零散分布小油砂体水驱开发效果评价

小油砂体因其储量规模小、钻遇率低、井网控制难度大、动用难度大、开发效益差,未能引起足够重视。随着老区开发难度的增加,有效合理开发小油砂体,使其成为经济可采储量,形成接替产能日显重要。通过对零散分布小油砂体水驱控制程度及最小含油面积与井网的匹配关系研究,得到了零散分布小油砂体理论水驱控制程度以及最小油砂体面积与注采井距的计算方法,为零散分布小油砂体油藏开发方案的制定和调整提供了理论基础和依据。     

砂西中浅层复杂断块油藏精细描述与调整思路

复杂断块油藏在我国广泛分布,地位重要,但其油气分布复杂、开发调整难度较高。为探讨此类油藏调整思路,以柴达木盆地砂西N1—N21复杂断块油藏为例,采用以构造为核心的油藏精细描述,通过应力分析确定油藏构造格局、多方法联合精细地震解释和成图较好地体现了油藏构造特征。以油砂体预测为核心的油藏评价,通过沉积相研究预测砂体分布,基于构造格架以断块为单元预测油砂体分布,进而以油砂体为单元进行油藏评价。以增加动用程度、完善注采关系,特别是以主力小层的注采完善为核心的油藏开发调整方向,适应于该类油藏的特点,为稳定油藏产量,提高采收率指明了方向。     

零散砂体油田注采系统调整方法研究

论述了低渗透零散砂体油田砂体规模小、分布零散、单井钻遇层数少、油层薄等发育特点以及对开发效果的影响,提出了按单砂体完善注采关系的注采系统调整方法。该方法通过研究单砂体注采完善程度,采用不规则井网注水,同时结合油水井配套技术调整,在实践应用中收到很好的效果,改善了低渗透零散砂体油田的开发效果,在同类油藏开发中具有推广价值。     

江河区小油砂体挖潜对策可行性研究

针对双河油田江河区零散分布的小油砂体较多且小砂体内控制井点少、注采井网不完善、动用程度较低的现状,开展了“双河油田江河区小油砂体潜力评价及挖潜对策”研究。通过对各类油砂体挖潜潜力的可行性研究,提出确定合理的生产井距、合理的采液速度、低效油井转注、过路油水井补孔完善注采井网等调整对策,取得了较好的开发效果。     

注水开发后期提高油砂体采收率方法探讨

注水开发后期，研究油砂体剩余油分布规律，实施油砂体综合治理，完善油砂体注采关系是提高最终采收率的重要途径之一。按照含油面积、采出程度及生产动态特点将油砂体分为3类。根据每类砂体的不同特点，采取相应的治理措施，取得了较好效果，累积增油18．5kt，增加水驱储量1．08Mt。注水开发后期提高油砂体采收率必须以剩余油的分析研究为指导，以井网对剩余可采储量的控制为前提，以油水井措施的联动为手段，从而达到提高最终采收率的目的。     

孤东油田小油砂体提高采收率技术

孤东油田小油砂体为曲流河沉积,具有面积小、储层物性差、分布零散等特点,开发上具有注采对应率、地层压力、储量动用程度和采收率均较低的特点.为改善开发效果,应用了相变对比模式、河道砂体追踪描述、正演模型等技术精细刻画了小油砂体储层内部结构及展布规律;利用数值模拟技术对2类小油砂体6种开采方式的不同厚度储层进行了累积产油量经济界限评价,优化其开采方式,制定了与地质特点相适应的活性水吞吐、注采井网完善和不稳定注水等开发调整技术;研究了小油砂体、小钻机、小井眼和新工艺的“三小一新”配套钻采技术.通过相应技术实施,孤东油田小油砂体储量动用率提高59.1％,采收率提高14.8％.     

点状注水在窄小砂体油田上的应用

根据低渗透穿小砂体油田砂体规模小、分布零散、单井钻遇层数少、油层薄、厚度小等发育特点,提出了低渗透窄小砂体油田注采系统调整过程中,过分强调平面几何形态规则变化是不利的,不能完套用砂体大面积分布油田的调整方法,应依靠分砂体研究完善单砂体注采系统,采用不规则井点点状水,同时配合油水井工作制度配套调整,在实践中应并收到很好的效果,改善了窄小砂体薄差层油田开发效果,在同类油藏开发具有价值。     

