吉林油田低渗油藏水平井开发技术

针对吉林油田低渗透油藏水平井开发状况,建立了吉林油田低渗透油藏水平井适应性地质参数评价标准,根据不同渗透率级别,优选出2类8个适合水平井开发区块。以M区块、N区块、E区块水平井开发油藏为例,从精细地质体描述、油藏工程参数优化、投产投注方案优化、水平井轨迹控制、能量补充5个方面对水平井油藏工程优化设计进行研究,给出了适合吉林油田地质特点的水平井油藏工程设计参数,形成了水平井系列开发技术。利用Eclipse软件对N区块不同能量补充方案进行数值模拟研究,结果表明,直井位于水平井趾端注水时,水平井产量最高。M区块水平井应用效果表明,水平井平累计产油量是周围直井130-6井同期累计产油量的2.5倍。图8表3参14     

水平井技术在西柳10断块低渗透薄层油藏挖潜中的应用

针对西柳油田典型的低渗透薄层砂岩油藏西柳10断块采用直井生产、单井产量低、开发效果不理想的情况,进行了水平井开采的适应性研究,认为西柳10断块目的层构造平缓、砂体分布稳定、具一定的自然产能,水平井目的层资源潜力大。提出了水平井技术在低渗透薄层油藏挖潜中的应用,从纵向位置优化、水平段长度优化、水平井产能优化等方面进行了水平井油藏工程优化设计,研究了油层有效厚度、水平段长度、渗透率各向异性程度对水平井产能的影响。在西柳10平1井等312井中的应用取得了良好的效果。     

底水火山岩油藏水平井优化设计

针对底水火山岩油藏基质渗透率低、裂缝发育、见水快和产量低的特点,运用油藏数值模拟方法,采用双孔双渗、油气水三相模型,以新疆准噶尔盆地金龙油田J10井区为研究对象,开展水平井长度、井距、避水高度、裂缝间距、裂缝半长和裂缝导流能力对水平井产量的影响研究,得到了水平井开发参数最优方案。结果表明:J10井区水平井开发合理井距为300～350 m,水平段长度为630 m,最优避水高度为225 m,裂缝间距为90 m,裂缝半长为105 m,裂缝导流能力为60 D·cm。该研究结果在现场应用中获得了较好的生产效果,可为底水火山岩油藏开发部署提供参考。     

利用水平井进行碳酸盐岩油藏的随钻动态研究与应用

以塔里木油田荚买力潜山油藏为研究对象．开展碳酸盐岩岩性油藏水平井动态可行性研究及实践。介绍了所研究水平井的技术要求、主要技术手段及建立油藏应考虑的问题。结果表明在油田开发中,利用水平井钻井技术进行低孔低渗裂缝一孔洞型碳酸盐岩油藏开发潜力大,尤其在调整井、老井侧钻和滚动开发井的部署中均起着关键性作用．可以实现少井高产、油田高速高效开发,较大幅度增加泄油面积、提高单井产量、增加可采储量、提高油藏采收率。     

水平井注采井网和注采参数优化研究

水平井注采井网开发低渗透、薄层油藏可以增大注水量、降低注水压力、有效保持地层压力、提高油藏的采出程度。结合M油田油藏地质特征,应用数值模拟和经济评价方法对该油田的水平井注采井网类型、方向、排距以及转注时机与注采比等开发指标进行优化,达到经济、高效地开发目的。结果表明,水平井注采结构采用完全正对排状井网可获得较好的开发效果,优化后的井距为100 m,水平井与最大主渗方向呈45°夹角,注采井排距为300 m,地层压力水平在85%以上时注水保压,推荐注采比为1.0。研究方法和研究结果可为同类型油藏水平井注采井网部署提供参考依据,具有很好的借鉴意义。     

