裂缝性低渗透油藏注采系统调整技术研究

裂缝性低渗透油藏,在正方形井网反九点注水方式开发过程中,表现出与裂缝走向一致的注采井见效快,含水上升快,甚至暴性水淹,而与裂缝走向垂直的注采井见效差,地层压力低、油井产液能力低。为此,通过对裂缝性低渗透油藏由反九点注水转线状注水渗流特点、油水井数比影响因素和注采系统调整作用的探讨,结合外围朝阳沟和头台等裂缝性低渗透油田注采系统调整效果,提出了适合外围油田不同裂缝走向与井排方向夹角井网转线状注水的合理调整方式,为裂缝性低渗透油田注采系统调整提供了理论和实践依据。     

油藏非均质性对聚合物驱开发效果的影响

聚合物驱是水驱后进一步提高原油采收率的三次采油技术,在不同类型油藏中均取得了较好的应用效果。聚合物驱开发过程中,油藏非均质性对聚合物驱的驱替效果有较大影响。基于油藏沉积微相展布形态,归纳出储层渗透率平面非均质性、厚度平面非均质性和几何形态非均质性等3类油藏非均质性。应用油藏数值模拟方法建立3类多个理论地质油藏模型,并且在每一类模型具有相同的生产约束条件下,研究了油藏非均质性对聚合物驱不同注采井网驱替效果的影响。研究结果表明,同一模型在相同工作制度和不同注采方式下,初期产油量和累积产油量存在较大差别。对于储层厚度平面非均质性油藏,厚注薄采的聚合物驱开发效果优于厚采薄注;对于渗透率平面非均质性油藏,高注低采的聚合物驱开发效果优于高采低注;对于几何形态的非均质性油藏,宽采窄注的聚合物驱开发效果优于宽注窄采。因此,合理地部署注采井网能有效地提高油藏聚合物驱的开发效果。     

双重介质油藏井网部署方法研究

双重介质油藏不同部位裂缝发育程度差异很大,非均质性强,储层物性平面差异很大。采用常规直井注水开发,油井见水后含水率上升快等问题,开采速度和采收率会比较低。裂缝发育的双重介质油藏对注水开发井网的部署极为敏感,采油井和注水井应如何组合才能获得更为有利的渗流场,从而取得更好的注水开发效果十分关键。     

石咀沟长2油藏非均质性与注水效果分析

研究了油藏的非均质性,探讨了非均质性不同的注采井组的注水开发效果,认为对陕北类非均性明显的低渗油藏,注水开发效果是比较好的。     

低渗透油藏中不同压裂注采井网非稳态产量计算分析

在井网压裂基础上进行注水,可以有效改善流场,增大泄油面积,是开发低渗透油藏的重要手段。快速准确预测低渗透油藏注水开发产量可以为开发优化设计奠定基础,但低渗透油藏注水开发呈现非稳态、非线性渗流特征,基于达西定律形成的油藏工程方法并不适用。本次研究通过流场分析,来划分等效流动单元,并在此基础上考虑了油水两相渗流启动压力梯度,采用流线积分法建立了不同压裂注采井网的水驱非稳态产量解析计算方法。与物理模拟及数值模拟相比,计算方法更简单,计算速度更快,可以为低渗透油藏压裂注采方式优选及注水开发对策制定提供手段。采用本方法计算并剖析了启动压力梯度、压裂注采方式及裂缝长度对油井生产动态的影响,结果表明：启动压力梯度增大了渗流阻力,与不考虑启动压力梯度相比,油井产量更低;受流动单元控制,不同压裂注采方式的增产效果及见水时间完全不同,同时压裂注采方式的增产效果最好,能够增产3.1倍,但见水时间仅为24个月;随着压裂缝长增加,油井产量越高,但当缝长超过最佳长度,增油效果不明显。     

低渗透砂岩油藏注采井网调整对策研究

低渗透油藏注水开发后,注采井网难以满足后续开发需求。应用油藏工程和数值模拟预测等方法,对低渗透油藏合理油水井数比、注采井网调整方式、调整时机以及调整后新、老井合理注水调整方法进行系统研究,形成了低渗透油田井网调整技术。考虑低渗透储集层的渗流特性、启动压力梯度导致油水井地层压力的差异,推导了适应低渗透油藏的油水井数比计算公式。根据储层裂缝发育状况以及剩余油分布特征,选择水驱面积波及系数较高的井网进行调整。敖南油田合理的调整方式是将裂缝不发育井区反九点法井网调整为五点法井网,裂缝发育井区转线性注水。对不同调整时机下的开发效果预测表明,调整越早,效果越好。井网调整后要适当控制老井注水,加强新井注水,使地层压力分布更加合理。研究结果表明,利用上述调整对策对低渗透油藏实施注采井网调整是可行的,可以为低渗透油田井网调整提供新的技术支持。      

