基于势函数的井网流线演变特征

在油田开发过程中,经常遇到井网调整问题,x油藏初期采用反九点井网开发,生产过程中高含水油井转注、同时采油井排排间加密,井网变为排状注采井网。而井网调整后注采井间的流场会发生改变,流体流动规律变得更加复杂。为了研究反九点井网至排状注采井网的流线演变特征,考虑储层非均质性和压实作用对势函数方程进行求解,得到反九点井网流线;进而结合实际井网的调整模式,得到了反九点井网转排状注采井网的流线模型,获得井网调整后的流线。研究结果表明,反九点井网的流线分割区位于排状注采井网的主要流动区,加密后,注入水与加密井之间的流线穿越了该部分区域,井网水驱控制程度得到改善,原先驱替效果差的区域受到注入水的波及。排状注采井网的不可动区域位于反九点井网的主流线区域,在反九点井网的开发过程中已经受到注入水的驱替。流线分布特征显示反九点井网边角井之间的流线分割区、排状注采井网原采油井排采油井与加密井之间的流线分割区以及加密前后流线分割区的叠合区水驱效果较差。研究揭示了反九点井网至排状注采井网的流线演变特征,为井网的二次加密调整提供了理论基础。     

改善杏十三试验区聚合物驱效果研究

针对杏十三聚合物工业性试验区注采井距过大、葡Ⅰ组油层作为一套层系开采聚驱控制程度低、聚驱效果差的实际情况，在杏十三区东部开展了缩小井距试验，注采井距由212m缩小到150m，并把葡I3单独作为一套层系开采，井网加密后，聚驱控制程度得到进一步提高，由52．8％提高到64．3％。为优选出与油层具有较好配伍性的聚合物，开展了新型抗盐聚合物的室内驱油实验和现场试注试验，优选出“大庆再创”中分抗盐聚合物。用数值模拟技术研究了井网加密前后采收率的变化情况，井网加密前后对比，可提高采收率2．74个百分点。     

萨中开发区特高含水期井网调整与优化技术

大庆油田萨中开发区目前已进入水驱、聚合物驱、三元复合驱并存的开发阶段,地面井网密度80~150口/km2,井网间开采对象存在交叉现象,在特高含水期开发阶段,井网的调整、优化利用显得尤为重要,为此,对萨中开发区油层性质、驱替方式及注采井距三者之间的匹配关系进行了较为细致的研究,初步确定了与油层性质相对应的驱替方式及合理井距,建立了特高含水期由水驱开发转向聚合物驱(三元复合驱)开发阶段的井网演变模式。     

萨中开发区高台子油层合理井网加密方式

大庆油田长垣高台子油层目前已进入高含水后期开发,开发过程中,暴露出了由于注采井网不完善而引起的一系列开采矛盾,原有300 m×300 m井距正方形反九点法面积井网已不适应目前的开发现状.因此选取萨中开发区北一区断西高台子九点法典型区块进行了储层精细地质建模和历史拟合,在此基础上进行了高台子油层井网加密调整方式优化设计,从技术指标和经济指标综合分析,优选出了在原井网4口井中间加密油井,将原反九点井网的油井全部转注,形成注采井距为212 m×212 m的五点法面积井网开发方式,为大庆油田高台子油层下步加密调整提供理论依据.     

大庆油田三类油层聚合物驱开发实践

在分析大庆油田三类油层地质特征的基础上，通过室内物理模拟实验和数值模拟研究，以及对大庆油田正在开展的三类油层注聚合物试验区开发状况分析，总结出大庆油田三类油层聚合物驱开发的主要做法：细分开采层系，严格控制注聚合物对象，减少层间差异，提高油层动用程度；三类油层聚合物驱需缩小注采井距至100m左右，以提高聚合物驱控制程度，完善井网注采关系。优选三类油层聚合物相对分子质量时，需要考虑聚合物相对分子质量对驱油效果的影响，并考虑聚合物相对分子质量与油层配伍性以及低渗透油层黏土矿物膨胀对渗透率的影响。图3表5参8     

