合水地区致密油油藏注水井转采实施效果分析

致密油是继页岩气之后全球非常规油气勘探开发的又一新热点,被中国石油界广泛关注。研究表明,鄂尔多斯盆地延长组致密油成藏条件良好,主力层系为长6、长7油层组,盆地中部及南部深湖相沉积发育区是最有利的致密油勘探区。合水地区致密油油藏发育,储层物性差,具有显著的低渗、低压、低产特征,近年来通过水平井大规模体积压裂取得了较高的初产,但油井呈现出初产高、递减大、注水不见效、裂缝性见水的突出问题。对合水地区开展了致密油油藏注水井转采措施效果分析和探究,认为有必要对注采响应关系明显、裂缝性含水上升突出、注水长期不见效的井组内注水井实施转采措施,以提高油层动用程度。     

基于产能的砾岩油层分类评价——以克拉玛依油田B油藏为例

鉴于B油藏地质特征与开发特征在平面上的差异较大,经过长时间的注水开发,油藏已处于高含水、高采出程度的阶段,以前主要以R_2M和ΔSP为基础建立的油层标准无法适应目前阶段分析油藏潜力对油层特征研究的需要。为了更好地分析油藏的剩余油分布特征,需要对油层进行更进一步分类研究。于是。本次研究结合油藏的静态参数和动态资料,从油井的产液剖面资料入手,通过分析这些射孔井段的孔隙度、渗透率、含油饱和度对油井产能的敏感性,发现油井产能与含油饱和度相关性最好(正相关)。采用含油饱和度将油层分成三类油层(一类油层S_o≥0.67;二类油层0.55≤S_o0.67;三类油层0.42≤S_o0.55),并分析了这三类油层在岩性、沉积微相、物性、生产动态的分类特征,对分类油层在平面上的分布特征和据此而计算的分类地质储量的分布特征进行研究,为油藏下步"挖潜增效"提供了重要的依据。     

河31断块水驱油藏精细注采管理的主要做法与效果

河31断块经过30多年的开发,已经全面进入特高含水开发后期,综合含水97.2％,采出程度40.1％.通过早期注水及中高含水期的层系细分,加强特高含水期的注入倍数,精细注采管理,断块递减得到了一定的减缓,为同类型油藏开发提供了一定的借鉴及指导作用.     

海相砂岩油藏水驱剩余油赋存状态——以文昌X油田为例

针对文昌X油田高含水期剩余油分布复杂的问题,设计并开展了多尺度水驱油实验,研究不同尺度剩余油赋存状态。研究表明靶区以中孔细喉-中渗储层和大孔中喉-高渗储层为主,开发后期剩余油微观尺度主要分布在中孔细喉中,岩心尺度剩余油主要分布在弱渗流区,是油田高含水期的重点挖潜对象,可通过改变压力场分布进一步提高油藏高含水阶段的开发效果。     

天然水驱油藏开发动态分析——以布诺油田为例

根据布诺油田边水油藏地质及生产特征,分析该油田压力下降随累计采油量的变化趋势,结合弹性产率比,说明该油田的天然能量充足;进而对该油田开发效果进行评价,利用水驱规律曲线得出布诺油田可采储量及采收率。     

不同注入方式对聚表二元驱驱油效果影响研究——以反韵律油藏为例

通过设计级差为3的反韵律油藏,不同厚度的模拟岩心下的笼统注入和分层注入下的聚/表二元驱油实验,通过分析两种不同注入方式下的含水率变化情况、综合采出程度、分流率等变化,得到两种注入方式的差别。     

低渗透油藏注水驱油效果分析——以子北油田玉家湾区为例

本文收集整理了子北油田玉家湾油区的静态地质资料,试采资料,注水动态资料等,利用动态数据对比该区注水前和注水后油井产量、含水率的变化,对子北油田玉家湾油区的注水效果进行了见效层位、见效周期、见效方向等综合研究及评价。     

