王场背斜构造裂缝性油藏注水开发特征研究

江汉油田王场背斜构造储层裂缝发育方向受油藏构造形态及邻近断层的影响,天然裂缝为北东40~70°,人工裂缝为北西40~70°。注入水水线推进受其裂缝发育及油水井所处位置的影响,油井远离注水井裂缝线,注水水线推进均匀,水驱效率高,注水开发效果好;油井靠近注水井裂缝,注入水首先沿裂缝方向朝近距离油井方向推进,该方向油井见效快,水淹快,水驱效果差。在裂缝特征及其对注水开发影响研究基础上,通过注采井网调整、把握注水时机,掌握合理的注采比及采用不稳定注水、高压注水等工艺,提高了油藏的产量和采收率,取得了较好的开发效果。     

电位法找水流方向技术在玉门鸭儿峡油田的应用

电位法井间监测技术是以传导类电法勘探的基本理论为依据,通过测量注入到目的层的高电离能量的工作液所引起的地面电场形态的变化来达到解释推断目的层段的有关参数的目的。电位法找水流方向是电位法井间监测技术的一个分支应用,它极大程度地提高了注水开发油田水流方向监测的可靠性,监测结果具有较高的参考价值,是油田开发后期进行油水分布规律研究的一个重要手段。为了确定鸭儿峡油田L油藏注水井注水推进方位,评价该地区注水井注水开发效果,对油藏进行了电位法找水流方向测试,通过电位法找水流方向技术的应用,明确了注水水线推进方位和剩余油分布状况,为下步调整治理提供了可靠的依据。     

多元注水技术在裂缝性古潜山油藏的探索与实践

针对大民屯凹陷古潜山油藏注水开发过程中遇到的水窜严重、水驱采收率低等问题,加强了古潜山内幕研究,在对储层特征及剩余油分布进一步认识的基础上,将常规水驱方法与渗析采油机理相结合,发展出多种井型组合注水、古潜山分层注水、异步注采等多元化注水技术,在扩大注水波及体积、提高储量动用程度方面有良好效果。该研究对同类型古潜山油藏的开发有一定借鉴意义。     

水驱前缘测试在注水井分类调整中的应用

在长期注水开发过程中,储层微观孔隙结构发生改变,进一步加大对注水井水驱前缘准确认识的难度。电位法井间监测技术是有效测定注水水线推进方位的成熟测试方法之一,可以确定注水平面推进方向、波及范围和注水优势方向,从而确定油水井注采关系,指导实施有针对性分类调整,在强势渗流方向上控制注水、在弱势方向上加强注水。调整后注水井注入状况得到改善,采油井见效明显,该方法具有较强的矿场应用价值。     

大庆低渗透油藏注水动态裂缝开启机理及有效调整对策

大庆长垣外围低渗透油藏水驱开发受注水动态裂缝影响,水驱开发效果差。为改善水驱效果,需首先明确注水动态裂缝开启规律,进而才能提出开发调整对策。综合利用地质力学、油藏工程及数值模拟等方法,建立了注水动态裂缝开启压力计算方法,揭示了其开启机理和延伸规律,并针对裂缝开启不同情况,形成了相应的调整对策。研究表明：当注水压力超过储层现今最小水平主应力时,裂缝首先沿现今最大水平主应力方向开启;随着注水压力继续增加,裂缝沿与现今最大主应力方向夹角较小的注采井连线方向开启。根据裂缝开启压力计算方法,结合大庆外围A油藏条件,其裂缝开启的临界注水压力为9 MPa。油藏注水压力为12～14 MPa,当注水井排与现今最大水平主应力方向一致时,油藏沿现今最大水平主应力方向开启单方向裂缝,剩余油主要沿裂缝呈条带状分布;当注水井排与现今最大水平主应力方向呈一定夹角时,油藏开启多方向裂缝,剩余油被多方向裂缝切割呈零散分布。基于不同井网与裂缝匹配油藏剩余油分布模式,提出了“限压注水控制多方向注水动态裂缝开启、沿现今最大水平主应力方向裂缝线性注水、侧向基质驱替”的开发新理念,给出了注水压力界限与井网加密调整模式,现场应用效果显著。     

