南翼山浅层油藏Ⅲ＋Ⅳ油组井网适应性研究

南翼山浅层油藏属于孔隙＋裂缝双重介质油藏,受孔隙非均质性和裂缝非均质性影响,强化注水导致油井暴性水淹,温和注水地层能量不足。目前采取间歇注水方式,油井产能低,油藏采油速度低,采出程度低,综合含水高。通过油藏开采特征研究,探索改善油藏开发效果途径,提出将目前反九点注采井网形式转变为排状注采井网方式,对提高油藏注水开发效果具有重要意义。     

沈84-安12块高凝油油藏注水井大孔道深度调剖技术

沈阳采油厂沈84-安12块是全国最大的高凝油砂岩开发区块,油藏开发进入高含水期后,注水开发中稳定地层压力与控制油井含水上升速度的矛盾日益突出.针对区块油藏非均质性强、长井段、多层位生产、注水井单层突进现象严重的现状,研究了深度调剖技术,并取得了一定的效果.该项深度调剖技术是利用示踪技术的成果,结合剩余油主要分布在主力油层大孔道中的实际.在工艺上采用封堵、深度调剖、注驱替剂的阶梯式注入段塞深度调剖工艺.来扩大大孔道注水的波及面积,以提高区块的注水开发水平.     

堵水调剖技术应用及效果评价

A油藏由于储层物性差,平面及纵向非均质性强,压裂投产后,注水导致平面及剖面矛盾进一步加剧.由于裂缝、大孔道的形成,注采井间形成优势水流通道,注入水沿着裂缝及大孔道突进,导致油井多方向见水,部分井或井组出现暴性水淹的状况.本文在A油藏储层特性、水驱规律、裂缝特征认识和研究的基础上,分析了堵水调剖、调驱及深部调驱机理,并基...     

高含水期大孔道渗流特征及定量描述方法

受注入水长期冲刷作用影响,疏松砂岩油藏在特高含水期易发育大孔道,大孔道的存在造成无效水循环,影响水驱开发效果,故大孔道识别与定量描述对高含水期提高采收率措施有重要意义。文章分析了大孔道中的高速非达西渗流特征,依据高速非达西渗流的识别标准,建立了大孔道识别标准,并在考虑注水开发过程中渗透率随冲刷孔隙体积倍数变化的基础上,建立了油藏模拟系统,并给出了大孔道定量描述方法。最后选取孤东油田七区西馆上段Ng6³⁺⁴开发单元作为典型油藏,进行了大孔道识别与定量描述研究。结果表明,在典型油藏的模拟区域储层内大孔道所占的比例较小,主要分布在注水井周围或注采井间。考虑了注采井距、注采压差、渗透率等指标所建立的大孔道识别标准能够有效的在油藏模拟系统中应用,并能准确、定量的描述大孔道。     

陈2区块水驱优势通道分布模拟与体积计算

采用注水井优势通道识别软件对陈2区块3个注水井组进行了水驱优势通道定量识别,从注采井间和井组平面两个角度对各级孔道的位置分布进行了图形化显示,并定量计算了注采井间的渗透率和各级孔道的体积。研究结果表明:超大、大孔道主要集中在注水井和采油井附近,并向油藏深部逐级发育;在水窜方向上油藏的水相渗透率和超大、大孔道的体积明显大于其他油井方向,是引起平面矛盾主要原因之一。     

利用压力激动响应判识水平井来水方向的选井决策

在特低渗透裂缝型油藏多段压裂水平井注水开发过程中,受储层非均质性、天然裂缝与人工裂缝等因素影响,水平井多方向、跨井距见水问题突出。通过注采井网油水井间压力激动响应分析判识油井来水方向,将为后期油水井双向调堵提供重要依据。为了探索水平井压力激动判识来水方向的注水井选井方法,解决注水井全覆盖监测工作量大、成本高的问题,通过建立裂缝型油藏井间连通物理模型,运用井间单元物质平衡方程求解井点压力值,在压力拟合基础上,计算井间连通系数(传导率),实现注采井间连通程度的定量表征,最终创建了流压拟合选井决策方法。现场注采井组实例计算结果显示,该方法能够准确定位水平井裂缝连通注水井,达到判识来水方向的目的。     

