宁东油田水平井注水开发研究

应用水平井开发油藏,可以增加单井控制储量和单井产能,但水平井注水开发仍然不同于常规井网开发,需要合适的注采井网,合理的注采参数以确保取得较好的开发效果~([1])。宁东26井区延安组延5油藏为低压低渗边水油藏,利用水平井通过合理的井网部署,注水后加强精细注采管理,对注水受效特征进行分析,明确主流线方向,以此为依据,理论联系实际,确定合理的注采比,采油速度,生产压差等参数。宁东26井区延5油藏通过水平井开发取得了较好的开发效果,预测最终采收率在30%,成为水平井开发取得较好开发效果的典型例子。     

闵桥油田阜三段砂岩油藏调整潜力研究

闵桥E1f3砂岩油藏目前处于低速低效开发。由于油水井套损严重,注采井网遭到破坏,开发中各种矛盾越来越突出。本文对油藏近期开展的效果较好地注采调整进行了分析与评价,找出油藏存在的主要问题,对主要区块与井区进行了潜力分析,确定了井网优化调整的主要思路,提出了几个主力断块具体的井位调整意见。     

低渗透油藏井网适应性评价

针对低渗透油田开采过程中遇到普遍问题,选择DLY油田作为研究对象,DLY油田采用反九点面积井网开采,东西向油井水淹严重,南北向油井受效差,采出程度低,开采效果差。本文分别从井网密度、注采井距、油水井数比及人工压裂缝与井网匹配关系对井网适应性进行了评价,认为井网密度小于合理井网密度,南北向注采井距偏小,油水井数比偏小,人工裂缝与井网形式不匹配,目前井网已不适应油田高效开发的需求,并在此基础上提出了下一步综合调整的方向。     

改善复杂河流相稠油油田水驱开发效果对策

复杂河流相油田由于先天地质条件复杂,砂体连通性难以把握,同时海上开发这类油田仍以大井距多层合采为主,加剧了注采间矛盾。以渤海B油田为例,通过油藏工程方法评价油田注水开发存在的问题,然后选取典型井组通过油藏数值模拟方法,开展注水井排液时间及合理转注时机、合理注采比、合理油水井数比等方面优化工作,提出该类油田设计注水井排液1~2年后应适时转注,合理注采比应保持在0.9左右,油水井数比保持在1.4左右,同时应优化注采井网,考虑在物性较差的河道边部部署注水井,在物性较好的河道中部部署采油井,提高注入水利用效率改善水驱开发效果。     

水平井注水井网产能的估算方法

水平井注水由于其注入速度快、注入压力低、线性驱动等优点,广泛应用到低渗油田的开发过程中。研究人员从单一水平井的产能研究发展到混合井网的产能研究,但一直没有涉及水平井注水井网的产能计算。因此,水平井网中当水平井作为注水井时,井网的产能计算成为一个难题。文章从基本的渗流理论出发,巧妙的将水平井生产的问题转为了直井生产的问题,从而运用势的叠加理论解决了这一难题,为水平井井网的部署和产能预测提供了简单有效的方法。     

渭北油田WB2井区长3致密油藏开发方式探讨

渭北油田WB2井区位于鄂尔多斯盆地南部,长3储集层致密,孔隙结构复杂,储层微裂缝较发育,地层压力系数低,油水粘度比较大,开发难度大。WB2井区长3致密油藏2013年开始进行规模水平井多段压裂后弹性能量开发、直注平采井网注水开发、直注直采矩形井网注水开发、直注直采井网注CO_2非混相驱开发及微生物吞吐开发试验。开发试验表明水平井多段分段压裂后弹性能量投产初产较高,但递减快;直井多段超前注水有助于提高水平井初期产能并减缓水平井递减;直注直采注水开发水淹油井比例高,注水开发过程中应合理控制注水井注水压力、注水强度及油井压裂规模;注CO_2非混相驱及微生物吞吐对提高WB2井区长3致密油藏采收率效果不明显。     

