加密水平井挖潜改善超稠油油藏动用程度研究

通过曙一区超稠油杜229块兴隆台油层的油藏基本特征和生产动态分析,发现超稠油蒸汽吞吐开发油藏平面动用程度较差,井间地带仍有大量剩余油。为了改善蒸夜空吞吐开发效果,提高油藏动用程度,在井间部署加密水平井,采用直井与水平井间的多井整体蒸汽吞吐技术,已见实效。     

边底水砂岩油藏高含水期水平井加密技术

针对边底水发育的砂岩油藏高含水期底水锥进到上部层位、井筒附近剩余油潜力小、井间潜力大、注水动用难度大的矛盾,通过应用油藏数值模拟、计算边底水油藏水驱前缘技术,确定了底水锥进和边水舌进状况,提出剩余油分布特征研究技术、水平井优化设计技术、水平井配套技术,有效动用高含油部位,确保水平井轨迹沿油层顶部钻进,有效动用剩余油。     

水平井动用状况改善方法研究

为改善油藏动用状况,缓解超稠油直井蒸汽吞吐进入高速周期递减的难题,对油藏均质性及剩余油分布不规律等因素进行分析.结合现场应用认为,新钻水平井可采用循环预热方式保证蒸汽循环加热水平段,对于井间加密水平井可采用双管注汽、CO2调剖、直井辅助吞吐等方式有效改善水平段动用状况,提高油井采收率.     

哈萨克斯坦NB油田注水开发水平井适应性研究

哈萨克斯坦North Buzachi油田(简称NB油田)为注水开发的边底水稠油油藏,在大力加强油藏地质精细研究基础上,积极推广应用水平井开发油藏新技术,在油田主体部位采用直井和水平井组合式开采,挖潜注采井井间剩余油,而在油藏边部油水过渡区则以提高难采储量动用为主。生产过程中,在油田主体部位的水平井表现出含水上升快、产量递减迅速等特征,未取得预期效果。研究结合油藏地质特征,剖析水平井开发油藏的生产特征,以油藏数值模拟为手段,优化部署新区水平井,探究水平井开发该类油藏的适应性。     

水平井在江汉油区开发中的应用

水平井在开采过程中具有泄油面积大、单井产量高等特点,已成我国陆相油田开发过程中的主要增产方式。随着江汉油区逐渐进入开发后期,面临剩余油挖潜和储量动用难度不断加大的困境,通过对江汉油区水平井的生产现状以及在低渗薄层油藏、稠油油藏、致密油藏的应用效果进行分析,表明大力推广应用水平井是提高油田开发效果的有效方式。针对水平井措施效果进行分析总结,提出了今后的研究方向。     

特高含水砂岩油田水平井参数优化设计——以哈萨克斯坦K油田为例

为了充分挖潜井间剩余油,提高储量动用程度,2012年开始在哈萨克斯坦K油田规模实施水平井。为了研究和评价应用水平井挖潜高含水油田剩余油潜力,应用地质、测井、油藏工程等多学科理论,优选层位,论证合理的水平段长度,分析水平井垂向位置以及合理产液量。在K油田剩余油丰度较高地区部署实施水平井38口。平均单井初期日产油17.9t,是同期直井的2倍以上,含水68.7%,低于全区平均含水20%,证实应用水平井技术开发高含水砂岩油田是可行的。     

特高含水砂岩油田直平组合井距优化研究

哈萨克斯坦K油田储层岩性复杂,以反九点井网为主,部分反七点和四点井网组合注水开发已达37年,综合含水已达90.5%。为了充分挖潜、提高储量动用程度,探索通过直井注水、水平井采油的直平组合开发方式动用剩余油。应用地质、测井、油藏工程等多学科理论,结合数值模拟结果,论证不同平面位置组合、不同井距条件下储量动用效果。直平组合注采井距和油层厚度、注水井位置等关系较大,最小井距不小于200 m,最大井距为油田标定采收率设计的注采井距。通过进一步论证设计,在K油田部署实施水平井38口。平均单井初期日产油17.9 t,含水68.7%,充分证实应用水平井技术,通过直平组合进行高效开发高含水砂岩油田、动用剩余油的可行性。     

提高厚层稠油油藏开发效果研究与实践

针对S块蒸汽吞吐后期原油产量递减加快、吞吐效果变差、油层动用不均等诸多开发矛盾,开展以精细油藏描述、开发潜力评价等二次开发研究工作.剩余油研究结果表明,采用100m井间正方形井网井间剩余油富集,含油饱和度在58％以上;由于含油井段长,受蒸汽超覆影响,油层纵向上动用不均.通过二次开发研究认为,采用加密水平井、蒸汽辅助重力...     

利用数值模拟技术研究面12区剩余油分布

在注水的油藏中,尤其是当油藏达到高含水开发阶段时,定性或定量研究剩余油的分布规律,是改善油藏开发效果的一个有效途径。利用油藏数据模拟新技术,对面12区进行了剩余油分布的研究,从宏观上查明了油藏各小层的储量动用状况和剩余油分布规律。     

水平井技术在辽河油田冷41块边底水油藏中的应用

辽河油田冷41块为典型的边底水稠油油藏,经过多年直井井网开发后,地层能量衰减,且底水锥进严重,开发状况不断恶化,导致采收率大幅度降低,大量剩余油滞留地下无法采出.针对该区块油藏特点和开发状况,利用水平井技术进行剩余油挖潜、难采储量动用、SAGD开发,采油速度从2003年底的1.21%提升至1.55%.使开发状况得到了明显改善.     