开发后期储层孔喉半径变化规律研究及治理对策

不同沉积相带在注水开发过程中的吸水规律不同,水驱油藏随着注水对储层不断的冲刷改造,储层物性好的沉积相带受注入水改造作用更加明显,导致注水井层间差异逐渐加大。针对开发后期日益加剧的层间矛盾,封堵大孔道强吸水层,启动弱、未动用层,成为开发后期提高注水波及体积,实现层间产量接替的必然选择。由于对强吸水层的大孔道缺乏定量认识,影响了调驱的效果。文中通过油藏渗流规律研究,提出利用注采井组之间的调配见效时间来计算开发后期强吸水储层的孔喉半径,并提供了高渗透条带突进流量的计算方法,对封堵强吸水层提供了理论依据。     

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。     

新型调剖体系的研究及应用

本厂复杂小断块油藏非均质严重,随着注水开发进入中后期,油藏非均质程度加剧,注入水沿大孔道窜流严重,导致油井含水迅速上升,注水低效循环问题日益突出。目前本厂年调剖实施1～2井次,在用的调剖工艺堵剂体系酚醛树脂弱凝胶+体膨颗粒体系有时在高温、高矿化度等苛刻油层条件下存在成胶性能、成胶时间及强度等存在不稳定现象,因此引进研究应用新型调剖工艺体系,可以弥补现有堵剂体系的不足。     

盘古梁侏罗系油藏提高水驱采收率技术研究

针对盘古梁侏罗系油藏注水上存在的平面水驱不均和剖面吸水状况变差的问题,分析影响油藏注水水驱采收率的沉积韵律、重力作用、储层非均质性、边底水发育、压裂改造等控制因素,研究出精细注采调整、完善注采井网、"三小一低"措施引效、开展周期注水等均衡平面水驱的技术手段,以及改善剖面水驱的化堵调驱、补孔调剖、暂堵酸化和选择性增注等技术手段,从而提高油藏注水水驱采收率,有效减缓含水上升、降低油田递减,确保盘古梁侏罗系油藏稳定高效开发。     

中低渗透边水油藏高含水阶段综合治理对策

SJW油区为带边水的中低渗构造-岩性油藏,边水能量弱,区块油水井均压裂投产投注,目前含水率高,关停井多,采出程度低。本文采用油藏精细描述技术,搞清了砂体展布规律,分析了影响水驱效果的主控因素,目前主力延9油层的井网受效一般,顺河道方向砂体连通性好,为注采主流通道。经过生产动态分析、开发效果评价及开发技术对策论证,提出了3点开发调整策略:采用点状不规则注采井网,增加注水井数,温和注水,恢复地层压力;在油层下部注水泥,形成一定范围的水泥封堵层段,封堵下部压裂缝,同时降低单井注水量,防止油层底部水淹;使用油井转注、换层补孔、控液复产、堵水调剖、提液等油水井综合治理措施。     

底水油藏注水开发水淹模式探讨

在底水油藏的开发过程中,常因底水锥进而造成油井大面积水淹,能否采用注水补充压力阻止底水锥进,一直是油藏工程师关心的问题。在对我国西北某底水油藏采油井的开采动态特征进行分析后,根据工区的地质参数,分别采用数值模拟技术、流线模拟技术和虚拟示踪剂模拟技术,对底水油藏注水不见效的原因进行了分析,认为注入水的主要驱替路径是:大部分注入水优先流向底水区,然后驱动底水往生产井流动,生产井表现出明显的底水锥进特征。这种注入水的驱替路径表明:在底水油藏,注水保持油层压力的方法不能抑制底水锥进。     

阿北安山岩油藏裂缝发育特征对开发的影响

阿北安山岩油藏位于二连盆地阿南凹陷阿尔善构造带中部，是具有双重介质特征的特殊岩性油藏，该油藏1989年6月全面投入开发，初期弹性开采，1990年8月开始边，底部注水开发，1991年进行内部和边，底部相结合的注水开发，注水开发后，部分油井受效较快，产量回升幅度大，但随之含水上升快，产量下降严重，也有部分油井投产初期产量主，但压力下降快，注水不受效，注水开发于1992年产量达到最高峰，1993年初就开始快速递减。     