砾岩油藏后期挖潜分析--以克拉玛依八4+5油藏为例

砾岩油藏的非均质特征决定了砾岩总体开发效果差，尤其在油藏开发进入含水较高的中后期往往出现：油水流动关系复杂，水驱控制程度低，以及井网井距的不适应性导致储量动用程度低，同时地层和油水井井况的问题给油藏的后期挖潜带来困难。针对以上问题利用动态和静态相结合的孙法搞清油藏剩余油分布，通过调整注采结构、平剖面压力场、井网井距以及油水井综合措施等方法来提高油藏的采收率。     

濮城低渗油藏开发新做法

本文通过对濮城低渗油藏现存井网适应性和注采井距进行研究和调查,在低渗油藏应力压敏性及低渗储层裂缝系统研究的基础上,结合低渗透储层特征,确定合理注采井距;利用油藏精细描述及相控剩余油研究对潜力进行再认识。并针对油藏注采井距大油井见效不明显的问题,立足于现有水井“实施逐层段前期培养注水”,经行加密调整及对油井实施压裂改造,有效动用潜力层,改善低渗多油层非均质油藏开发效果,加强工艺配套集成应用,实现油藏的稳产和上产。     

喇嘛甸油田北北块一区过渡带综合治理研究

目前,随着喇嘛甸油田北北块一区过渡带的不断开发,暴露出了许多问题,包括原井网适应性差,水驱控制程度低、采油速度低、采液强度不均衡、油水井数比不合理,注采井网不完善等。为了提高该区块的注水开发效果,2006年对该区块进行了井网加密,综合调整等措施。通过新钻井、油井转注后,由300m反九点法面积井网变为212m五点法面积井网。井网加密后,利用密井网的有利条件,开展各类油层地质特征与剩余潜力的深化认识,搞清了加密后各类储层沉积模式及发育特点,分析了不同油层类型动用状况特点,并通过油水井综合调整,改善了区块的开发效果。     

基于SAGD研究注采参数调整对开发效果的影响

重力泄水辅助蒸汽驱是目前辽河油田特深层巨厚砂岩稠油油藏的主要开发方式。针对地下存水量大、操作压力高引起蒸汽热利用率低等问题,通过双水平井与直井组合,上水平井大量注汽提升蒸汽干度,下置水平井重力泄水降低操作压力,直井主力采油,以达到提高热利用率及油藏动用程度的目的。储层埋藏深、黏度高、隔夹层发育,直平组合井网归属立体开发渗流,独特的油藏特性及井组开发特点导致其开发机理与常规的蒸汽驱存在较大的差别。基于渗流力学、传热学、数值计算方法等理论,建立了稠油重力泄水辅助蒸汽驱数值模型,研究开发过程中注采参数调整对开发效果的影响。     

甘谷驿油田唐157井区注水开发实践及效果分析

甘谷驿油田唐157井区油藏地质特征与储层特征研究表明井区长6油藏属于低渗透油藏,针对目前开发现状及目前存在的主要问题,通过已有井的动态资料研究单井产能、含水率变化及其油井产量的变化规律,对注采、井网系统、注水情况、水驱状况、动用状况及注水井的受效特征进行分析,综合评价了唐157井区的注水开发效果,为特低渗透油藏注水开发提供了可借鉴的经验。     

直罗油田大东沟井区长2油藏井网井距评价及储量预测

长2油藏为直罗油田大东沟井区的主力开采油藏,属于裂缝性低渗透油藏,产量递减快,需依靠注水来保持地层压力进行开采,论证得到长2油藏进行注水开发是可行的,计算合理的井网密度和极限注采井距,进而确定合适的井网形式,最后进行采收率预测并确定可采储量。     

重18井区八道湾组超稠油油藏水平井开发效果影响因素分析

水平井蒸汽吞吐开采超稠油是一项非常有潜力、有优势的技术,相比直井开发,不仅能大幅度提高开发效果,而且能够进一步提高采收率。研究稠油油藏水平井蒸汽吞吐开发效果,分析地质参数及注汽参数对该类油藏开发效果的影响程度,并进行灰色关联分析。研究表明对周期产油量影响最大的因素是采注比,其次是原油粘度。     