利用生产动态资料判断低渗油藏裂缝分布

储层裂缝分布规律、方向和规模是影响裂缝性油藏开发的重要因素,裂缝分布规律、方向等因素的确定也是油藏描述中的一项重要工作.特别是对于低渗油藏,裂缝是油流通道,同时注水开发时也可以是水流通道,对油水井的部署非常重要.为了认识油藏裂缝方向及规模,探讨了应用生产动态数据对裂缝进行识别的相关方法,主要包括注水井动态判别法、生产井...     

关联交互式不稳定注水在古潜山油田开发中的应用

根据沈625块裂缝型低古潜山油藏的地质特点及开发现状,在不稳定注水技术基础上,结合直井注水水平井采油的注水开发模式,开展了关联交互式不稳定注水,即将有关联的油水井组在时间、空间和强度上实施交互式不稳定注水.应用后在控制含水上升速度方面取得了显著效果.现场生产实践表明,在达到相同采出程度时.关联交互式不稳定注水的含水率低于不稳定注水的含水率.     

沈625井区古潜山岩性、裂缝及含油性预测

综合运用地震、地质、测井、录井等多种资料,利用储层预测、波阻抗反演、裂缝建模处理和解释等技术,以RSI、FRACA为平台,建立了大民屯凹陷沈625并区古潜山岩性及裂缝分布模型,进一步落实了研究区古潜山岩性分布特征及裂缝发育状况.在此基础上采用EAA能量吸收法对古潜山含油性进行了预测,指出沈625断块和沈229断鼻构造区为当前最有利探区,为下步工作指明了方向.     

裂缝性低渗透砂岩油田合理注采井网

裂缝性低渗透油田的合理注采井网要能延缓方向性水窜、水淹时间和解决注不进水的问题 ,由于压力传导慢 ,注采井距不能过大 ,开发后期要能灵活调整井网。吉林油区已开发裂缝性低渗透油田采用过 4种注采井网开发 :正三角形斜反九点法注采井网 (扶余油田 ) ,井排方向与裂缝方向错开 2 2 .5°的注采井网 (新立油田 ) ,井排方向与裂缝方向错开 45°的注采井网 (新民油田 ) ,菱形反九点法面积注采井网 (民 43 8区块和大情字井油田 )。总结注采井网调整历程中的经验和教训 ,开发初期应采用小排距菱形反九点法面积注水 ,开发后期调整为线状注水 ;井排方向应与裂缝走向平行 ;若经济条件允许 ,开发后期用密井网注采 ,尽可能缩短油、水井排距。图 2表 2参 8     

低渗透砂岩油藏注水诱导裂缝发育的主控因素——以鄂尔多斯盆地安塞油田W区长6油藏为例

低渗透油藏在长期注水开发过程中会产生注水诱导裂缝,严重影响油藏开发特征。以鄂尔多斯盆地安塞油田W区长6油藏为例,利用地质、测井、分析测试及生产动态等资料,对注水诱导裂缝形成及发育的主控因素进行了研究。注水诱导裂缝在形成和发育过程中主要受地质和工程两大因素综合控制,其中地质因素包括天然裂缝、现今地应力、储层构型及储层岩石力学性质等,工程因素主要包括人工裂缝和注采参数（如注水时长、注水量、注采比或注采量）等。天然裂缝和人工裂缝为注水诱导裂缝的形成提供了物质条件;现今地应力控制了注水诱导裂缝发育的优势方向,并间接影响其延伸过程中的难易程度;不同级次构型单元控制注水诱导裂缝的规模,不同级次的构型界面影响注水诱导裂缝的持续延伸;储层岩石力学参数一定程度上影响了注水诱导裂缝的延伸路径;注采参数则直接控制了注水诱导裂缝的形成和延伸速度。