地质工程一体化在大平台集约化建井中的实践——以吉林油田新立Ⅲ区块为例

目前,油气资源劣质化已成为油气勘探开发所面临的共性问题,吉林油田尤为突出。受低油价与资源品质变差的双重冲击,效益建产难度越来越大,产建规模大幅萎缩。为应对上述挑战,借鉴北美致密油气开发的成功经验,提出了"提产量、提采出程度、降投资、降成本"的策略,在吉林油田新立Ⅲ区块常规低渗透油藏应用地质工程一体化理念,形成了集约化建产模式,实践了油藏体积改造、非常规能量补充、工厂化作业等一系列非常规技术及做法。与常规建产模式相比,在提高产量与缝控储量、降低投资与运行成本方面,取得了突出效果,并在致密油开发中得到进一步推广。实践表明,在充分重新认识低渗透油藏潜力与技术体系的基础上,实施地质工程一体化、非常规技术的合理应用,是目前乃至今后实现效益建产的必然选择。     

低渗透油藏增产增注工艺技术研究

我国低渗透油气资源分布具有含油气多、油气藏类型多、分布区域广以及"上气下油、海相含气为主、陆相油气兼有"的特点,在已探明的储量中,低渗透油藏储量的比例很高,约占全国储量的2/3以上,开发潜力巨大。低渗透油藏由于自身特殊的储层特性,即油层储层渗透率低、丰度低、单井产能低,在生产的不同阶段需要采取相应的增产增注措施来保证油藏的开发效率以及油井的产量。相当于高渗透油田的开发来说,低渗透更容易堵塞,增大了低渗透油田的开发难度。为了最大限度的开发油田的潜能,获得更高的油气产能,提高油田的采收效率,在油田开发中不断研究增产增注的工艺技术,并在油田中不断的推广应用。     

启动压力影响下确定油藏有效动用半径

低渗透稠油储层具有启动压力梯度,油藏储量的有效动用受到更多条件的限制。基于低渗储层基本渗流特征,文中分析了油藏弹性能量开发中的不稳定渗流过程,并采用稳定逐次逼近法求解包含启动压力梯度项的渗流方程;考虑启动压力梯度影响,建立了在低渗透油藏衰竭开发过程中满足油井开井日产油量要求的有效动用半径的求解方法;结合油田实际情况,分析了低渗透储层中压力和压力梯度分布规律,以及油藏储量极限动用、有效动用半径的变化规律。研究表明,对于此类油藏,要综合考虑技术和经济条件确定油藏储量有效动用的界限,才能合理部署油藏开发井网。     

低渗透油藏差异开发技术研究与实践 ——以济阳坳陷博兴洼陷为例

为提高低渗透油藏储量动用率和原油采收率,在总结博兴洼陷低渗透油藏研究成果及各种资料的基础上,依据低渗透油藏的地质特点和储层物性特征,通过理论研究和室内实验相结合的方式,研究了低渗透油藏的渗流机理,因不同渗透率级差低渗透储层流体渗流特征不同,将低渗透进一步细分为普通低渗透、特低渗透、超低渗透。对开发难度大的特低渗透、超低渗透油藏采取了常规注水开发、小井距注水开发、大型压裂弹性开发、气驱开发和长水平段水平井非常规开发等一系列差异开发技术,取得了明显的技术进展,并对这些技术在低渗透油藏开发的适用性进行了评价。研究认为,博兴洼陷低渗透油藏内的流体均具备一定的流动能力,通过差异开发技术改善渗流特征,可以实现有效动用。     

开发低渗透油田的小井眼钻井技术

为解决我国大量低渗透、低丰度储量无法动用的问题,近年来分别在大庆、吉林和长庆等油田分公司开展了小井眼钻井技术的研究与试验工作。低渗透油气藏单井产量低,按常规方法开采,油田开发建设的投资规模大,原油生产成本高,经济效益差或无经济效益。对小井眼钻井技术及其在不同低渗透油田的应用进行了分析、评价,认为采用小井眼钻井技术可较大幅度地降低钻井成本。形成规模性的小井眼钻井配套生产能力是提高低渗透油藏开发效益的重要保障和途径。     

鄂尔多斯盆地樊学油区开发层系的划分与组合研究

樊学油区具有油层数量多、纵向跨度大、油藏渗透率低,叠合储量大的特点。目前主要采用一套层系开发,造成储量控制动用程度低、储量动用不均衡、采出程度低等问题。为改善油田开发效果、提高油藏的动用程度及采收率,依据油藏工程分析和经济评价方法,结合油田的实际情况提出层系优化组合的经济技术界限,设计了延安组、长4+5、长8各划分为一套开发层系。同时,在樊学油区设计了分层系开发部署方案,并对该方案进行了数值模拟开发指标预测,预计可增加可采储量102.4×104t,提高采收率7%,表明超低渗透薄油藏合理划分开发层系可有效改善油藏开发效果,为今后类似油田开发提供借鉴。     