水平井技术在薄层低渗透油藏开发中的应用

欢喜岭油田欢2-11-13块为低孔低渗储层,平均油层有效厚度3.9 m,利用直井开发钻井成本高、井网密度大、储量控制程度低、开发效果差。水平井开发的可行性论证认为,薄层低渗油藏适合部署水平井,可充分发挥水平井与油层接触面积大、产量高的优势。水平井投产后,单井平均日产油17.9 t,是周围直井的9.0倍,达到了改善开发效果的目的,同时为今后同类型油藏开发提供了借鉴和指导。     

低渗透薄层难动用边际油藏地质工程一体化技术——以滨里海盆地Zanazour油田为例

滨里海Zanazour油田已持续开发20多年,主体区采出程度高、地层压力低,作为油田开发的潜力区,主体构造边部油藏渗透率低、有效油层厚度薄,常规直井开发方式单井产量低、有效开发难度大。为了解决以上难点,实现边际油藏的有效开发,提出了水平井地质工程一体化技术,在以Zanazour油田为代表的边际油藏开展了一系列攻关研究和现场实践。低渗透、薄层边际油藏地质工程一体化技术,以水平井分段压裂为主要手段,从顶层设计出发,匹配地质、油藏特征,实现钻完井工程、分段压裂、采油工程的有机融合,主要体现在以下几方面:①根据水平井分段压裂对产量的影响,有效储层的孔隙度下限从8%下降到了4%～5%。②综合考虑地应力分布、人工裂缝走向、有效油层厚度及其分布等因素,优选水平段目的层并确定水平段方位。③为了提高分段压裂有效性,使用旋转地质导向和随钻测井技术,在1.4～6.1m的薄油层中钻遇率从20.7%提高到72%。④多举措提高水平段固井质量及抗射孔、压裂等作业的冲击能力,保证分段的有效性。⑤考虑水平段非均质性,按照"一段一方案"的原则,优化分段改造方案及施工参数。⑥为了实现低压储层分段压裂后的有效返排,优化配套了气举和液氮助排技术。所形成的技术体系在以H8井为代表的边部开发井获得了应用并获得突破,H8井分段压裂后的产量是邻井产量的11倍。目前共完成了8口井的现场试验,实现累计增产原油11×10~4t。实践表明,对于直井开发效益低的低渗透、薄层边际油藏,采用以分段压裂为主要手段的地质工程一体化技术模式,可以实现此类油藏的有效开发。     

水平井技术在薄层低渗透油藏开发中的应用

欢喜岭油田欢2—11—13块为低孔低渗储层，平均油层有效厚度3．9m，利用直井开发钻井成本高、井网密度大、储量控制程度低、开发效果差。水平井开发的可行性论证认为，薄层低渗油藏适合部署水平井，可充分发挥水平井与油层接触面积大、产量高的优势。水平井投产后，单井平均日产油17．9t，是周围直井的9．0倍，达到了改善开发效果的目的，同时为今后同类型油藏开发提供了借鉴和指导。     

低渗透率油藏水平井经济极限研究

根据低渗透率油藏水平井开发的矿场实际情况,通过引入相对渗透率曲线和物质平衡方程,提出了注采平衡条件下低渗透油藏水平井的产量递减模型,论证了低渗透油藏水平井产量变化规律。根据非线性盈亏平衡原理,推导出低渗透油藏水平井单井日产油量经济极限和地质储量经济极限的计算方程。在大庆外围油田扶杨油层进行的实际应用表明,该方程既可用于判别水平井开发的经济效益,又可用于水平井优化设计。     

延长油田延安组水平井开发特征及影响因素分析

根据延长油田延安组水平井部署及实施情况,针对不同油藏地质特点,对延安组水平井产油、产液、含水率、递减率等开发动态特征进行了分析,并分析了地质因素、开发因素及水平井完井投产方式对开发效果的影响程度,对开发效果分析表明,水平井是开发低渗透油田的有效手段,适时实施注水开发、采用射孔完井方式、保持合理井距是提高采收率和经济效益的关键。     