利用流动单元驱替压力系统分析指导注采调整实践—以安塞油田为例

针对安塞油田高52长10特低渗透油藏平面非均质性强,油井见效差异大,递减较大的矛盾,基于油气渗流理论,分类研究了不同渗流单元启动压力及驱替压力分布特征,确定了极限注采井距及有效驱替范围,在此基础上通过流压控制、转注、加密等调整方式进行驱替压力系统的优化调整,有效提高低产区见效程度及单井产能,降低了区块递减。     

油田配产影响因素及方法研究——以克拉玛依油田八区下乌尔禾组油藏为例

本文参考克拉玛依油田八区下乌尔禾组油藏历年递减规律,结合油田现场实际管理经验,集成递减法、储采比法及合理采油速度法开展油藏配产,同时考虑影响配产的诸多因素,科学合理的开展油藏2016年配产研究,最终为油田领导者提供决策依据,初步形成一套适于特低渗油藏的配产方法。     

裂缝型断块油藏间歇注采矿场实践——以罗36块为例

不稳定注水能够提高注水波及系数和驱油效率,控制含水上升速度,提高油藏采收率,在油田开发中得到广泛应用。罗36断块为一狭长的封闭性小型断块,储层岩性以生物碎屑灰岩和砂屑灰岩为主,非均质性强,裂缝较发育,原油性质较差,油稠、凝固点高,油水粘度比大。开发过程中,难以建立完善的注采井网,注采对应率率较低,含水上升快,采收率低。针对罗36块油藏特点和开发中的问题,开展了不稳定注水周期、注水量等方面的研究,现场应用后取得显著的控水增油效果,达到了改善区块开发效果的目的。该块的实践表明,裂缝型断决油藏实施整体不稳定注水技术对于补充地层能量、扩大注入水的波及体积改善油藏开发效果具有重要的意义。     

低渗透油田水驱开发效果评价—以N区块为例

低渗透油田开发进入中后期,合理评价注水效果是制定合理精细注水政策的前提和基础。通过地层压力与饱和压力关系分析压力保持水平级别,利用相对渗透率曲线得出含水率与采出程度理论曲线,通过与实际曲线位置关系评价开发效果好坏。利用水驱指数与注采比关系,计算得出不同注采比条件下标准图版,将实际曲线与同类油藏存水率、水驱指数标准图版对比评价水驱开发效果。研究表明,N区块生产能力较好,采液量、注水量差异与地层压力变化保持一致,利用含水率与采出程度关系图版、存水率图版、水驱指数图版评价油藏开发效果较好。     

海上水平注水井完井方式优选方法——以F05H井为例

海上油田主要采用注水开发,且水平注水井逐年增多,渤海油田前期水平注水井采用水平段裸眼完井,由于海上钻完井作业成本较高,综合分析了F05H井采用水平段套管射孔完井的可行性,并总结了海上水平注水井完井方式优选方法,对于后续完井方式设计有一定的借鉴意义。     

特低渗油藏开发效果评价——以X区块为例

针对特低渗透油藏层数多、平面及纵向非均质性严重的问题,以X区块为例,在分析研究区物性参数基础上,对研究区含水率空间分布规律及含水率与采出程度关系曲线进行了分析,特低渗油藏空间水淹程度差别较大。水驱规律曲线综合考虑储层非均质性、油藏各向异性对采收率的影响,利用2种水驱规律曲线对采收率进行了预测。最后,根据研究区两相渗流规律得出无因次采油、采液指数随含水率的变化规律,不同含水时期提液措施对提高产油量贡献不同。研究表明,X区块空间水淹程度不同,但整体开发效果较好;水驱规律曲线预测平均采收率为27.14%;目前开采条件下,提液对提高采油量贡献较大;综合分析区块整体开发效果较好。     