薄差层极限注采井距求解新方法探讨

针对薄差层注采井距不合理与储层动用程度低的问题,根据低渗透油藏五点井网注水开发特点,利用面积波及效率公式计算薄差层二次加密井网２ 套开发层系面积波及效率;运用多元线性回归,拟合面积波及效率数学模型,计算不同注采压差下极限注采井距;利用有效动用系数计算极限注采井距。对比２ 种方法计算结果,误差在５％以内,证明利用面积波及效率数学模型对极限注采井距求解的正确性,该结果可用于调整薄差层注采井距,改善薄差层开采效果。     

五点法井网注聚的合理井距研究

注聚井井距直接影响到聚合物驱控制程度,合理井距的选择尤为重要.根据辽河油田聚合物驱试验区块的地质特点,设计制作了物理模型,用物理模拟的方法对五点法井网注聚的井距进行了研究,物模结果表明,井距不宜小于150 m;同时用数值模拟的方法对五点法井网注聚的井距进行了研究,数模结果表明,井距不宜大于180 m.矿场试验结果表明,井距在150～180 m之间经济可行.     

萨尔图油田北三东注采系统调整的实践与认识

萨北开发区已进入特高含水期采油阶段,选取含水最高且水驱开发矛盾较为突出的北三区东部进行注采系统调整,探索特高含水期改善开发效果的新途径,这也是萨北开发区进入特高含水期后首次开展的大规模水驱调整。通过配套优化注采系统调整方法和跟踪调整技术,特别是将一、二次加密调整层系的注采系统调整与改善三次加密调整层系的开发效果相结合,进一步提高薄、差油层及表外层的动用程度,同时将注采系统调整与油水井补孔、局部区域钻打补充井及井网综合利用相结合,进一步完善单砂体注采关系,解决多层系多井网每件下的开发矛盾。     

复杂断块油藏高含水期合理井距确定方法及其影响因素

井网加密调整是复杂断块油藏高含水期改善开发效果的重要措施,合理注采井距的确定是决定井网加密调整效果的关键.以一注两采井组为例,以均衡驱替为目标,以油水两相不稳定渗流理论为基础,考虑断块油藏储层物性、剩余油分布和地层倾角等因素,建立了复杂断块油藏高含水期合理井距确定方法,并采用油藏数值模拟进行了验证分析.结果表明,对于水驱方向垂直构造线方向的一注两采井网,在其他储层条件和剩余油饱和度相同的条件下,地层倾角越大,达到均衡驱替所需的注采井距比越大;注采井间储层渗透率、油井含水率差异越大,达到均衡驱替时所需的注采井距比越大.数值模拟验证结果表明,在地层倾角为10.、油井含水率均为90％时,该方法计算出注水井左右两侧注采井距的比值为1.264,按此结果进行井网部署,10a末注水井左右两侧油井含水率分别为96.85％和97.13％,2口油井含水率相差0.28％,总采出程度为38.37％,比均匀布井可提高采出程度5.81％.     

缩小井距结合聚合物驱提高边际油层采收率研究

陆相、多层、非均质砂岩油田部分油层因发育连续性差、渗透率低、层间渗透性差异大,造成现井网水驱控制程度低和层间干扰严重,致使水驱采收率低。由于进一步加密井网进行水驱开采经济上不可行,为此提出了井网加密和聚合物驱结合的方法,并开展了先导性矿场试验。室内聚合物注入参数研究、方案设计优化、聚合物驱动态特征、分层注入工艺以及增产、增注措施的研究表明,在井距缩小到100 m的条件下,将厚度小于1 m、渗透率界于5×10-3~100×10-3μm2的油层组合,通过分层注聚、分质周期注聚,可提高采收率10%以上。结果表明,井网加密和聚合物驱技术结合经济可行。     

