非均质多层低渗油藏合理注采井距的确定

由于油水在储集层中的流动存在启动压力梯度,只有在渗流场压力梯度大于启动压力梯度的条件下,流体才能流动。对于非均质多层低渗油藏,每一层都有一极限注采井距。只有当极限注采井距大于实际注采井距时,储量方能动用,否则则不能动用。据此充分考虑了多层低渗油藏的纵向非均质性,建立了水驱储量动用程度与注采井距的关系,分析了影响纵向非均质多层低渗油藏水驱储量动用程度的因素,提出了根据低渗油藏水驱储量动用程度确定合理注采井距的新方法。     

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。     

中厚层超稠油油藏动用程度影响因素及挖潜技术分析

中厚层状超稠油油藏一般储量较大,但开发难度大,动用程度低.综合应用油藏地质及监测资料,通过数理统计分析及数值模拟,研究了杜229块兴隆台油层平面与纵向上的动用规律.揭示超稠油油藏蒸汽吞吐开发动用程度的影响因素,为采取有效技术措施,不断提高储量动用程度,改善超稠油开发效果提供了基础和方向.研究表明,亚临界锅炉注汽、层系互换、水平井加密、大注汽量集团注汽、一注多采等措施可有效提高油藏动用程度,提高采收率.此次研究结果对于其它油田的中厚层稠油油藏开发也就有一定的指导和借鉴意义.     

特低渗透各向异性油藏井网加密储量动用规律

在特低渗透油藏中,由于高渗透条带的发育,通常使其表现出渗透率各向异性特征,导致注采井间的渗流规律与常规油藏不同,对井网加密形式的适应性也存在差异。基于各向异性油藏的渗流特点及井网调整形式,利用叠加原理,得到注采平面渗流场计算公式;引入线状排驱概念,对各向异性油藏井网加密形式进行适应性分析;用驱动压力梯度表征储量动用程度,提出无因次动用提高程度概念,建立定量表征注采井间储量动用规律的方法。结果表明,将初始正方形反九点井网系统地调整为排状加密井网,形成线状排驱,可有效提升特低渗透各向异性油藏的储量动用程度;初始井网井距大于400 m时,注采井间储量动用提升潜力较大。     

注采耦合技术提高复杂断块油藏水驱采收率——以临盘油田小断块油藏为例

复杂断块油藏具有断块小、纵向上小层多的特点,注水开发后期剩余油分布受控于平面和层间非均质性,常规注水提高采收率较为困难.应用注采耦合技术可提高复杂断块油藏剩余油的动用程度,以临盘油田三角形封闭断块油藏为数值模拟研究模型,结合其地质特点及剩余油分布将其划分为7个特征区,研究注水和开采过程中各特征区的压力、剩余油饱和度以及液流速度的变化特征.结果表明,注采耦合技术注水阶段在压差作用下,中心区剩余油被水驱至夹角区和夹角间区,并在开采阶段随压力降低而采出;中心区的剩余油饱和度动用程度最高,为5.2％.利用数值模拟方法对注采耦合周期内的压力恢复水平、压力保持水平以及注采比等参数进行了优化,优化结果为油藏压力系数保持在0.8～0.9,采用注采比为1.5恢复压力.注采耦合技术通过复杂断块油藏内压力的交替变化,改变油藏内流场,扩大油藏水驱波及面积,从而提高复杂断块油藏的剩余油动用程度和水驱采收率.     

复杂断块油藏改善注水开发效果技术研究

针对复杂断块油藏断层多、断块小、构造复杂、油藏类型多,开发过程中面临构造落实难度大、注采井网完善程度低、层间矛盾突出、注水储量损失严重等问题,通过精细地质研究,根据不同类型油藏存在的问题及潜力,创新思路调整注采,不断优化注采井网.采取了直井水平井组合注采、一对一点状注水、二次压裂、增压注水、深部调驱以及细分注等强化注水措施,改善了复杂断块油藏的注水开发效果,有效提高了油田水驱储量控制程度和动用程度,对于同类油藏开发具有一定的借鉴.     