海上低渗透油田开发特征及开发技术对策

海上新开发油气田中,低渗透油藏储量所占比例越来越大。与陆上低渗透油田相比,海上低渗透油田的开发更具有挑战性。在对海上低渗透油藏地质特征深入研究的基础上,总结分析了其开发生产特征及开发过程中面临的问题,结合陆上低渗透油田开发实践经验,提出了适用于海上低渗透油田开发的技术对策,对今后海上低渗透油田的开发具有重要的借鉴意义。     

深层低渗透敏感稠油油藏降黏引驱技术研究及应用 ——以胜利油区王家岗油田王152块为例

为了有效动用开发难度极大的深层低渗透敏感稠油油藏,以胜利油区王家岗油田王152块为例,在深入分析开发难点和渗流机理的基础上,创新性提出降黏引驱开发技术,利用单管填砂驱油模型实验、油藏工程方法和数值模拟方法,开展深层低渗透敏感稠油油藏的开发技术界限研究。研究结果表明：生产井降黏吞吐引效,注入井早期变浓度连续驱替、后期变浓度段塞降黏驱替的降黏引驱技术开发深层低渗透敏感稠油油藏,能提高采出程度14.3%。同时优化并确定了降黏引驱的驱替方式、引效周期、降黏体系浓度及注入量等开发技术关键参数。王152块王152-斜6井组先导试验结果证实,截至2020年9月,井组日产油量峰值为11.5 t/d,比试验前提高了5.4倍,驱替生产157 d,累积注入量为6 534 m3,所有采油井均已见效,井组累积产油量为856 t,开发效果明显改善,预测提高采收率为11.0%,实现了深层低渗透敏感稠油油藏从未动用到有效动用的转变。     

海上低渗透油田开发基本矛盾和主控因素研究

根据低渗透油藏储层孔喉细小、流体流动困难、孔隙度低、储量丰度较低等地质特点,以及采油井自然产能低、注水井吸水能力差等开发特点,针对海上油田的开发条件,研究了海上低渗透油藏开发的极限注采井距、平面波及系数和纵向动用程度、注采平衡等问题,分析了海上低渗透油藏开发所要解决的三个基本矛盾,即"少井开发"与"建立有效注采"的矛盾、"高效动用"与"波及程度低"的矛盾、"高速开发"与"注采不平衡"的矛盾,指出矛盾产生的主控因素是海上油田开发井少,导致原因是海洋环境和开采高成本。在此基础上,研究了实现海上低渗透油藏有效开发的技术突破方向,指出应从提高单井产量、降低单井工程投资分摊两方面入手,在井型井网和注采方式上探索有效开发新模式。     

新立油田集约化井丛长效举升采油工程技术

针对吉林油田当前面临的资源品质差,产能效益低,常规技术难以经济开发等问题,本文重点围绕低渗透油藏以集约化大井丛建井为基础的开发模式,针对大井丛特殊井况,采取"三降一提一隔离"的长效举升综合配套技术,有效降低了大井丛油井管杆磨损,形成一整套切实可行、具备推广应用价值的采油工程技术方法。     

鄂尔多斯多含油层系叠合超低渗透油藏水平井立体开发模式研究

针对鄂尔多斯盆地多含油层系叠合超低渗透油藏单层水平井井网开发储量控制程度低、注采关系不完善、无法实现油层纵向的充分动用的情况,在总结超低渗透油藏储层隔夹层模式及其对水平井开发影响的基础上,提出了平面上采用直井完善注采关系,纵向上采用水平井立体开发提高储量控制程度的立体开发模式,并评价了水平井立体开发井网在不同储层隔夹层模式的适应性。研究结果表明,水平井立体开发井网适用于稳定隔夹层多含油层系叠合油藏,并确定了平面上五点井网、纵向上水平井重叠布井为合理的井网形式和叠置方式。研究与现场应用表明,水平井立体开发井网可进一步大幅度提高超低渗透油藏采油速度、提高开发效益。     

小集油田低流度油藏高效开发研究与探索

小集油田是一个典型的低流度油藏,部分区块因低渗、低产而处于低效、负效开发状态.面对小集油田丰富的储量资源和低效开发局面,通过深化地质再认识,转变开发观念,以建立有效注采驱动压差为核心的系列配套技术,采取超前注水、加密调整、注采工艺配套等技术手段,不仅使小集油田低效资源得到有效动用,实现了高效开发,而且形成了一套适合低流度开发的开发模式.     

低渗透各向异性油藏菱形井网储量动用评价及设计优化

确定菱形注采井网的合理注采井距和井排比,是低渗透各向异性油藏实现储量有效动用和注采均衡驱替开发部署设计的关键。基于一般低渗透油藏特点,建立了考虑启动压力梯度和渗透率各向异性影响的渗流方程,利用经典渗流力学理论,得到了菱形反九点井网注采单元中渗流场分布的解析解;基于注采单元中平面渗流速度变化的分析,提出了评价储量有效动用状况的方法,得到了不同条件下低渗透各向异性油藏储量动用变化规律及主要影响因素;以满足注采单元中“有效动用范围要求和均衡驱替系数最大”为优化目标,建立了低渗透各向异性油藏菱形反九点井网优化的计算模型,实现了菱形井网合理井距和最佳井排比的联立优化求解。实例分析表明,根据建立的低渗透各向异性油藏菱形井网优化设计方法,可以得到适合油藏实际条件和满足开发要求的合理井距和最佳井排比,为此类油藏的有效开发和注采井网的优化部署提供了科学依据。     