复杂断块油藏M19块动态分析数值模拟研究

利用三维地质建模结果，对复杂断块油藏马厂油田M19块建立数值模拟模型，并进行历史拟合。燃后对该块的小层开采状况，剩余油分布及调整挖潜等动态情况进行了研究，结果表明，M19块构造复杂，非均质性严重，油砂体小而零散，各层压力水平差异和注采状况差异大，层间干扰严重，只注不采或只采不注的砂体多，以往的多次调整措施，只是局部地改善了某些砂体开采的不平衡性，完善主力砂体注采对应关系和缓解层间和层内矛盾是今后调整的目标。     

特高含水期油田剩余油评价方法在胜二区沙二3—6单元的应用

针对胜二区沙二 3- 6砂层组砂体众多、分布零散且砂体间面积、储量差异大的状况 ,在精细地质模型的基础上 ,运用油藏工程方法、新井测井曲线弱水淹厚度划分方法、动态监测技术等多种手段搞清了剩余油的分布规律。对油砂体采取分类治理的对策 ,取得了较好的开发效果 ,对同类油藏具有指导意义。     

复杂小断块油藏立体井网开发模式研究

复杂小断块油藏由于断块分割作用,断块碎小、形态各异．每个断块就是一个独立的开发单元。开发上主要表现为油藏能量明显不足,且由于断块面积小,很难用完善的常规面积井网进行注水开发,致使油藏产量递减快。针对复杂小断块油藏的地质和开发的特殊性,提出了以最大限度控制储量为前提,以“少井高产”为理念,以水平井控制优势油砂体,直井、定向井完善注采关系为布井方法的立体井网优化控制理论。在部署井网时,主要考虑断块平面几何形态、断块规模、油砂体空间分布特征等因素,同时考虑储层非均质性、渗透率方向性对水驱效果的影响。实际小断块油藏的虚拟开发结果表明,基于立体井网理论的水平井一直井联合井网,较直井井网能够更好地开发复杂小断块油藏．     

河流相隐蔽型油藏特点及开发技术界限研究

桩106块Ng组油藏是在弱构造背景条件下形成的河流相岩性透镜体隐蔽型油藏，其地质特点是厚度薄、河道窄、砂体分布零散、平面叠和程度低；油藏特征为油藏成因及油水分布关系复杂；其开采特点是不同的砂体具有不同产量递减及含水上升规律。因此，该类油藏的开发风险和难度很大。故其开发技术界限不同于构造型大油田。在对该类油藏特征研究的基础上，运用油藏工程方法，分别对油藏工程参数、层系、开发方式、注采井网、地层压力保持水平、单井日产油能力及日注水能力、合理注采压力系统等技术进行了优化研究。编制了开发方案。实施后取得了良好的效果。同时该技术该研究成果对同类油藏的开发亦具有重要的指导意义。     

“四步法”在岩性油藏砂体连通性研究中应用

岩性油藏砂体规模小、非均质性强、油水分布复杂等特点造成了砂体间的连通关系复杂,砂体展布特征不明显。在"旋回对比、分级控制、不同相带区别对待"的单油层对比方法确定井间砂体连通关系,研究"对、拆、统、验"四步法,提高了高邮凹陷黄珏油田戴南组砂体连通性研究的准确度,为岩性油藏的油田注采层系调整、流线场调整等措施提供地质依据。     

安五油田侏罗系小油藏注水开发技术研究

安五油田开发始于1997年,由于区块面积小,零散分布,连片性差,油砂体发育展布形态各异,给注水井网的布局和后期开发带来一定难度,10年以来经过不断地完善注水井网,合理注采关系,及时动态调整,有效地控制了含水上升趋势,为油田稳产打下了良好的基础。     

花土沟油田Ⅲ层系油砂体动用状况研究

目前Ⅲ层系含水上升快,平面上油井见效差异大,需要改变目前以层段、小层为单元的注水开发模式,进行油砂体研究,细化油砂体潜力,开展以单砂体为单元的注采井网完善工作。III层系有224个油砂体,从储量和面积进行综合评价,将油砂体划分为四类,具有"数量多、面积小、储量小"特点;油砂体采出程度不均,尤其是一类和二类油砂体采出程度较低,剩余油砂体储量79.86万吨,占总剩余储量的81.61%,为下步重点挖潜方向;油砂体平面注水推进受到沉积微相影响,高含水油井多分布在优势沉积微相区域;评价优选出潜力油砂体29个,因"砂"制宜,有针对性地制定对策,为以单砂体为基本单元的注采井网完善打下基础,保证Ⅲ层系产量稳定。     