弹塑性油藏注采渗流场分布及储量有效动用规律

一般弹塑性油藏存在启动压力梯度和压力敏感效应,使得开发过程中渗透率发生变化,因此,其渗流特征和储量有效动用规律与常规油藏相比存在很大差异,导致常规井网井距设计方法不能满足实际开发需求。基于经典渗流力学理论,建立典型注采井网条件下考虑压力敏感效应、启动压力梯度影响的渗流模型,并采用稳定逐次替换法得到注采渗流场分布规律;根据弹塑性油藏特点,建立储量有效动用效果的评价方法,得到不同条件下储量有效动用界限。结果表明,受到压力敏感、启动压力梯度的影响,注采单元中的储量动用范围、有效动用强度存在明显的变化;在给定油藏开发条件下,确定了储量有效动用界限,并计算得到满足储量有效动用目标的注采井距变化图版,可为油田井网优化设计提供理论依据。     

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。     

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。     

提高浅薄层特超稠油资源利用程度的技术途径

根据河南油田稠油油藏特点,在对国内外稠油开采方式调研的基础上,提出了高速脉冲注汽吞吐、加密井蒸汽吞吐、间歇蒸汽驱、水平压裂辅助蒸汽驱、出砂冷系以及低频脉冲波强化采油等6项提高浅薄层特超稠油油藏资源利用程度,改善开采效果的技术途径。预测结果表明,通过这些技术的应用,稠油资源利用率和采收率均可望提高一倍。     

薄层稠油高周期蒸汽吞吐配套工艺技术

针对河南薄层稠油蒸汽吞吐后期层间吸汽差异大、汽窜严重、热损失大、排水期长、吞吐效果差的问题,研究配套了苛化泥堵窜调剖技术、分层注汽工艺技术和SEPA增效蒸汽驱油技术,有效地封堵了汽窜通道,调整了吸汽剖面．扩大了蒸汽波及体积,提高了驱油效率。现场应用38口井,累计增油23452．9t,效果显著,为薄层稠油蒸汽吞吐后期进一步提高采收率提供了关键的技术支持。     

Numerical Simulation of SAGD Recovery Process in Presence of Shale Barriers,Thief Zones,and Fracture System

This study presents a numerical investigation for evaluating the potential applicability of the steam-assisted gravity drainage (SAGD) recovery process under complex reservoir conditions such as shale barriers, thief zones with bottom and/or top water layers, overlying gas cap, and fracture systems in the McMurray and Clearwater formation. The simulation results indicated that the near-well regions were very sensitive to shale layers, and only long, continuous shale barriers (larger than 50 m or 25%) affect the SAGD performance in these well regions. In addition, the thief zones had a strongly detrimental effect on SAGD. The results also showed that the SAGD recovery process was enhanced in the presence of vertical fractures but horizontal fractures were harmful to recovery. Fracture spacing is not an important parameter in the performance of a steam process in fractured reservoirs and extending horizontal fractures will reduce ultimate oil recovery in the SAGD process. This article provides a guideline for SAGD operations in complex geological reservoirs.     

稠油分层注汽技术及其应用

针对吞吐进入中后期,各储层之间矛盾日渐突出,储层之间的吸汽量不均,严重影响油藏的动用程度,主要表现在产油量下降、含水升高等方面,提出稠油分层注汽技术。稠油分层注汽技术是通过封隔器对互层状油层有效封隔,在纵向上划分出相对独立的注汽单元,以注汽装置对各生产单元单独作用,从而在注入阶段可以减少高低渗透层、新老层、油水层之间的干扰,充分发挥油层潜力,提高油层动用程度。该技术包括分层定量注汽技术、分层配汽技术、自动配汽技术,另外该技术针对一些特殊油井还研制了出砂井分层注汽技术和侧钻井分层注汽技术。     

河南油田热采稠油油藏水淹层常规测井识别

针对稠油油藏蒸汽吞吐开采后十分复杂的地下油水形势,河南油田应用取心井不同级别水淹层的常规测井响应建立识别水淹层的测井解释标准,并将其应用于加密井水淹层识别的工作之中。实践表明,应用常规测井资料研究、识别热采稠油油藏水淹程度的方法是可行的。     

新庄油田泌浅67区滚动勘探开发实践与认识

新庄油田泌浅67区位于泌阳凹陷北部斜坡带东段,处于北东向北倾正断层和北东向南倾正断层的交汇处,断裂发育,构造破碎,研究难度大。通过地质、地震综合研究,进一步落实了该区构造与断裂展布特征、储层及油气分布规律、储量规模。根据该区储集层为高渗储层,油层具埋藏浅、含油层数多、单井钻遇油层厚度大、纵向含油井段长、特稠油油藏等特点,充分应用斜、直井、蒸汽吞吐等钻、采技术,对储量落实的含油区块进行系统开发,取得了良好的效果。     

