注采井网均衡驱替的产量设计

井网产量设计的目的是为了使地层中的驱替过程达到均衡驱替，进而达到提高采收率的目的。研究结果表明，五点法和七点法注夫井网油井的产量相等即可实现均衡驱替，而九点法注采井网若要实现均衡驱替，则角井的产量要达到边井产量的倍。     

阿曼Daleel油田Shuaiba碳酸盐岩油藏水平井注水：从试验区的实绩到开发阶段

Daleel碳氢化合物油田位于阿曼北部的第5合同区块。以天然能量开发该油田Shuaiba碳酸盐岩油藏长达10余年,最初是直井生产后来改为水平井生产。由于该油田地下能量的高耗竭及对其二次开发的需要,在研究了各种方案后,水平井注水成为最佳方案。为了评价水平井注水方案,选定油藏某些区域进行了一些试验并密切监测新老井的表现。由于试验很成功,Daleel油田进入了其两大生产区块水平井注水二次开发的历史新时期,以期获得最高的采收率。除此之外,利用从试验区获得的测试和水平井注水经验可以给Daleel油田其他区块和世界范围内的类似油田提供有价值的参考。     

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏井网优化

碳酸盐岩缝洞型油藏具有储集体规模差异大、空间离散性强,井间缝洞连通结构复杂、流体流动模式多样等特征。缝洞控制程度低,储量动用不均衡,生产效果差异大,常规砂岩油藏规则和不规则井网部署方式均不适用,需要建立一种匹配油藏特点的井网构建与优化方法。将物理模拟实验和理论分析相结合,采用“立体化”、“系统化”的井网构建思路,丰富空间结构井网的理论内涵,深化重力驱替理论在空间结构井网构建中的根本性认识。建立以缝洞结构、连通关系、储量动用、能量状况和注采结构为主线的井网设计方法和六步法井网构建流程。总之,流体密度差是重力置换的主导因素,缝洞连通结构的位势差是纵向驱替的重要驱动力,主次通道的驱替速度差是垂向平衡的关键,是缝洞型油藏空间结构井网提高采收率的增效机制。     

低渗透碳酸盐岩油藏的多分支井注水开发

阿曼Saih Rawl油田的低渗透shuaiba灰岩油藏是一个几乎未断裂的、大面积延伸的低起伏构造。渗透率受基岩控制且相对较低(1-10md)。油藏大约含有9000万立方米轻油(35&;#176;API)，油柱高度为15—30米。经济开采是从90年代初开始的，也就是在发现该油田20年后，可有效地使用水平井技术的时候。今天，在该油田的注水井网中已经使用了高达7个分支的多分支井。储层中的单井裸眼总长度已达到了11km。到2001年中期为止，已钻了166km生产裸眼井段和107km注入裸眼井段，有167个水平井眼，产油量高达9000m^3／d。最初的生产井段与注入井段之间的距离为250m，现已逐渐减小到60m，但仍满足经济标准。在2000—2001年，进行了一次油田开发回顾，以进一步寻找短期和长期的开发机遇。使用了一系列新的油藏管理工具以预测油藏对各种开发选择的响应。为了试验这些概念并实施广泛的数据采集，选定了一个先导试验区。最终，开始了实验室研究和可行性研究。通过回顾，确定了短期和中期活动的规划，包括将井距加密到40m，并在现有注入井内钻附加分支井眼。还确定了开发油田的翼部区域。然后，将在现有生产井中进行鱼骨钻井和反向注水的先导试验，同时设想了像堵水和二次压裂这样的波及优化方法，以达到50％以上的目标采收率。     