复杂断块油砂体剩余油分布半定量评价技术

复杂断块油藏由于断层的切割作用,断块小,形态各异,油水关系复杂。经过长期注水开发后,进入中高-高含水开发阶段,剩余油在空间上分布十分复杂,挖潜难度越来越大。断块油藏的复杂性,给储层建模带来很大的困难,数值模拟工作难度大,精确度低,难以准确描述剩余油分布。提出了基于油砂体的剩余油定性到半定量评价技术,为复杂断块油砂体剩余油预测提供了新的技术手段。该方法是在小层油砂体图编制和油砂体储量评价基础上,对油井采出量和水井注入量进行劈分,将采出量和注入量落实到油砂体,以此为基础对油砂体的注采状况进行分析,明确油砂体的采出程度、总体水淹程度,确定油砂体内部水淹差异状况,编制油砂体水淹图,半定量表征水淹特征,定性-半定量指出油砂体内剩余潜力的纵向和平面分布,为油田进行下步综合治理提供依据。     

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。     

稠油油藏非均质性对火烧油层开发效果的影响

由于油藏非均质性的存在,稠油油藏在不同注采方式下火烧油层开发效果存在较大差异。基于某油藏沉积微相分布特征,提出了3类非均质油藏概念地质模型,采用油藏数值模拟方法,建立了3类18个油藏模型,研究了油藏非均质性对火烧油层不同注采方式下开发效果的影响。结果表明：同一模型在同样的生产控制条件下,不同注采方式间的初期产油量和累积产油量之间存在差别;对于渗透率平面非均质性,高采低注火烧油层的开发效果优于高注低采;对于砂体厚度平面非均质性,厚采薄注火烧油层的开发效果优于厚注薄采;对于砂体形态非均质性,宽采窄注火烧油层的开发效果优于宽注窄采。敏感性分析结果表明,砂体形态非均质性对火烧油层开发效果的影响程度最大,厚度非均质性次之,渗透率非均质性的影响程度最小。因此,只有合理部署注采井位,才能有效地提高强非均质性稠油油藏火烧油层的开发效果。     

尕斯库勒油田N1-N12油藏下盘井区异常压力浅析

对尕斯库勒油田N1-N12油藏的钻采情况进行分析发现,近年来该油藏下盘跃350井区在钻井过程中经常钻遇异常高压区.以350井区为例,对异常高压区进行分析认为:在注采井组中,注水井射开不连通的地层后,经过长期的注水,注入水在孤立油砂体的地层附近形成高压区,即异常高压区.分析形成异常高压区的原因有3个:储层砂岩体中粘土矿物的存在、孤立油砂体的不连通性及加密注水井.建议今后在异常高压区域钻注水井时,应对钻井区进行全面地质论证,充分考虑地层在长期高压注水的情况下,地层纵、横向上的压力变化,根据实际地质情况,对油藏进行精细描述,结合油砂体的分布,分析油藏水驱油效果及油水关系,对注水油藏进行开发调整,以便更好地认识油藏中的孤立油砂体,有针对性地开发孤立油砂体.     

特高含水期水驱剩余油挖潜的实践与认识

针对北三东区块存在的问题，应用精细地质研究成果，通过多学科有机结合，综合运用多种油藏动静态数据，精确预测剩余油分布，搞清特高含水部位、剩余油富集部位、注采完善程度。针对剩余油分布零散的实际情况，优选补孔措施井、措施层位，通过补孔完善局部单砂体注采关系，进行剩余油的挖潜。实践表明，通过补孔完善单砂体注采关系，挖潜不完善井区的剩余油，可以取得较好开发效果。     

低渗透油藏提高水驱效率技术对策——以胡尖山油田H区长4+5油藏为例

胡尖山油田H区长4+5油藏为鄂尔多斯盆地典型低渗透油藏,低孔、低渗、低压。长4+5油藏为多期河道叠加复合砂体储层,隔夹层发育、非均质性强,多层合采、多层分层注水。经多年开发及井网加密调整后,注水沿高渗带及诱导缝突进,油井多方向见水,水驱开发矛盾突出,水驱开发效率低。通过梳理影响H区长4+5油藏水驱效率提高的关键影响因素,有针对性地采取治理对策,达到提高低渗油藏水驱效率的目的。结果表明,影响研究区油藏水驱效率提高的主要因素为储层砂体连通程度、储层非均质性、水驱后诱导裂缝及高深渗带发育、水驱后储层物性变化及分注井分层注水有效性等。通过采取油水井补孔、单层增注、深部调剖调驱、均衡平面采液、优化分注工艺等治理技术对策,油藏水驱效果得到改善,油藏最终采收率提高,油藏向良性开发转变。