大庆长垣特高含水期表外储层独立开发方法

物性和含油性差的表外储层已经成为大庆长垣特高含水阶段水驱挖潜的主要对象,然而常规的井网加密、分层注水等方法开发效果较差。为此,结合表外储层发育特征和分层压裂工艺,提出了表外储层独立开发方法。根据油水井射孔层位和表内、表外储层空间分布特征,设计了“以水定油”和“以油定水”两种独立开发模式,采用多层人造浇铸岩心开展了水驱物理模拟实验,比较了两种模式的采出程度随注入量的变化特征,推导了考虑启动压力梯度和浅层水平压裂裂缝的分层压裂直井产能公式,计算分析了表外储层独立开发的技术政策界限。研究表明：长垣表外储层独立开发“以油定水”模式优于“以水定油”模式,技术极限井距和经济极限厚度分别为228 m和2 m左右。随着表外储层厚度占总射孔厚度比例的增大,采收率先下降后保持平稳,最后又快速上升。矿场应用表明：表外储层独立开发平均单井日产油量3.7 t,开发效果明显优于三次加密。     

浅薄层稠油油藏资源二次利用的一种方法—加密井蒸汽吞吐

由于河南油田稠油油藏具有“浅、薄、稠、散”的特点，所以蒸汽吞吐平均6个周期后，开发指标和经济指标明显降低。蒸汽吞吐后剩余油分布为：100m×141m及五点法并网，剩余油分布较为集中，100m×100m反七点法并网，剩余油分布零散；经济分析结果表明：浅薄层稠油油藏加密井吞吐单井的经济极限产量为1200～1500t，当油层厚度大于5.0m、纯总厚度比大于0.5，以及单井控制死油区面积大于0．5×10－2km2，且死油区离边水距离大于150m时，可进行加密，加密井蒸汽吞吐采收率可达14％左右。不同并网的加密方式为：100m×141m及五点法井网，采用直并加密方式；100m×100m反七点法并网，采用水平并加密方式。     

氮气泡沫在浅薄层超稠油油藏开发中的适用性

春风油田排601中区、排6南区新近系沙湾组超稠油油藏具有埋藏浅、油层薄、原始地层压力小、地下原油黏度高等特点,主要采用水平井-降黏剂-蒸汽-氮气复合开发模式。多轮次吞吐后,地层压力下降,边底水突破油水界面发生锥进,面临油井排水期长、周期累计产水量增加、有效生产时间变短等问题,导致最终采收率较低。为此,开展了氮气泡沫辅助蒸汽吞吐实验,通过室内实验和数值模拟,进行泡沫适用性筛选及注入参数和工艺优化。现场应用效果表明,在边底水入侵区块采用氮气泡沫辅助蒸汽吞吐,较上一周期平均排水期缩短8.3 d,含水率下降32.2%,累计产油量增加2 606.0 t;在吞吐高周期区块,注入氮气泡沫可使周期含水率降低8.6%,累计产油量增加1 668.0 t,表明氮气泡沫可有效提高地层能量和封堵大孔隙通道,达到调整吸汽剖面的目的,在提升最终采收率方面起到了关键作用。     

稠油开采技术现状与发展方向初步探讨

世界上已发现的原油资源中,稠油储量占比超过2/3。由于稠油黏度高、流动性差,开采难度大,对技术要求高。针对中国稠油油藏类型多和深度变化大的特点,分析总结了国内外稠油开采现状和提高开采效率的主要技术方向,结合现场生产动态,探讨了现有商业化开采技术对不同类型稠油油藏的适应性、应用潜力和面临的主要技术挑战。研究结果表明,蒸汽吞吐仍然是中国稠油开采的主要方式,但大部分油田已经进入到蒸汽吞吐开采的末期,开采效率低,目前成熟接替技术(蒸汽驱、SAGD和火烧油层)的适用油藏范围有限,急需研发新的接替技术;中深层稠油开发技术系列较为成熟,但针对深层、超深层和复杂类型(如裂缝/溶洞性)稠油油藏的提高采收率技术尚不成熟,加强井下产生蒸汽、溶剂辅助、原位改质和气化等前沿技术的研究更具现实意义和应用前景。研究成果对拓展稠油开采技术研究领域和方向具有借鉴和指导作用。