水平井注采井网优化

为查明水平井注采井网的开发效果及其与传统直井注采井网的区别，采用数值模拟方法研究水平井注采井网部署方案。结果表明：与直井注水相比，水平井注采井网可形成线性驱动，推迟注入水突破时间、提高波及效率、改善油藏开发效果；水平井水平段压力损失影响水平井注水开发效果，平行对应反向井网考虑了压力损失的影响，可有效地克服压力损失造成的注入水局部突进现象，平行交错反向指指井网既考虑了水平段压力损失的影响，又可扩大井网控制面积，为最优的水平井注采井网；对于均质薄层油藏，水平井在油藏中位置的变化对开发效果的影响不明显。水平井注水技术在哈得4薄砂层油藏的开发中起到了降低注入压力、增加注入量、有效保持地层压力的作用，所设计的水平井注采井网应用效果良好。图13表4参31     

水平井与直井相结合开发营93断块中低渗透油藏

针对营93断块沙三段油藏储层单一、砂体平面分布稳定、渗透率低等特点，采用水平井与直井相结合的开发方案，使井网对储量的控制得到优化。开发过程中，通过协调注采关系，控制水平井的含水上升速度，实现沙三段中低渗透油藏的高水平开发。     

墨西哥湾油田运用水平井开采“阁楼”油提高活跃水驱油藏采收率

本文提供了墨西哥湾油田运用水平井开采薄层“阁楼”油提高活跃水驱油藏采收率的研究成果，钻进 设计运用预测油井动态的油藏模拟讨论了选择储层伤害最小的钻井泥浆，随钻测井控制以及优化完井方法，结果表明，与同 类油藏难题的常规井相比，应用综合技术完成的水平井不但使产油量猛增，而且提高了原油采收率。     

不同类型油藏注水水平井ICD完井优化设计

流入控制阀(ICD)完井已被应用于改善注水水平井的注入动态,配置ICD最初入井时的合理完井参数是取得均衡注水效果的关键.本文利用油藏数值模拟软件Eclipse,结合半解析耦合模型建立了稳态模拟和瞬态模拟相结合的注水水平井ICD完井动态模拟方法.针对高渗均质油藏、非均质砂岩油藏和裂缝性碳酸盐岩油藏,利用建立的模拟方法开展...     

潜山油藏水平井立体井网井距调整方法

均衡驱替是注水开发井网设计的基本原则。对于以中高角度裂缝发育为主、纵向油层厚度大的潜山油藏,流体重力作用对立体井网均衡驱替有显著的影响。基于渗流理论,以水平井立体五点井网为例,建立了考虑重力作用时生产井见水时间的公式,给出了均衡驱替时注采井距公式,并选取油藏参数计算了均衡驱替时中心水平井的位置;同时,利用数值模拟方法对水平井立体五点井网中心注水井所在的位置进行了优化。结果表明:计算结果与数值模拟优化结果误差为4.73%,在实验允许的范围内,验证了计算公式的可靠性;随着中心注水井逐层上移,纵向上各生产井见水时间差先减小后增大;当注水井S2位于第6层时,生产井S1和S3见水时间差达到最小,实现了均衡驱替,此时采出程度最高,达到42.52%,比S2井位于11层时提高3.84%;均衡驱替时注水井S2到生产井S1和S3的距离之比为2.95。通过调整注水井的位置,减弱了重力作用造成的非均衡驱替,改善了开发效果。     

碳酸盐岩缝洞油藏注水替油失效井原因分析

从注水替油基本原理出发,根据注水替油基本地质模型总结出影响注水替油效果的3个因素：井筒附近油水置换速率、近井地带的油气富集程度、远井地带油气补充速度,并对注水替油失效井进行分类总结,最终针对不同类型注水失效提出相应的治理方法。     

缝洞型碳酸盐岩油藏注水替油失效井治理对策

随着注水规模的不断扩大,注水替油井的增多,在注水过程中出现的问题也越来越多,注水失效的问题逐渐凸显。从油井的静态资料出发,结合酸压曲线、注水指示曲线、生产特征和动态监测资料（压降试井曲线）,初步建立地质概念模型,在此基础上,找到影响注水效果变差或失效的节点,从而采取不同的对策进行治理。通过不断的摸索总结,逐步形成了一套注水失效井的治理对策。     