微量元素示踪监测技术在火烧山油田H3油藏的应用

火烧山油田H3油藏为低渗裂缝性砂岩油藏,受裂缝和储层非均质性的双重影响,在注水开发过程中,流体的渗流规律愈来愈复杂,油水井的注采关系难以判断。为了更好的认识该油藏的水驱规律,在该油藏北部优选了5个井组开展微量元素井间示踪监测。根据监测结果分析,注采对应的一线油井仅有一半左右能够受到相应注水井的注水控制,且油井多为单层、单向受效;注采井间注入水主流通道以裂缝为主,波及系数小;油层平面及层内非均质矛盾中等偏强,H_3~3、H_3~2小层的层内非均质程度整体上要大于H_3~1小层;监测区域北部、东北部的显裂缝发育区剩余油饱和度较高,分布集中,形成明显的剩余油富集。     

安塞油田特低渗透油藏有效驱替压力系统研究及注水开发调整技术

安塞油田特低渗透油藏的非均质性较强，注水开发启动压力梯度大，天然微裂缝较发育和油井见水后采液，采油指数下降等因素对注水开发效果的影响日益突出，应用压力叠加原理研究地层压力分布规律，计算注采井间压力及压力梯度分布曲线，结合室内试验及现场测试确定的启动压力梯度值，确定建立有效驱替压力系统的合理排距，开展以强化注水、不稳定注水、沿裂缝线状注水、注水产液剖面调整为主的注采调整以及裂缝侧向加密调整，取得了明显稳产效果。     

低渗透油藏水平井整体注水开发数值模拟研究

在安塞油田坪桥区实际地质模型的基础上,通过科的抽象,建立了数十个非均质数值模拟模型比较详细地研究了低渗透季油藏水平井整体注水开发中的一些基本的油藏工程问题,包括水平段与人工裂缝方向关系、人工裂缝条数、生产井和注水井人工裂缝长度以及合理的注采井网等．     

复杂断块小气顶油藏注水试验研究及合理注入量确定

衰竭式开发的小气顶油藏由于天然能量不足,随着开发生产的进行,油井产量下降快,整体采出程度低,开发效果不理想。ZSG油田Z3断块地层压力保持水平低,油井大多间开低液生产,有必要开展注水试验,优选合理注采井网,鉴于地下亏空大,采用弥补地下亏空和采出孔隙体积两种算法优化合理注入量,注采试验区块现场实施表明,注水后油井产量上升,增油见到明显效果,注水试验区块的成功对ZSG油田全面实施注水开发具有一定的指导意义。     

低渗透油藏水平井整体注水开发数值模拟研究

在安塞油田坪桥区实际地质模型的基础上,通过科学的抽象,建立了数十个非均质数值模拟模型,比较详细地研究了低渗透率油藏水平整体注水开发中的一些基本的油藏工程问题,包括水平段与人工裂缝方向关系,人工裂缝条数、生产井和注水井人工裂缝长度以及合理的注采井网等。     

镇泾油田ST2井区长6_2油藏注采井网适应性研究

镇泾油田ST2井区长62油藏是典型的特低渗透油藏,储层物性非均质性较强、局部微裂缝发育严重、油水分异性较差。自投入开发以来,单井产量低,递减速度快,开发后期单井产液能力较低,油井提液难度较大。根据长62油藏开发特点,从合理井距、合理井网密度、合理油水井数比等方面,对目前油藏注采井网的适应性进行了研究,提出了后期注采结构调整建议,并利用数值模拟软件进行了方案论证,对于合理高效开发该油藏具有一定的指导意义。     

靖边油田墩洼油区延9油藏注水开发效果评价

针对靖边油田墩洼油区延9低渗透油藏,层内非均质性强,部分注水井吸水不均,水驱规律复杂,注水调控难度大的问题,通过研究其注采对应关系,油水井生产能力,注水情况、采油速度、油藏压力保持水平、注采井网适应性的研究,对研究区的注水开发效果进行了研究,结果表明:油藏注水时间短,地层亏空严重,油水井数比过高,达到4.18,大部分面积没有水井控制,水驱控制程度只有45%左右,存水率为负的50%,导致采油速度低,目前采油速度只有0.26%;目前压力保持程度低,压力系数为0.43。目前油藏注水开发效果差,采出程度低,潜力大。     

