跃进二号复杂断块油田砂岩油藏注采系统评价及开发调整研究

利用各种动静态资料，对跃进二号复杂断块油田的地质特征、滚动勘探开发情况、油田生产现状和注采评价等方面进行了较为详细的论述，针对油田开发中存在的问题提出较为可行的开发调整建议，取得了较好的开发效果。     

低渗透断块油藏合理注采井距研究

低渗透断块油藏储量丰度小,渗透率较低,存在启动压力梯度,很难建立有效的驱替压差,而且含油面积小、形状复杂,很多属于典型的窄条状油藏,难以形成规则的注水井网,后期井网调整困难,需要一次布井成功,所以注采井距一定要选取合理.采用油藏实际岩心,通过物理模拟实验,得到了低渗透油藏的启动压力参数;利用实验结果,通过理论分析和数值模拟计算,重点研究了启动压力梯度和储层条件等对有效井距、合理井距和井网形式的影响.提出了首先将物理模拟实验、油藏工程理论推导和数值模拟计算相结合,计算得到低渗透断块油藏的合理注采井距,然后在此基础上进行合理井网部署的方法.研究结果应用于油田实际区块的井网部署中,取得了较好的开发效果,与同类油藏相比采收率可提高1.86％ ～ 2.6％.     

复杂断块油藏注采井网对储量控制程度评价方法研究与应用

复杂断块油藏纵向上油层多、高低渗储层间互发育,平面上油砂体发育面积小、几何形态不规则,导致注采井网对储量控制程度低,合理评价注采井网对储量的控制程度,是进行油藏开发调整的关键。针对复杂断块油藏的特点,综合应用渗流力学、油藏工程基本理论,分析了复杂断块油藏在现有注采井网条件下无法形成水驱控制储量的影响因素及潜力,为开发调整提供依据。     

G6断块渗流优势通道模糊识别研究

识别和预测渗流优势通道对提高砂岩油藏水驱波及体积具有重要意义。通过采用模糊综合评判法,开展江苏油田G6断块储层渗流优势通道的识别研究,预测出G6断块主力小层渗流优势通道的平面分布状况。将预测结果与动态分析、流管法、示踪法以及单井纵向剩余油饱和度测井等方法得出的结果对比验证,证实了运用模糊综合评判法开展针对江苏油田中低孔、中低渗砂岩油藏的渗流优势通道研究,具有较好的可行性与准确性。     

复杂断块油藏典型井组注采调整方法研究

针对东辛油田营１３ 断块油藏储层非均质严重、地层倾角大、井网不规则、水驱不均衡的问题,运用非活塞式水驱油理论,综合考虑储层物性非均质和剩余油饱和度非均质等多种因素,以一注多采井组为例,建立了断块油藏新区和高含水期油井产液量的优化方法。计算分析表明,为实现注水开发在平面上的均衡驱替,油井调整产液量时要综合考虑地层倾角、油层厚度以及目前油井含水率等因素的影响。对于垂直构造线方向的一注两采井组,地层倾角越大,高部位与低部位油井产液量的分配比例越大;油井含水率差异越大,低含水井与高含水井产液量的分配比例越大;两侧井区厚层相差越大,油井产液量的分配比例越大;储层渗透率差异对 达到均衡驱替所需的油井液量的分配比例影响相对较小。将研究成果应用到营１３ 断块油藏的注采调整中,日产油能力上升至１１０.. ３ ｔ／ ｄ,综合含水由９５.. ６％降至９１.. ７％,提高采收率２.. ４％,取得了较好的开发效果。     

高含水期断块油藏分采技术研究与应用

进入高含水期的断块油藏虽然综合含水已经高达90％以上,但是仍然有较大的剩余油挖潜空间,如何采取合适恰当的方式实现高含水期断块油藏的挖潜至关重要.基于此,本文在分析高含水期断块油藏开发方式面临问题基础上,就各类分采技术的应用实践进行了详细阐述.     

