占比例较大,反映了油藏非均质性特点;对于边底水活跃油藏,注、采井间连通性越好,地层能量越可以得到有效补充,越可有效抑制边底水入侵。     

陆9井区薄层底水油藏水驱油规律研究

陆梁油田陆9井区由于受低幅度构造影响,成藏过程中单层(砂层厚度5～10m)未被充满,造成所有的油井同一层内形成上油下水的分布特点。油藏开发初期采用反九点面积注水井网开发,目前已进入中高含水期,采出程度为20%左右,为了挖掘剩余油潜力,应用油藏数值模拟结合实钻穿层井验证方法对薄层底水油藏水驱油规律进行了研究。研究结果表明,陆9井区薄层底水油藏水驱特征为底部水淹型,剩余油呈船底形状分布规律。     

轮南油田轮2井区三迭系Ⅱ、Ⅲ油组不同开发方式研究

利用三维三相黑油模型，在充分进行历史拟合的基础上，分析了轮南油田轮２井区三迭系Ⅱ、Ⅲ油组开发状况；并对合采与分采、衰竭开采与注水开发及不同采油速度等情况下两个油组的产量贡献、含水率、压力、边底水活动规律等进行了深入研究。研究表明：Ⅱ、Ⅲ油组天然水驱能量相差悬殊，属于不同压力系统，且原油饱和压力差异很大，合采时产生严重的层间干扰，两个油组产能得不到合理利用；实行分采分注，开发效果好；该油藏可采用较高速度开采，但采油速度不宜超过３％。     

地震属性在少井区沉积微相研究中的应用——以海6-38井区d3Ⅰ51小层为例

海6-38井区位于辽河坳陷海外河油田海1块东部,东三段1油层组5砂岩组1小层(d3Ⅰ51)发育构造-岩性油气藏。利用地震属性进行沉积微相研究在海6-38井区东三段油藏的水平井开发部署和扩边勘探中发挥了重要作用。     

底水碳酸盐岩油藏数值试井模型及其应用

为了解决有限底水碳酸盐岩油藏的试井解释问题，建立了底水碳酸盐岩油藏三维油水两相数值试井模型，采用不完全LU分解共轭梯度法进行了求解，并分析了油藏中各参数对底水碳酸盐岩油藏试井解释曲线的影响。结果表明，油井到裂缝的距离决定了底水对油井压力影响响应的早晚，底水体积的大小决定了压力导数曲线的下降程度和下降时间的长短。塔河油田底水油藏油井的试井解释结果与地质及生产状态符合程度较高。     

辽河油田水平井完井方式适应性分析

为了研究不同类型油藏水平井完井方式的适应性,结合辽河油田不同油藏类型水平井完井技术现状和现场应用情况,分别对巨厚稠油水平井完井结构和注汽效果、严重出砂水平井完井结构和防砂效果及薄层边底水稠油油藏和薄层边底水稀油油藏水平井的完井方式进行了分析和评价,优选出了适用于不同油藏类型水平井的最佳完井方式,对于提高辽河油田水平井开发效果具有十分重要的现实意义,可以作为水平井完井方式选择的参考。     

陆9井区呼图壁河组油藏双层完井排水采油油层厚度下限研究

底水锥进是导致薄层底水油藏开发效果差的主要原因,双层完井排水采油技术可以解放油层生产潜力。基于其原理并结合陆梁油田陆9井区呼图壁河组K1h2^3油藏的储集层参数,应用油藏数值模拟技术研究了理想单井模型下有效排水采油油层厚度下限,研究结果对类似油藏的开发具有一定的指导意义。图5表3参3     

鄂尔多斯盆地东南部柴上塬区三叠系延长组长6致密油成藏主控因素及富集规律

鄂尔多斯盆地东南部柴上塬区位于中国陆上发现的第一个油田——七里村油田,主力含油层为三叠系延长组长6油层.目前,对该区长6致密油成藏主控因素还缺乏全面深入研究.在综合分析钻井、录井、电测井、岩心、试油、生产动态等资料的基础上,结合室内实验观测,并引入下伏砂地比和上覆泥地比概念,对研究区长6油藏成藏特征以及烃源岩、储层、构...     

高浅北区常规稠油油藏提高采收率技术与应用

冀东油田高浅北区为一整装的常规稠油油藏,区块含油面积大,边底水活跃,依靠天然能量进行开发。因区块油水黏度比高,储层非均质性严重,油藏表现出边底水突进严重、含水上升快、采收率低的开发特征。近年来,针对油藏特点,大规模应用水平井技术,积极探索并不断完善边水油藏调剖、调驱技术,开发效果明显改善,采收率不断提高。从油藏工程的角度,介绍了水平井技术和边水调剖、调驱技术在高浅北区常规稠油油藏的设计及应用效果。     

超低渗透油藏水平井压裂优化及应用

鄂尔多斯盆地超低渗透油藏储层致密、物性差、孔喉细微,是典型的低压、低渗、低丰度油藏,超前注水和水平井分段压裂技术可提高其开发效果.文中以最具代表性的华庆油田长6超低渗透油藏为研究对象,结合注采井网根据水平并段与注水井的相对位置,将常规压裂和体积压裂进行组合设计,在距离水线较近的井段实施小规模压裂,距离水线较远的井段实施大规模体积压裂.该方案的实施,在减小早期水淹风险的同时进一步扩大了储层改造体积,提高了人工裂缝和井网、注水的适配性.同时,开展了8口水平井新型压裂设计的矿场试验,与采用常规压裂设计的邻近水平井相比,试油产量提高20 m3/d左右,投产初期3个月累计产油量提高184t,含水率较低且保持稳定.     