沙埝油田沙20 东断块窄条状边水油藏有效注水模式

沙埝油田沙20东断块油藏是典型的窄条状边水油藏,整体含水率较高,局部井区水淹严重,导致油藏持续稳产较为困难,且剩余油分布复杂。应用多因素模糊综合评判方法以及电容模型原理,对区块水驱优势渗流通道进行识别,并对发生窜流的砂体及水窜方向进行了研究。结果表明,造成水驱优势渗流通道的原因包括注水井的持续注入和边水的长期水侵,在后续注水结构调整中,应以水驱优势渗流通道识别结果为基础,进行有效注水策略研究。结合储层平面及纵向剩余油分布特征,对储层进行封层、补孔、油井加密及油井转注等处理,并在此基础上,对发生不同程度窜流的区域进行注采系统优化调整。油藏采用最优方案开采15 a,采出程度提高了2.71%,且初期含水率下降了25%,提高和改善了窄条状油藏的水驱开发效果。     

非均质油藏中高含水期稳油控水措施及效果

桥口油田属典型的非均质复杂断块油藏,针对其他质特征及在多层合注合采条件下层间干扰严重、剩余油主要集中在渗透率较低油层的开发特点,开展了稳油控水的前期研究,确定了“纵向上开发层系转移”的治理思路,并采取了高含水油共挤灰堵水、注水井高压增注和高压分注为主的治理措施。通过实践证明有明显的稳油控水效果。     

热水驱开采高凝油数模研究

方法 利用数值模拟方法，研究了热水驱开采高凝油油藏中注水温度对油藏温度、油层开采效果、注水井井底压力及油层吸水能力等的影响。目的 掌握不驱开采高凝油的一般规律，为提高热水驱开采效果作参考。结果 在高凝油油藏中，注水温度影响地层半径有限。当注水温度在析蜡温度以下，原油中的蜡晶析出，堵塞孔隙介质通道，渗流阻力增大，注入进进底压力下不去，注入速度上不来，导致油藏中能力低；注水温度在析蜡温度以上，渗流阻小     

大规模压裂注水开发一体化技术在特低渗透油藏的应用

X油田特低渗透油藏储层平均埋藏深度2 300 m,平均渗透率仅为2.1 mD,在开发过程中多数断块单井日注水低于15 m3,采油速度低于0.3%,严重制约该类油藏的规模上产。为实现该类储层的有效注水开发,引入了大规模压裂技术,在对大规模压裂提高单井产量及缩小注采井距主要机理研究的基础上,进行了压后水驱动态模拟,确定了大规模压裂井具有初期产量高、注水受效快、见效后含水上升快的水驱开发特征。针对压后水驱开发特征,提出了“邻井错层、隔井同层”的压裂方式及压后提压与周期注水相结合的注水能量补充方法。研究表明:大规模压裂技术可使单井产量提高至常规压裂的2.0倍,通过压裂设计及注水补充能量方式的优化可使水驱采收率提高至26%,实现了特低渗透油藏的有效注水开发。     

塔河砂岩油藏水平井出水分析及配套堵水工艺

随着油田的规模注水和深入开发,塔河油田砂岩油藏整体已经进入中、高含水开发阶段,堵水逐渐成为水平井开发后期稳产增产的主要措施之一。找水是堵水的前提．但受成本和井筒条件复杂等因素的影响,不可能对所有并进行仪器找水作业;因此,有必要基于出水分类特征开展综合分析,为堵水和含水分析提供理论依据。文中在分析物性因素出水的基础上提出饱和度因素出水类型,通过典型井例分析,将其分为油水过渡带抬升出水和局部物性饱和度因素出水,并初步配套形成乳状液堵剂、相渗调节荆和有机冻胶饱和度出水堵剂系列,以及降压增注和暂堵保护2种堵水工艺。水平井堵水的堵剂优选和工艺优化．对解决水平井低产低效问题,实现有效控水、提高整体注水利用率具有重要的现实意义。     

渤海BZ河流相油田水平井开发模式总结与水驱效果评价

BZ油田是渤海中型常规油河流相油田,具有单砂体形态不规则、储量规模差异较大、储层横向变化快、纵向上多期河道砂体相互交错叠置的特征,针对此特点,探索出一种适合该油田的高效开发模式和策略:即早期单砂体水平井分层系布井,开发中期通过水平井对未动用储量进行挖潜,高含水期基于储层构型认识对井网内部剩余油进行挖潜。BZ油田水平井开发模式实现了多年稳产,水驱开发指标整体保持较好。根据渤海油田水驱指标评价标准,对含水上升率和递减率两类关键水驱指标评价过程进行了优化,并将得到的结果应用于BZ油田,其评价标准均为一类水平。