低渗透油藏压裂井网的水驱采收率与井网密度关系探讨

以长庆安塞油田和吉林两井油田的实际资料为依据，利用谢尔卡夫公式、前苏联经验公式以及国内经验公式，对低渗透油藏压裂井网的水驱采收率与井网密度关系进行了探讨。结果表明，对于常规方式注水开发井网，在利用经验公式计算不同井网密度下水驱采收率时，前苏联经验公式计算结果明显偏大，而谢氏公式偏小，国内经验公式相对比较可靠；对于压裂注采井网，特别是对实施大规模压裂的低渗透油藏注采井网，利用已有经验公式计算水驱采收率或进行经济评价时有一定偏差。因此，有必要建立低渗透油藏压裂注采井网的水驱采收率与井网密度的经验公式。     

缝洞型碳酸盐岩油藏注水替油技术研究与应用

塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏随着开发的进行,地层能量日趋衰竭。对定容积油藏注水替油技术进行研究.对单井进行注水补充地层能量,恢复地层压力,利用油水重力分异增加采出量,通过注水降低油水界面实现压锥.通过深入理论研究和现场试验,在116口井进行了472个注采周期的注水替油开采,累计增油47.88×10~4t.提高油藏采收率2%以上。     

浅薄层超稠油油藏水平井蒸汽驱井网形式适应性研究

针对浅薄层超稠油油藏,以春风油田排601块为基础进行水平井蒸汽驱井网形式适应性研究。研究结果表明在钻井轨迹控制较差或非均质性较强的油藏,反九点转排状或排状汽驱井网的适应性较强。该研究成果对浅薄层稠油油藏水平井蒸汽驱井网形式的选择具有重要的指导意义。     

加密井网工作述评

近年来，在所见的国外石油文献中，还未发现确定原油采收率与井网密度关系的综合资料。只是1945年在103个油田1967年在312个油田中，提高了试图获得这种关系的文章。但是，由于研究层系严重非均质，致使研究工作无效而告终。M．Л．苏尔古切娃与本述评中的合著者，在采用提高原油采收率的经验和工业试验中，根据国外研究井网密度的综合资料，发现了大量文章。分析了加密井网过程中，仅用消耗性驱动和水驱方法时，原油采收率变化的基本规律，并提出在加密井网的同时，选出与注水和提高地层原油采收率相结合的论述结果。     

塔河油田缝洞型油藏单井注水替油技术研究

塔河油田在碳酸盐岩油藏能量弱的定容性单井缝洞单元进行了注水替油试验,大幅度提高了原油采收率。通过全面分析塔河油田大量现场注水替油资料,提出了以下注水替油技术:选择通过机采手段无法正常生产的定容性油井进行注水替油,并优先选择溶洞型储集体油井;注水替油前要尽可能利用天然能量,在地层压力难以维持正常机抽生产时进行注水替油;在注水替油的第一个周期,周期注采比应控制在0.25～0.50;溶洞型储集体油井早期注采比应控制在1.0～2.0,中后期控制在0.5～1.0;裂缝性储集体油井早期注采比应控制在0.8～1.5,中后期控制在0.3～0.8;溶洞型储集体油井前期可适当提高注水速度,裂缝性储集体油井的注水速度不宜过高;注水压力应低于井口承压能力和地层破裂压力;注水焖井后开井产液量不能高于注水前正常生产时的产液量。这些技术为碳酸盐岩缝洞型油藏单井注水替油生产提供了理论依据和技术支撑。     

碳酸盐岩油藏改善注水开发效果试验研究

双重孔隙介质的碳酸盐岩油藏在稳定注水采油后岩块系统还存在大量剩余油，而不稳定注水方法可在一定程度上提高水驱油效率。室内物理模型实验、数值模拟计算及现场试验结果一致表明：在碳酸盐岩油藏注水开发后期采用衰竭式降压开采，周期注水等不稳定注水方式，能够提高水驱油效率，改善油藏开发效果，获得良好的经济效益。