边底水油藏合理生产压差优化方法及其应用

边底水砂岩油藏开发中,对油井临界产量和无水采油期等方面的研究都较为深入,但对油井见水后合理生产压差的优化方法却研究不够.为此,在系统试井方法的基础上,提出了以整个油藏作为研究对象,根据油井综合含水率上升的总体特点,把含水率划分为几个阶段,研究各个阶段含水上升率与生产压差的相互关系,从而确定不同含水率阶段油井合理生产压差的新方法.这种研究是建立在大量生产数据的基础上,因而具有很强的可操作性.此方法的有效应用能充分挖掘油藏在中高含水期的产油潜力,使相应油藏的采收率有较大幅度的提高.这种方法在陈堡、周宋、永安等边水、边底水油藏的应用中都见到了良好的效果.     

储层等水动力定位方法预测鄂尔多斯盆地延长组岩性油藏

为了对鄂尔多斯盆地华庆地区延长组长8岩性油藏分布进行预测,在明确主要烃源岩为长7,中下部高阻纯泥岩基础上,限定了油藏有利区和油藏富集区的概念,认为岩性油藏富集区具有优先定位优势储层特征,首次探索性地提出,一种利用同一砂带上已知油藏富集区预测未知油藏富集区的储层等水动力定位方法。该方法在鄂尔多斯盆地延长组长8油藏富集区预测中较为实用,并能对试油出水情况进行预测。     

扣50断块沙三段Ⅰ油组高产稳产技术对策研究

扣50断块沙三段Ⅰ油组属于由构造控制的小断块油藏,边水能量比较充足,在采用水平井进行高速开发过程中,由于地质储量较小,出现边水推进快,油井含水上升速度快,油井自喷期短等情况,影响了油组开发效果。通过油藏工程和油藏数值模拟分析认为,保持该油组持续高产的最佳途径是提液生产,并在边部实施部分注水以保持地层压力。     

鄂尔多斯盆地致密油水平井注水吞吐开发实践——以延长组长7油层组为例

针对致密油藏长水平井自然能量开发后期如何补充能量的难题,在致密油藏注水吞吐采油机理、可动油定量评价和矿场试验评价的基础上,提出了水平井注水吞吐的选井条件和技术政策：①初期产量较高、含水较低、有一定稳产期的水平井实施注水吞吐效果较好。②从经济性和储层非均质性两方面考虑,若水平井单段人工裂缝破裂压力差异小,则采用经济、操作简单的笼统注水吞吐方式;若水平井单段人工裂缝破裂压力差异较大,采用分段注水吞吐方式能够较好提高段间注水波及面积,缺点是成本较高。③鄂尔多斯盆地延长组长7油层组致密油自然能量开发转注水吞吐补充能量时机为地层压力保持水平降到原始地层压力的60%;注水吞吐注水后地层压力保持水平达到原始地层压力的110%;单段注水速度为10~20 m³/d;焖井时间为10~13 d （1 000 m³注水量）;开井后水平井百米日产液量为1.5 m³/d。对鄂尔多斯盆地延长组长7油层组的50多个井组开展了致密油水平井注水吞吐试验,有效井组的比例达到了约70%,平均井组增油量为610 t,取得了较好的实施效果。     

侧钻水平井在陆梁油田开发调整中的应用

准噶尔盆地陆梁油田陆9 井区下白垩统呼图壁河组油藏为典型的薄油层、边底水活跃的砂岩油藏,开发过程中受边(底)水推(锥)进及注入水突进影响,部分油井含水高、采出程度低且增产难度大。为提高油藏开发效果,利用多种手段对油层水淹状况和水驱规律进行了系统研究,确定了剩余油富集区。通过运用油藏工程和数值模拟,对侧钻水平井主要技术参数进行了优化。2008—2009 年共实施侧钻水平井14 口,平均单井增油8.1 t/d,含水下降47.2 个百分点,恢复产能2.69×10⁴ t,效果十分显著。     

氮气+凝胶二元控堵底水技术及现场应用

底水水平井开发的关键技术是控制底水侵入、保证地层压力和有效提高采收率,最大限度的延长油井的无水采油或低含水采油期和保持底水均匀驱替,以提高底水油层开发效果。氮气+凝胶二元控堵底水技术,在底水油藏油水界面附近形成凝胶隔板和高压气腔,增加水流阻力,降低动液面,可以有效压水消锥,提高水平井的采收率。现场的实际应用验证了其技术的有效性和可靠性,该项技术可以广泛应用到底水油藏控水稳油的开发实践中去。     

鄂尔多斯盆地华庆地区长8油藏局部油水分布复杂成因分析

华庆地区位于长7源岩的发育区,油源充足,成藏条件有利,区内也发现许多高产富集区,但该区油的分布不均,局部高孔高渗带测试产大水,如白241等井。根据大量钻测井、试油试采以及储层荧光等分析资料,系统地研究了华庆地区长8油藏局部油水分布复杂的原因,指出长8油藏局部高孔高渗带出水的原因是长7源岩与储层之间存在泥岩隔层,它阻碍源岩生成的油往下运移到长8储层,源岩与储层之间的输导层控制了该区长8储层的含油性。该认识为研究区下一步的勘探和评价提供了可靠的地质依据。