直角三角形小断块油藏注采井网模拟优化研究

针对复杂小断块中的直角三角形小断块油藏,采用数值模拟方法,基于非完善井网完善注采关系的思路,列出了不同井网模式下的油藏开发动态变化,给出了直角三角形小断块油藏合理注采井网形式。研究结果表明,在注采平衡基础上,优化的井网能够提高直角三角形小断块油藏的最终采收率,控制含水上升。该研究为此类油藏现场布井开发提供了必要的理论和方法依据,进一步丰富了现有井网理论和方法,对注水开发具有重要参考意义。     

断块油藏高含水后期间注调剖实践及认识

中原油田A油藏属于中低渗透性复杂断块油藏。地质储量748×104 t,标定采收率42.9%,空气渗透率(80~151.4)×10-3μm2,孔隙度22.8%。油藏分三套层系开发,层间非均质性严重。原油地下粘度为0.94mPa·s,含蜡量为20.5%。油藏原始地层压力系数为1.2。该油藏于1979年投入开发,经过20多年的开发调整,目前已进入高含水后期开发阶段,油藏综合含水达到92%,采出程度为32.6%。     

喇萨杏油田注采系统适应性评价及调整方式研究

喇萨杏油田进入高含水后期开发以后,部分区块层系注采系统不适应的矛盾越来越严重.针对高含水后期注采系统的主要特点,研究建立了高含水后期注采系统适应性评价方法,对喇萨杏油田高含水后期注采系统的适应性进行了评价,研究确定了注采系统调整的主要方式,对典型区块的调整效果进行了分析. 喇萨杏油田高含水后期注采系统调整可以归结为反九点面积井网、四点法面积井网及注采井网不完善等3种类型的调整模式. 高含水后期进行注采系统调整可以取得较好的调整效果,提高水驱采收率0.9个百分点左右.成果对油田高含水后期注采系统调整工作具有重要的指导作用.     

分层采注一体化工艺研究与试验

针对渗吸采油开发方式下,因采、注井转换作业,导致占井周期长,开发成本增加问题,开展分层采注一体化工艺研究。通过将新型液力反馈泵和新型桥式同心分层注水管柱集成,形成一种分层注采一体化管柱。实施油井转注及水井转采过程中,只需要将柱塞整体提出或下入到泵工作筒。现场在官东6X1区块分别试验2口两段一体化管柱分注井,1口采油井,实施井最大井深3 645 m,最大井斜23.95°,下泵深度最大1 810 m,配水器最大下深3 207 m,试验成功率100%,分注合格率100%。试验结果表明,该工艺可以同时满足直径φ50.8 mm柱塞及目前常用φ42 mm测调仪顺利起下,实现不动管柱注采转换目的。该工艺的试验成功对于低渗透油藏由传统水驱开发向渗吸采油开发方式转变,实现低渗透油藏的经济有效开发具有重要意义。     

高5块低渗油气田产量预测方法分析

由于受沉积环境的影响,低渗透油气田储层砂体连通性差,渗透率低,油水流动阻力大,生产规律完全不同于常规油气藏,生产中油气产量变化极其复杂,预测难度大。介绍了双对数模型、威布尔模型、俞启泰模型、灰色系统模型和微分模拟模型等5种目前进行油气产量预测的主要模型,以渤海湾盆地高5块低渗透油气田为研究对象,利用生产动态数据,运用5种模型分别对研究区产量进行了预测和分析,对比了各种方法在油气田不同开发阶段的预测精度,指出灰色系统模型对预测产量的单调上升或单调下降较为准确,而其他模型则可用于对油田开发指标的全程预测。但对渤海湾盆地高5块而言,5种常用模型的预测都存大较大的误差,为此重新拟合出了一种精度较高的线型预测模型。     

安塞油田高52区低渗油藏储层敏感性研究

为提高安塞油田油井产能,针对该区低渗储层的敏感性特征进行了细致研究。通过系统的岩心流动实验,定量评价了储层敏感程度。研究结果表明:高52区长10段低渗透储层整体存在强水敏性(水敏指数平均为77.80%,临界矿化度为10 000 mg/L)、弱碱敏性(碱敏指数平均为15.82%)、强酸敏性(酸敏指数平均为90.58%)损害;储层速敏性不仅与储层黏土矿物组成含量有关,还与储层渗透率和孔隙结构有一定关系。对该区块储层的敏感性研究为下一步的油气开采提供了依据。     