大庆油田中区西部三次加密井注聚试验效果评价

随着大庆油田主力油层注聚面积的扩大，适合聚合物驱的一、二类油层剩余储量逐年减少，而多数地区已均匀部署二次加密井，单靠水驱增加储量较少。提出采用三次加密井水驱后补开一、二类油层以外的所有油层（主要是薄差层）注聚增加可采储量的方法，在中区西部密井网试验区内的一个“9注16采”井区开展注聚试验，通过对试验效果的分析，3类油层（①封堵厚油层后的原密井网调整对象，②原井网未射孔的薄差油层，③200m左右井距控制不住的窄小河迫砂体）注聚后均得到不同程度动用，总的吸水比例达57%，在100m井距条件下注低分子量聚合物，注聚后有效果度大于0.5m的油屋得到了有效控制，是聚合物驱的主要潜力层。中心井聚驱最低点含水86.78%，中心井含水最低点时日产油58t，与见效前相比日增油35t。综合含水下降9.4个百分点，用动态法、静态法、数模法综合评价中心井增加可采储量的结果表明，采用二次加密井注聚的方法预计可使最终采收率提高约4%，图2表2参5。     

喇萨杏油田层系井网现状及调整对策

喇萨杏油田具有储层多,砂体形态复杂,平面、纵向差异较大及非均质严重等特点,这决定了储层不可能在开发初期一次认识清楚,需要在水驱开发过程中逐步提高对储层的认识,并不断调整、改善油田的开发效果.喇萨杏油田的开发经历了基础井网、一次加密调整、二次加密调整、三次加密调整和主力油层聚合物驱油,目前已进入特高含水期开发阶段,基于喇萨杏油田萨中及以南地区多套水驱层系井网交叉的认识,提出对喇萨杏油田不同地区的油层实行"分类研究、分类挖潜",即对不同类型油层分别采用聚合物驱开采、注采系统调整与三次加密相结合等新的开发技术对策,为油田后期进一步提高采收率、改善油田开发效果提供有效调整途径.     

双河油田Ⅳ5-11层系二元复合驱合理井网井距研究

油田进入高含水开发后期,聚/表二元复合驱技术是进一步提高采收率的有效途径,合理的井网井距是其成功的关键。在双河油田Ⅳ5-11层系实际地质条件下,利用数值模拟方法研究了四点法面积井网、五点法面积井网、九点法面积井网、排状井网对二元复合驱的影响,结果表明五点法面积井网提高采收率的幅度最大。在考虑注入能力、采液能力及渗透率与注采井距关系、二元复合驱驱替液在不同井距下的流动速度、见效时间以及表面活性剂的有效作用距离的情况下,计算求得双河油田Ⅳ5-11层系二元复合驱合理注入速度为0.1～0.11PV/a,不同渗透率条件下的合理井距为170～283m,为Ⅳ5-11层系井网部署提供了重要依据。     

低渗透油藏井网整体加密调整技术界限

定量表征低渗透油藏井网整体加密前后储量有效动用规律的变化,是油田制定合理开发调整策略的基础。基于实际低渗油田反九点井网整体加密调整方式,利用势叠加原理,得到了反映实际井网形式下的开发单元渗流场分布计算公式;提出了"有效驱动压力梯度"的概念来反映流体在注采单元间的动用程度;统计了不同区域的有效驱动压力梯度大小与注采单元控制范围的关系,进而建立了定量描述不同井网条件下储量有效动用规律的评价方法。研究表明,基础井网整体加密后,井距缩小、井间驱动压力梯度增大;当原始井距大于300 m时,井网加密可以大幅提高储量动用程度,是井网加密调整的重点关注对象;当原始井距小于200 m时,进行井网加密调整来提高储量动用程度的潜力较小,但若油藏储层较厚,可以酌情进行加密。     