低幅薄层边底水油藏水平井开发数值模拟研究

以国外X油田开发为例进一步分析了低幅构造边底水油藏水平井应用的必要性和挖潜效果。目前该油田采用电潜泵试采,初期产油量高,生产压差大,油井表现出快速见水并且高含水的特征,导致产油量递减较快。针对该油田地质特点和开发状况,利用数值模拟方法对不同开发方案的开发指标进行预测,最终证实直井＋水平井联合布井开发在提高开发效果、控制含水方面的效果很明显,建议在高部位部署水平井、低部位部署直井来减小生产压差、延缓边底水推进。     

水平井技术在老区剩余油挖潜中的应用

为改善老区开发效果，近年曙光油田加强了老区水平井开发技术的研究与应用，通过精细前期地质研究，结合水平井开发技术优势，共优选处于开发中后期的4类油藏（稀油薄层油藏、稠油薄互层油藏、块状油藏、边底水油藏），部署水平井和侧钻水平井11口，投产后均取得了较好效果，充分显示了水平井技术在老区剩余油挖潜中的重要作用，为油田实施水平井二次开发提供了有利依据和技术积累。     

水平井井区不稳定注水数值模拟——以敖南油田M72水平井井区为例

敖南油田M72水平井井区具有低渗透裂缝性油田特征,油田目前开发过程中水平井产量递减较快,为确保水平井井区的高效开发,对该区块不稳定注水方法进行了数值模拟研究.在应用Petrel地质建模软件与Eclipse数值模拟软件的基础上,对模拟区进行了精细地质建模与历史拟合,并设计了多种不稳定注水调整方案,以确定水平井不同储层、不同部位的合理注水强度以及合理注水周期,分别预测各方案的开发指标,对比不同方案的开发效果,最后综合各优化方案,总结出一套适合敖南油田水平井一直井联合开发的注水调整方案.结果表明,对于厚度小且渗透率低的储层适合采取对水平井加强指端注水、控制根端注水的方法,且指端与根端注水量之比为1.14,区块的合理注水强度为2.1 m3/(d·m),合理注水周期为3个月.     

周青庄油田水平井开发的实践与认识

周青庄油田沙三段发育致密砂岩储集层,具有"埋藏深、储量丰度低、低孔特低渗"特征,常规井开发效果不理想。为提高该类油藏采收率,在整体油藏地质特征研究及开发特征分析的基础上,开展了水平井适应性分析及水平井产能分析,运用"水平井采油,常规井注水"的开发方式,对水平井在该区的实施效果进行分析和总结。结果表明低渗透油藏应用水平井技术可以有效改善开发效果。     

薄层底水碳酸盐岩油藏水平井含水上升模式及优化注水技术

水平井含水上升问题日益突出,对油田的产能建设影响较大。通过分析中东A油田KH油藏水平井含水上升的主控因素及模式,研究薄层底水碳酸盐岩油藏水平井含水上升规律,并有针对性地提出注水开发优化技术。基于岩心描述、铸体薄片、全直径岩心CT成像测井资料以及生产动态分析,厘清了影响薄层底水碳酸盐岩油藏水平井含水上升的主控因素,高渗条带、裂缝带、高黏油的分布以及底水能量的强弱为主要地质因素,开发技术对策如注采比、注采强度以及水平井与储层的关系为主要开发因素。研究表明,以上主控因素会造成水平井各段出水不均匀,表现为含水快速上升或暴性水淹;注入水或底水主要沿高渗条带流动,水平生产段部分呈条带状水淹的特征。为此,提出井网平衡注采、周期性注水及水平井侧钻等技术对策,并在油田现场实施,目前试验井组开发调整效果较好。优化注水技术可在同类油田推广应用。     