气藏型储气库注采能力影响因素分析——以文96储气库为例

随着天然气地位的提升,作为天然气储存与调峰的工具,地下储气库在天然气的生产、缓解天然气供需矛盾中起着越来越重要的作用。在储气库运行过程中,工作气量是衡量储气库调峰能力和运行效益的重要指标,而储气库注采能力是制约储气库工作气量的重要因素之一。为进一步提高储气库调峰能力,本文以文96储气库为例,探究影响气藏型储气库注采能力的因素。通过对文96储气库注采气能力评价可知,该储气库注采能力均低于设计值。综合钻井、地质、地面等多项资料分析得出,影响文96储气库注采气能力的主要因素有四个：(1)压缩机未达到设计要求;(2)井网部署不完善;(3)井筒积液;(4)注采井结盐。针对四种影响因素,提出压缩机升压改造、优化井网部署、泡沫排水采气、软化水洗盐等措施建议。     

坑道线性水驱机理及可行性分析——以赵凹油田为例

本文根据赵凹油田安棚主体区无效注水严重和纵向水淹不均等的实际情况,分析了坑道线性水驱机理,提出利用油水井压裂,构成线性驱动,调整水驱方向,提高采出程度的方法。结合数值模拟对赵凹油田安棚主体区进行了可行性评价,建议在安棚区首先开辟一个实验区,待效果体现后推广应用。     

大型储气库库容评价及注采能力分析技术——以准噶尔盆地呼图壁储气库为例

呼图壁储气库由呼图壁气田开发中后期改建而成,结合气田开发规律,设计库容107亿方,是我国最大的储气库之一。气库于2013年投运,强注强采的运行模式导致井间地层压力变化剧烈,注采气量合理配置及跟踪调控困难较大,初期注采后地层压力分布极不均衡,随着储气库逐步达容,地层压力已接近设计上限压力3 4M P a,注气期存在较大的地层超压风险。定期对大型储气库库容评价及注采能力分析对储气库高效运行非常重要,研究首先通过对储气库库容参数进行评价,其次通过气井井控拟合技术,求取单井控制区域的地层压力与周期累积注采气量,从而求取投运井网控制区域周期剩余储集能力以及形成的工作气量,最后通过注采节点分析技术,研究气井注采节点能力,以满足储气库强注、强采的需要。     

应用示踪剂监测结果研究储层物性变化——以克拉玛依油田七中区克下组二元复合驱试验区为例

七中区克下组二元复合驱是中石油三采重点试验项目,已经过3年水驱和2.5年二元复合驱。对比水驱与复合驱期间示踪剂监测资料,发现水洗较强的S_7~(3+4)层见剂时间及峰值时间在复合驱后均大大提前、产剂浓度曲线收窄,显示窜流通道增强;而水洗较弱的S_7~2层见剂及峰值时间在复合驱后则有所延后、产剂浓度显著降低,显示窜流通道受到抑制。怎样封堵S_7~(3+4)层窜流通道及适当加强S_7~2层注入应是本区进一步开发的主攻方向。     

科研案例在教学过程中的应用——以《提高采收率原理》课程为例

《提高采收率原理》从提高波及效率和洗油效率为切入点,系统全面地论述了基本的驱油原理,各提高采收率技术的驱油理论、适用条件、矿场应用现状以及未来发展方向。《提高采收率原理》是一门实践应用为主的专业课,适用于油田应用化学、石油工程等专业本科生的教学工作。该课程知识体系繁杂,抽象概念、理论相互交错,导致传统教学模式严重影响学生学习兴趣和教学效果。通过把前沿关键技术的科研案例引入课堂,可有效深化理论体系的实践应用背景,进而能够很好补充和更新教学内容,提高大学课堂教学质量。教研协同理念旨在培养高质量发展背景下的新时代创新人才,能够为未来进入油气开采领域的学生打下坚实的基础,提升其综合素质。     

高渗透油藏高含水阶段采收率标定和极限含水取值浅析——以利津油田利7断块为例

滨南采油厂利津油田利7断块目前是一个比较典型的高渗透高含水阶段开发的油藏,其采收率的标定和可采储量计算具有一定代表性。高渗透油藏高含水阶段开发的采收率的标定和可采储量计算主要取决于极限含水的确定,因此,必须对极限含水加以分析和确定,使之符合区块的开发实质,更准确地用水驱特征曲线方法标定高渗透油藏高含水开发阶段的采收率。