克拉玛依油田八区下乌尔禾组油藏小井距试验开发效果技术研究

克拉玛依油田八区下乌尔禾组油藏是特低渗透、微裂缝发育的巨厚层块状砾岩油藏。1979年采用反九点法面积井网试验开发,,井距从550m加密到275m,实现了全面注水开发。"九五"后仍存在采油速度低、见效程度低、压力保持程度低等问题,于2004年在油藏中部4+5两套加密井网的叠加区开展了小井距试验,由275m×388m反九点加密为138m×195m反九点,后期转为五点井网平行裂缝方向注水。同时,控制单井注水量,采用点弱面强的注采政策,试验五年以来通过井网加密调整改善水驱控制程度,缩小井距、提高压力梯度使低渗透率油层充分动用起来,小井距开发在油田生产中后期取得了较好的成效。     

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。     

杏六区三次加密可行性及加密方案优化研究

大庆油田杏六区油藏已经进入高含水开发后期,剩余油分布零散、薄差油层整体动用程度低.在当前井网控制程度下,无法将表内薄层和表外储层的剩余油开采出来.在对杏六区油藏各类油层动用状况和水洗程度归纳分析的基础上,通过研究剩余油分布特点以及可调砂岩厚度,确定了三次加密调整采用五点法井网,保持注采井距在100～170 m的布井方式.并在已选定的布井方式基础上,设计了两套不同的三次加密方案,结合数值模拟和经济效益对两套布井方案进行优选、评价.最终确定在调整区内单独布一套油井,将二次加密井转注作为注入井,形成井距在144 m左右的五点法井网的加密方案.     

大庆油区杏六区中部油藏三次加密合理布井方式

大庆油区杏六区油藏经过43 a注水开发,现已进入高含水开发后期,剩余油分布零散,低渗透薄差储层动用程度较低。在储层精细地质描述的基础上,应用剩余油综合描述技术,分析了杏六区中部油藏二次加密后剩余油分布特点、油层水洗状况和可调砂岩厚度。针对有效厚度小于0.5 m的表内薄层和表外储层,开展了三次加密调整合理布井方式研究。主要采用三次加密调整与原井网、注采系统调整及后期三次采油相结合的优化布井方式,通过实施调整井网类型、注采井距、注采系统等措施,达到完善注采系统、充分挖潜剩余油的目的。在杏六区中部油藏实施三次加密调整措施后,采收率同比提高2.72%,表外储层水驱控制程度提高9.69%,表内薄层、一类表外储层和二类表外储层动用砂岩厚度比例分别提高了4.32%,6.13%和14.78%,并形成了配套的三次加密调整技术。     

喇萨杏油田薄差油层及表外储层调整方式

喇萨杏油田已进入特高含水期及高采出程度开发阶段,多油层、非均质严重,薄差油层及表外储层储量占30%以上,这类油层不仅具有低渗透油层的特点,而且与中高渗透油层交互分布,开采及调整难度大.通过对喇萨杏油田薄差油层及表外储层分布特点、开发现状及剩余油分布的分析,提出了与油层性质相结合、与剩余油分布相结合、与原井网布井方式相结合、与长远调整方式相结合的原则.结合二类油层上返时机及多套层系开发的特点,充分利用三次加密、三次采油相结合调整方式,三次加密井水驱调整与现井网注采系统调整方式,发展和完善现有开发技术,选择合适的油层组合方式、井网井距及驱替方式,提高薄差油层及表外储层的动用程度.     

聚合物驱后组合驱合理井网井距的确定

根据经验,聚合物驱后组合驱在注采井网井距问题上可参考聚合物驱井网井距的研究方法。由于油田实际资料表明吸水、产液指数相差较小,因此组合驱选择五点法面积井网较为合理。又由于组合驱井网井距大小主要影响聚合物的热降解情况,因此可根据化学剂在地层中的粘度-浓度关系、水解增粘规律、剪切降解及热降解规律,可求得组合驱中不同浓度聚合物段塞在注入地层不同时间后的粘度;再结合不同井距下组合驱驱替液流动速度及见效时间,并考虑注入能力、采液能力以及油层渗透率与注采井距的关系,即可得到组合驱井距的合理范围。