低渗孔隙型碳酸盐岩稠油油藏开发对策——以叙利亚O油田为例

叙利亚O油田SH_B油藏为典型的低渗孔隙型块状碳酸盐岩稠油油藏,因“低渗、油稠”等突出特点,在现行的井网和开采方式下油藏开发效果差,主要表现为“三低”,即储量动用程度低、单井产量低和油藏采收率低,尚无一套经济有效、可实施的开发方案。目前,低渗稠油油藏开发在国内外没有成功案例,也没有成熟技术及经验可借鉴,如何经济有效开发属世界级难题。为此,以“提高开发效益,实现有效开发”为目标,针对低渗稠油油藏面临的“三低”问题,应用油藏工程方法、数值模拟和经济评价技术,系统开展了开发方式、井型井网井距、水平段长度及水平井热采参数等优化研究,形成了低渗碳酸盐岩稠油油藏开发对策研究方法,针对性地提出了SH_B油藏的开发对策。优化确定的油藏开发技术对策为开发方案编制奠定了基础,也为国内外类似油藏开发提供了借鉴。     

新型地质导向技术在薄层油藏中的应用

西江油田为薄层底水油藏,钻井难度大。为了保证最大限度在目标层中钻进,保证油田开发效果,引进了先进的地质导向工具,并研究了新的地质导向技术。水平井导向包括2个关键步骤：水平井着陆的导向和水平段钻进过程中的导向,确定了相应的水平井着陆和水平段钻进的导向原则。钻井结果表明在不钻领眼井的情况下全部一次着陆成功,并使水平段最大限度地穿越油层。通过西江油田开发井的成功钻探,证明了水平井地质导向技术是提高水平井效益的有效手段,为类似油藏开发提供了很好的借鉴。     

陈家庄油田南区薄层特稠油油藏高效开发关键技术及其应用

陈家庄油田南区为薄层特稠油油藏,具有储层薄、油稠、出砂严重、含油饱和度低的特点,常规开发单井产量低。针对以上问题,在精细地质研究的基础上,开展了水平井开发及蒸汽驱技术政策界限研究,数值模拟优化结果表明:水平井布井极限厚度在3 m以上,吞吐阶段注汽强度为15 t/m,初期尽量提高采液量;当地层压力降至5 MPa以下开始转驱,蒸汽驱阶段采用水平井与水平井组合方式,水平井合理井距为150 m左右,合理生产井段长度为200～250 m,合理的转驱时机是吞吐4个周期左右,注汽速度为6～8 t/h,连续蒸汽驱的开发方式为最优方案。通过以上关键技术研究成果的应用,实现了研究区薄层特稠油油藏的有效动用,预计采收率可达到17%。     

薄层碳酸盐岩油藏水平井开发建模策略 ——以阿曼DL油田为例

利用水平井开发薄层油藏是目前油田开发的一项重要技术手段,在国内外得到了广泛应用.如何利用地震、地质、测井、试井等信息,采用最佳建模策略,建立能够满足薄层油藏水平井开发要求的高精度储集层地质模型成为一个具有挑战性的课题.以阿曼DL油田为例,针对研究区碳酸盐岩储集层沉积成因特点,根据多学科综合一体化原则,基于地质概念,集成多种数据进行综合建模研究,采用"三步建模法"(储集层沉积模式;沉积相模型;储集层参数模型),将确定性建模与随机建模相结合,建模过程中充分利用多分支水平井资料,提高了模型的精度.通过模型统计对比及油藏数值模拟检验,证实了所建模型的正确性.图7参10     

影响水平井开发效果的主要因素研究

为研究影响水平井开发效果的因素,采用油藏工程方法与数值模拟方法相结合,从裂缝方向、渗透率、有效厚度等地质参数,水平段长度、裂缝条数、原油黏度等开采参数出发,对影响水平井开发效果的各参数进行研究。结果表明,产量与水平段长度、裂缝条数并非成正相关,各参数存在上限值;产量与流体黏度成负相关,渗透率、有效厚度与产量成正相关。部署水平井时,应使井排与裂缝走向一致、水平段平行于最大主应力;裂缝与基质渗透率比值大时,水平井应平行于裂缝布井。