多层非均质油藏注水开发指标预测方法

目前多层油藏注水开发指标预测方法忽略了油藏的平面非均质性及注采井组开发的影响,指标预测结果与实际差别较大。基于油藏工程理论,推导并建立了考虑油藏平面、层间非均质性及注采井组开发的多层非均质油藏注水开发指标预测方法。该方法首先应用经验公式劈分各小层注采单元,然后对各注采单元非均质参数进行等效处理,将注采单元转化为均质单元,最后应用物质平衡原理和Buckley-Leveret水驱油理论,预测各注采单元的含水率、采出程度等开发指标,进而得到整个油藏的开发指标。将实例应用结果与数值模拟预测结果进行对比表明,该方法计算简单,效率高,结果准确,可用于实际油藏开发指标的预测。     

直井-鱼骨井混合注采井网水驱特征

鱼骨井能够增大井筒与油藏接触面积,有效改善低渗透裂缝性油藏开发效果。但受井型结构及井网等因素的影响,在注水开发过程中出现诸多问题,如见水时间难以确定,含水上升速度较快等。用数值模拟技术,研究了采用直井注水、鱼骨井采油井网的低渗透裂缝性油藏的水驱开发效果。绘制了油藏中鱼骨井的水驱流线分布以及含水变化图版,总结出直井-鱼骨井混合注采井网开采的含水上升规律,对实际油藏开发具有一定的指导意义。     

冻胶泡沫体系堵水效果分析

火烧山油田储层裂缝极为发育,基质渗透率极低,属于特低渗的裂缝性油藏.油田注水开发时间不长, 由于储层存在大量裂缝,油藏纵向和平面非均质性非常严重,导致注入水沿高渗透层或裂缝发育地带突进,油井含水上升速度很快,已进入高含水开发期.堵水调剖技术通过封堵高渗水窜层段,较好地调整注水剖面,扩大注入水波及体积,从而有效改善水驱状况,提高水驱效率.用堵水技术控制油井含水率,关键在于分析油层注采关系,对区块油、水井进行整体堵调,有效加强低渗透层注水,控制高渗透层水窜,从整体上改善区块的注水开发效果.综合分析H3层H1304井历次堵水效果得出,对其相应注水井调剖后堵水效果较好,采用冻胶泡沫体系堵水比较有效,可以改善地层油水渗流状态,堵水有效期较长.由于每口油井油藏地质特征都不同,所以H3层其他油井同期堵水效果不尽相同.     

矢量化井网设计方法探讨

油藏非均质性是造成目前水驱油藏开发效果差、剩余油分布零散的主要原因。为弱化油藏非均质性的负面影响,提出部署矢量化井网。矢量化井网应与油藏的非均质性相适应;根据不同方向渗透率大小确定注采井距和根据油藏具体特点选择合适的水驱方向是矢量化井网设计的关键所在。为此,根据数值模拟结果和矿场实践经验,总结了矢量井网设计方法;并应用于实践,效果很好。     

平面非均质油藏均衡水驱调整方法研究

针对平面非均质油藏注采不均衡的问题,运用数值模拟和油藏工程方法,提出了基于多参数定量计算的均衡水驱调整方法。研究表明,井距调整和驱替压差调整是实现平面非均质油藏均衡水驱的2种有效方式。根据储层平面非均质性、流体分布状况与注采井距、驱替压差之间的水驱平衡关系式,可定量调整不同方向注采井距和驱替压差的大小及比例。实际油藏应用表明,均衡水驱调整能够减小储层平面非均质性对水驱开发的影响,提高注水利用率,有效改善油藏开发效果。     

微地震波裂缝监测技术在油田裂缝研究中的应用--以克拉玛依八区下乌尔禾组油藏为例

应用微地震波裂缝监测技术 ,研究了克拉玛依八区下乌尔禾组油藏裂缝分布特征及油藏油水宏观流动特征 ,总结了该油藏裂缝的分布规律 ,指出了裂缝发育的方位和平面展布形态 ,分析了裂缝研究成果在调整井设计、注采井网调整、压裂参数选取以及平面注水管理等方面的应用效果。结果表明 ,处理好注采井与裂缝、地应力的关系是低渗透裂缝性油气藏高效开发的关键     

低渗透平面非均质油藏注采井布井方式对CO2驱开发效果的影响

中国陆相沉积低渗透油藏在平面上因受到不同沉积微相分布的影响，储层有效厚度、渗透率平面非均质性较强，实施CO₂驱的效果受注采井平面相对位置的影响较大。为探索合理的布井方式，改善开发效果，采用数值模拟方法，以大庆榆树林油田某注CO₂试验区的典型地质油藏参数和注采参数为依据建立理论模型，得到了不同平面非均质性、不同注采井布井方式下的CO₂驱开发规律。结果表明：CO₂驱注采井布井方式为“高渗注低渗采”和“厚注薄采”时的整体开发效果优于“低渗注高渗采”和“薄注厚采”；储层平面非均质性越强，不同布井方式下的开发效果差异越明显。研究成果可为低渗透平面非均质油藏CO₂驱注采井位的优化设计与调整提供重要参考。