柴达木盆地“三低”储层地质评估概况

当前我国已探明低渗透油田的地质储量有50多亿吨,广泛分布于全国各个油区,而动用率只有50%左右。如何有效动用此类难动用储量,提高低渗透油藏采收率已成为当前研究的重要课题。本文针对柴达木盆地三低储层做出地质评估,分析不同三低储层的岩性、物性和矿物组分等特征,通过岩石力学与地应力回归技术,掌握储层的岩石力学参数和措施改造难点,为实现三低储层的有效动用并提高该类储层的单井产量提供理论依据,为该类油藏的勘探与开发及柴达木盆地内油田的稳产和上产提供技术支撑。     

世界低渗透油气开发技术

<正>低渗透油藏通常具有低丰度、低压、低产"三低"特点,其有效开发难度很大。我国中低渗透石油储量的比例越来越高,探明低渗透地质储量占我国探明油气资源地质储量1/3以上。为了高效开发低渗透油气,取得好的经济效益,渗透油藏油气开发向着应用保护油层为主的小     

低渗透弹塑性油藏压力分布特征及极限半径研究

低渗透弹塑性油藏具有明显的启动压力梯度和压力敏感效应,在油井生产过程中,储层压力分布规律与常规油藏存在着明显的不同。基于低渗透储层基本渗流规律,建立包含启动压力和压敏影响的渗流方程,并采用稳定逐次替换法求解,得到了综合考虑启动压力梯度和压力敏感影响下,储层渗透率和启动压力梯度的分布变化规律;并在此基础上,分析低渗透弹塑性油藏压力分布特征,进而确定出此类油藏储量极限动用半径。研究结果表明,对于低渗透弹塑性油藏,要综合考虑启动压力梯度和压力敏感的双重影响,确定油藏储量的极限动用范围,以指导此类油藏开发井网的部署。     

深水油区多油田组合开发及产量接替优化

对由多个油田组成的海外深水开发项目区块,高效开发的关键是针对不同油田的特点,统筹规划不同油田投产次序和产量接替的组合方式,实现有效开发时间内的整个开发项目的最大收益。文中基于深水油田特点及开发要求,通过3个方面的研究来实现深水油区不同油田组合的储量动用及产量接替优化。一是建立深水油田储量分级评价标准,并利用数学综合评价方法确定不同油田的储量等级;二是通过分析深水油田产量运行主控因素,建立不同等级储量的关键开发指标预测模型,可作为不同油田组合开发下产量运行计算的基础;三是建立满足不同限制条件、开发效益最大的数学模型,并利用过程控制理论进行计算,优化得到不同储量等级油田的组合方式和逐次动用程序。将本文方法应用在XF深水油区的开发部署中,基于油田实际数据,进行了不同条件下、多个油田储量动用及产量接替方式的计算,优化结果符合实际开发需求,提高了深水油田开发决策的科学性。     

低渗透油藏水驱开发效果综合评价方法研究与应用

考虑到低渗透油藏水驱特征的复杂性,借鉴以往对中高渗透油藏注水开发效果评价的一些方法和原理,运用模糊多级综合方法对低渗透油藏注水开发水驱储量控制程度、水驱储量动用程度、含水率、含水上升率、存水率、注水量、可采储量、能量的保持和利用程度、剩余可采储量的采油速度和年产油量综合递减率10个方面的指标进行评判。为注水开发低渗透油田的水驱开发效果提供一种科学的评价方法。     

利用复杂结构井开发新庄油田南三块稠油油藏

新庄油田南三块稠油油藏发现了20多年,＂九五＂期间采用螺杆泵采油技术对原油粘度小于2000mPa.s的普通稠油进行了开发,但原油粘度大于2000mPa.s的普通稠油和特稠油油藏由于油藏含油宽度小、直井钻遇油层少、热采效益低而一直未动用,储量动用程度低。通过对南三块稠油油藏提高资源利用程度的研究,采用大斜度井和水平井动用新庄油田南三块稠油油藏,通过数值模拟研究优化了水平井水平段长及注采参数,采用定向射孔、短周期注汽、氮气＋泡沫调剖等技术控制边水上升,使新庄油田南三块稠油资源利用程度和采油速度大幅度提高。     

浅层特超稠油油藏高周期吞吐挖潜技术研究与应用

河南井楼油田一、二区为浅层特超稠油油藏 ,高周期吞吐开发呈现周期产量低、汽窜频繁、水淹油层严重、储量动用程度低等生产特点。通过精细油藏研究 ,配套高周期吞吐后剩余油分布监测技术 ,实施堵水、优化注采参数、化学增效、区块调剖等工艺技术 ,二次开发动用弱水淹和中低渗透层 ,提高油层剖面动用程度 ,改善油藏整体开发效果 ,使浅层特超稠油油藏得到高效开发。