水平井分段压裂数值模拟优化研究

水平井开发的油田中,需要考虑人工裂缝存在后地下流场的变化,本文主要利用数值模拟技术,分析注采井网开发地下流场的变化,模拟研究裂缝方向与注水井在不同方位下,不同裂缝穿透比对产量及采收率的影响,结合固井滑套分段压裂工艺技术原理及技术特点,并形成了一套与井网结合的水平井分段压裂工艺技术。     

对北二区西部注采系统调整的认识

北二区西部受断层及局部井网衔接不规则等因素的影响,油田开发存在着水驱层系油水井数比高、部分井区注采不完善、层系交错不清晰等问题。为进一步挖掘剩余油潜力,提高井网完善程度,根据井震结合构造精细解释成果,北二西于2012年实施注采系统调整,采取新钻、转注等措施,增加了多向连通比例,提高了井网控制程度,取得了较好的效果。     

复杂小断块油藏开发中立体井网开发技术的应用

复杂小断块油藏因为断块的分隔作用,形成形态各异、断块碎小的独立开发单位。复杂小断块油藏在开发上存在着油藏能量较少,断块的面积小的特点,因此使用常规面积的井网实行注水开发是十分困难的,导致了油藏的产量逐年减少。本文结合复杂小断块油藏开发的特殊性和地质特点,在对储量进行最大限度控制的基础之上,将"少井高产"作为生产理念,使用水平井控制定向井、直井、优势油砂体的方式,对注采关系进行完善,最终形成完善的立体井网优化控制理论。在对立体井网进行部署的过程中,应该首先对以下几个特征进行考虑:油砂体的分布特征、断块规模、断块几何形态,同时对渗透率方向性和储层非均质性进行考虑,明确二者对水驱效果产生的影响。在对复杂小断块油藏进行开发的实践之中,使用立体井网理论的直井和水平井联合井网,能够比直井井网更有效的对复杂小断块油藏进行开发。     

水平井注采井网产能影响因素及规律研究

本文主要根据大庆外围A区块特低丰度葡萄花油层的实际地质情况,针对大庆外围葡萄花油层和已钻水平井所处地质特点的具体条件和限制,研究水平井注采井网的水平井渗流场分布及产能计算模型并进行具体计算分析,得到水平井整体井网产能公式,根据压力分布公式及流函数公式,计算绘制出典型水平井注采井网注采单元内的压力分布和流函数分布图。分析研究了渗透率、有层厚度、泄油区域的面积、水平段长度和井排距对注采井网产能的影响。对水平井不同年份采出程度影响因素敏感性分析,得出影响大庆外围特低丰度葡萄花油层初期产能的主要参数为有效厚度和渗透率,其次是水平段长、井排距和注采压差。利用最佳井网HW P6的模型进行数值模拟试验,考察不同钻遇率对现有井网开发效果的影响。     

蒸汽吞吐后期转蒸汽辅助重力泄油数模研究

针对小洼油田洼38块下第三系沙三段深层、特稠油油藏的特点及目前蒸汽吞吐开发进入尾声的现状,利用热采数模软件,对蒸汽吞吐后转蒸汽辅助重力泄油(简称SAGD)开发方式主要油藏工程参数如:生产层位、SAGD组合形式、直井与水平井水平距离、直井与水平井垂直距离、注汽直井井数、注入参数、水平井排液量进行了数模研究,并得出了结论。     

商三区沙二下南块低渗透油藏层系细分调整研究

商三区沙二下南块属常规低渗透油藏,油井液量低（平均单井日液5．9t／d）;含油小层多（砂组3个、小层39个）,一套井网开发。针对该块存在的合注舍采导致储量动用程度低（采出程度15．4％）、套损井多导致平面注采井网不完善等开发问题以及具有油层改造的潜力,提出了按断块分层系完善注采井网、配套压裂措施提高油水井能力、在实施过程中先钻水井及老井转注的调整对策。通过实施,取得了明显的开发调整效果。     

低渗透油藏水平井与直井混合井网形式优选

水平井与直井混合井网在低渗透油藏开发中获得了广泛的应用。为了确定混合井网的合理井网形式,本文利用数值模拟方法,对不同井网形式下的单井产能、累积产油量、综合含水率等参数进行了研究。结果表明,混合井网开发低渗透油藏以交错井网效果最好。通过分析剩余油分布及地层压力场,进一步证实了交错井网的优越性。