安塞油田坪北区强化注水提高开发效果

安塞油田坪北区为低渗透裂缝性油藏。随着注水开发的推进,位于裂缝方向上的油井将逐步水淹,位于裂缝侧向上的油井见效困难,导致难于保持稳产。本文分析了坪北区强化注水的必要性和可行性,进行了油藏模拟研究,并结合矿场生产实践,得出了较好的历史拟合,据此提出合理强化注水开发指标和主要认识。     

滨南油区低渗透油藏开发潜力及技术对策

根据滨南油区低渗透油藏开发规律及存在的主要问题,提出了滚动增储、未动储量开发、井网加密调整、精细注水,完善注采井网、应用水平井技术挖潜的潜力方向,指出下一步滨南油区低渗透油藏开发对策和技术思路。通过以上工作的开展,进一步改善滨南油区低渗透油藏的开发效果,提高其最终采收率。     

基于储层构型的剩余油精细表征方法及挖潜策略——以渤海L油田东营组东二下亚段油层为例

渤海L油田从投入开发,经历了内部加密、变井网、转流线等多轮次调整,平面剩余油分布零散,纵向水淹规律异常复杂,剩余油挖潜难度大。综合应用岩心、测井、地震、生产动态等资料,对厚层油藏储层进行精细刻画,指导剩余油精细表征和挖潜。研究发现,该油田单砂体平面以对接式为主,纵向叠置以切叠式为主,南部垂向加积型朵叶体剩余油富集在断层附近、潜山围区、砂体沉积边部,可部署定向井挖潜,中部前积型朵叶体剩余油富集在厚砂体顶部及薄夹层下部,可部署水平井挖潜。     

断块稠油油藏剩余油分布特征研究

目前,新浅45断块油田进入高周期吞吐阶段,受断层、储层物性、汽窜、边水、采出状况等静、动态因素的影响,出现了压力低、单井日产水平低、油气比低,关停井较多、低效无效生产井多、开发效益差等诸多问题,为改善油藏开发效果,进一步提高采收率,在全面分析该区块生产开发动态的基础上,综合地震、地质分析,采用精细地质建模与数值模拟相结合的方法,找出剩余油的分布特征,并依据单井的平均剩余油饱和度、采出程度等不同参数建立了5种剩余油类型的评价标准,从而总结出适用于单井剩余油分布规律的研究方法,为油田后续精细调整和挖潜提供指导依据。     

空心抽油杆注热载体清蜡技术在安塞油田坪北区的应用

介绍了安塞油田坪北区低渗透油藏在开发过程中存在的油井结蜡严重的问题,针对这个问题,结合坪北区的油藏特征,进行了空心抽油杆注热载体清蜡技术的试验,并且取得了较好的效果,为进一步推广空心抽油杆注热载体清蜡技术,解决油井结蜡问题打下良好的基础。     

特低渗储层压裂水平井产能因素分析

基于井筒与油藏耦合的压裂水平井产能计算模型,优化了裂缝的流入动态,并综合考虑特低渗储层启动压力梯度和应力敏感的影响,建立了特低渗油藏压裂水平井的产能方程。通过室内实验确定某特低渗油田储层的启动压力梯度和应力敏感系数,计算裂缝间距、裂缝半长和水平段长等参数对水平井产能的影响。计算结果表明,裂缝间距与裂缝半长对产能影响显著,并且该方法预测产量准确,对特低渗油藏压裂水平井开发具有指导意义。     

致密砂岩油水平井“ 平台化” 设计关键技术及应用#br# — — —以松辽盆地北部扶余油层为例

针对松辽盆地北部长垣扶余油层致密砂岩油储层地质特点, 在水平井开发先导试验中, 形成了以地 质研究为基础, 水平井“ 平台化” 设计的关键技术, 突出水平井地质设计环节的主控因素, 通过应用深度域构造形态 精确刻画技术、 “ 甜点” 砂体分布规律精细表征技术、 河道砂体形态定量精细描述技术和基于精细三维地质建模的水 平井优化设计技术, 夯实了水平井部署依据。开发先导试验取得初步进展, 水平井完钻效果较好, 这套技术方法提 高了扶余油层致密河道砂体的储层动用能力, 结合体积压裂改造等技术, 扶余油层单井产量和井控储量大幅提高, 有效支撑了大庆油田致密油的经济有效动用。     

巨厚油层化学驱后剩余油分布精细表征——以X油田为例

针对X油田储层单层厚度大、隔夹层分布不稳定等特征,以及"双高"开发阶段剩余油精细描述及挖潜难度大的问题,基于储层构型研究成果,分析砂体间沉积界面对地下流体渗流产生的影响,研究不同砂体构型模式下的剩余油富集规律。同时,通过室内实验、渗流理论法以及数值模拟技术等对剩余油进行了精细表征,指导了油田调整井的实施,推荐以水平井挖潜厚油层顶部剩余油,共部署7口井,预计提高油田最终采收率0.7%。