高17区块油藏描述研究与应用

高17区块ES3^2 3油藏是典型的非均质油藏，油层埋藏深，含油井段长，天然能量不足。注水开发以后，层间矛盾突出，水驱开发效果差。因此，在该区块开展油藏描述工作，先后进行了储层敏感性分析、物性与非均质性评价和储层微观孔隙结构分类评价等研究，确定了合理的注水强度、水质标准，并制定出相应的油层保护措施，为高17区块的开发调整、综合治理和小层段注水开发提供了依据，对于提高类似非均质油藏注水开发效果具有借鉴、指导作用。     

RMT测井技术及在断块油田挖潜中的应用

油田进入高含水或特高含水开发阶段,确定水淹程度,找出高剩余油层段已成为保持油田稳产和提高采收率的关键.RMT储层评价仪作为一种剩余油饱和度测井仪,它有2种可控操作模式:非弹性模式(C/O模式)和俘获模式(∑),其突出的优点是小直径、双源距、大晶体、多参数、多模式组合测井.在现河油区的整装块、复杂小断块、低渗油藏分别进行RMT非弹模式测井,通过实际资料分析,RMT测井技术在评价储层水淹特征,确定水淹程度以及求解剩余油饱和度等方面有其重要作用.     

樊151块低渗透滩坝砂油藏注水技术

樊151块为低渗透滩坝砂油藏,储层整体物性差,注水过程中水井注入压力越来越高。针对这一问题,室内评价了储层的敏感性、润湿性、水质配伍性,系统分析了注水井吸水能力变差的原因,然后优化了转注工艺及注水体系,并进行了现场试验,效果良好,实现了樊151块稳定注水,从而提高了储量动用率及最终采收率。     

二连低渗透砂岩油藏井网适应性研究

方法 应用油藏工程评价和经济评价方法,研究二连低渗透砂岩油藏的合理井网密度和油水井井数比目的 正确一连低渗透砂岩油藏目前井网的适应性,为开发调整提供依据。结果 在目前油价下,二连低渗透砂岩油世故共 有１８－３２口加密的可能,当油价上升后,可加宓同井数增加;各人合理的油水井井数比为２：１左右,个别断块接近３：！;针对井网的实际情况,对井网部署提出了自己的看法,可作局部加密调整,但调整余地小;注采井数     

东庄油田复杂断块油藏开发评价研究

东庄油田为低渗透复杂断块油藏,发育9个小断块,含油面积4.3 km2,石油地质储量259×104t。储层物性差,埋藏深,原油含蜡高,凝固点高。因储量品位低,开发难度大,发现30多年未投入开发。针对东庄油田的地质特点,对其经济有效开发的可行性,注水开发的适应性、井网井距、合理压力水平以及单井产能进行了分析,提出油田开发的实施技术路线。     

低渗透油藏综合评价技术

大港油田南部官984地区孔二2油组属低渗透油藏,由于该断块构造落实程度低,储层物性差,油井自然产能低,一直未能投入开发.2004年老井复查,对该块重新进行了构造精细解释,结合储层、测井、油藏特征及油藏工程综合研究,认为该断块具有有利的油气富集条件,先后在该地区部署评价井2口,压裂后获高产油流,在此基础上编制了整体开发方案.经整体压裂获得了较高的单井产能,实现了整体探明整装投产.     

低渗透复杂小断块轻油油藏CO_2吞吐研究

主要分析了江苏富民油田（以下简称ＦＭ油田）富４６（以下简称Ｆ４６）断块生产井Ｆ４８进行ＣＯ２吞吐的室内研究和矿场试验结果。室内长岩心吞吐试验结果表明：ＣＯ２吞吐最佳注入量为０．２～０．３ＰＶ，可增加水驱残余油采收率１０％以上；数值模拟结果表明：控制ＣＯ２注入量（＜１２１．３×１０３ｍ３）、浸泡期（７天）、返排速度（＜５０ｍ３／ｄ）及提高注入速度可获得最佳的吞吐效果，但第二周期吞吐效果远不如第一周期吞吐效果好，这可以用增加采油量和换油率（ＣＯ２利用率的倒数）来评价。现场试验采用管线输送和液态注入工艺方法，实施后，Ｆ４８井初期日增油８ｔ，有效期１４个月，累积净增油１５００ｔ，投入产出比为１∶５．８２，内部收益率８９％。证明ＣＯ２吞吐技术在低渗透复杂小断块轻油油藏运用是可行的。