萨北开发区特高含水期层系井网演化趋势研究

萨北开发区开发40多年来经过了几次大规模的开发调整，目前已形成水聚两驱并存、多套井网共同开采的局面，油田地下注采关系非常复杂。针对特高含水期的开发特点，充分考虑各类油层的调整挖潜，在落实剩余油潜力基础上，分析对比不同调整方式的优劣，优化三次采油层系组合和井网部署，综合考虑各套井网间的衔接关系，确定今后萨北开发区层系井网演变趋势，初步规划出“十一五”及以后的井位部署和产量规模，对油田后期开发调整具有重要指导意义。     

特高含水期井网适应性分析

1.开发现状 孤岛油田南区渤64断决于1973年7月投入开发,到1976年11月为弹性开发阶段,1976年12月投入注水开发,目前已经进入特高含水开发期,井网为南部反七点面积注采井网,北部为行列注采井网。目前断块有油井64口,开井52口,停产井12口。单元日产液水平2977t,日产油水平225t,综合含水92.4％,平均动液面433m,累计采油341.3×10~4t,采出程度27.3％,可采储量采出程度68.8％。注水井24口,开井15口,日注水平2755m~3,累积注水1365.4×10m~3。平均地层总压降1.6MPa。     

特高含水期含水率与采出程度关系式

中含水期油水相对渗透率比（K_ro/K_rw ）与含水饱和度（S_w ）在半对数坐标中呈直线关系,而在特高含水期 与 在半对数坐标中将偏离直线关系,以二项式函数关系变化。根据特高含水期的油水渗流特征,结合分流方程和Welge方程,推导了新型的含水率与采出程度关系式。研究表明,在特高含水期,K_ro/K_rw 与S_w 在半对数坐标上的直线关系发生偏离后,含水率上升到某一特定值时,理论采出程度将小于原线性关系下所对应的采出程度,且理论计算值与实际值较为相符。研究成果对于特高含水期的开发规律认识及可采储量预测具有一定指导意义。     

萨北开发区特高含水期层系井网演化趋势研究

萨北开发区开发40多年来经过了几次大规模的开发调整,目前已形成水聚两驱并存、多套井网共同开采的局面,油田地下注采关系非常复杂.针对特高含水期的开发特点,充分考虑各类油层的调整挖潜,在落实剩余油潜力基础上,分析对比不同调整方式的优劣,优化三次采油层系组合和井网部署,综合考虑各套井网间的衔接关系,确定今后萨北开发区层系井网演变趋势,初步规划出"十一五"及以后的井位部署和产量规模,对油田后期开发调整具有重要指导意义.     

特高含水期改善水驱效果方法探索及矿场实践

在油藏进入特高含水开发期后，大孔道现象突出，斜油分布零散，低效注水现象严重。在孤东油田七区西6^3 4单元剩余油分布精细描述的基础上，通过井网调整及脉冲注水，在扩大注水波及体积、挖掘低渗区剩余油潜力、减少死油区、提高注水利用率方面进行了系统阐述，并先后进行了现场实施，取得了明显的增油效果。     

特高含水期剩余油分析方法

胜坨油田进入特高含水开发后期,剩余油分布非常复杂,措施挖潜难度越来越大.根据近几年措施挖潜和方案调整过程中剩余油分析的经验,通过建立储层地质模型,进行油藏数值模拟,采用水驱特征曲线法、物质平衡法的油藏工程方法,结合油藏特点应用弱水淹厚度法、动态监测资料辅助分析法、水淹图辅助分析法、注水主流分析法等动态分析手段,在油田综合含水高达94%的情况下,对20个单元进行了剩余油分布的综合研究,利用研究成果对其中的11个单元进行了工艺配套综合调整,取得了明显的效果.     

油田特高含水期加强三低井机理研究与配套技术挖潜

1 “三低”油井的地质分布特点及形成原因( 1)油砂体平面分布。从油砂体平面分布看 ,低含水油井主要分布在油层发育差的油砂体边缘、砂体边部、土豆、条带状油层上 ,只少数分布在油层发育好的中部。( 2 )沉积微相分布。低含水油井主要分布在发育差的沉积相带上 ,这一区域渗透率分布差异大 ,注入水波及不平衡 ,在这些发育差的区域易形成低含水区 ,也就是开发后期的剩余油富集区 ,河道充填亚相主要与油砂体中部及七区中东部边部分布的低含水井对应。( 3)微构造分布。统计 67个层 ,正向 2 0个层 ,负向 2 6个层 ,斜面 2 6个层 ,低含水油井分布与…     

特高含水水驱油藏流场边界动态追踪模型研究

特高含水水驱油藏油水流动差异、剩余油分散富集现象日益严重.为了从宏观尺度制定油藏动态高效开发策略,提出一套基于界面重构思想的流场边界动态追踪模型,预测了二维及三维流场的速度差异界面、饱和度差异界面演化规律,完成了特高含水油藏区块高速、高含水流场边界定量表征的测试,并制定开发对策验证其工程应用的可行性.在经典黑油模型基础...     

陆相砂岩油藏特高含水期开发指标变化规律

针对传统线性特征的驱替曲线都不再适用于特高含水期油藏的情况,提出了一种综合含水率和采出程度之间的非线性关系方程式,可直接描述特高含水期油藏宏观开发指标变化规律或驱替特征。结果表明：不管油藏曾经历的开采历史是否存在水驱井网加密、聚合物驱等重大调整措施,只要油藏在特高含水期处于相对平稳的开发状态,采出程度与综合含水率呈非线性关系。所提非线性关系得到了水驱油藏概念模型模拟结果的验证,已用于含聚驱历史真实油藏开发后期的指标分析。对于陆相大型油田的部分开采单元及其整体,该关系在特高含水期大部分呈现出90%以上的符合率,由此得到了值得油田中长期规划参考的含水上升率、递减率、采收率等开发指标预测结果。     

大庆萨葡油层特高含水期水淹特征及潜力分析

1·西区萨葡油层水淹特征大庆油田西区萨葡油层已全面进入特高含水期开发阶段,各类油层水淹严重,含水上升速度加快,层系间含水差异逐年缩小,各层系间含水差异由2000年的3·6和10·9缩小到2005年的0·3和3·2。二次加密井网的含水目前已达到88·9%,而基础井网及一次调整井网含水     

喇嘛甸油田特高含水期油井堵水效果

喇嘛甸油田进入特高含水开发阶段后，液油比高、耗水量大，是油气生产成本上升的主要要素，油井堵水是控制油田产水量的一项直接而有效的措施，但由于油层多年来的调整，在提高差油层动用程度的同时，油层间含水差异也越来越小，使油井堵水选井选层难度越来越大。为提高油井堵水效果，从喇嘛甸油田实际情况出发，采用盈亏平衡原理与油藏工程分析相结合的方法，研究了油井堵水的经济技术界限，提出了喇嘛甸油田特高含水开发阶段油井堵水降水量和降油量界限，通过在堵水中应用精细地质研究成果、发展新的堵水工艺以及对注采关系发生变化的堵水井调整堵水层等方法，进一步改善了油井堵水的效果。     

基于静校正模型的速度场基准面转换方法

本文从基准面静校正技术和CMP参考面的定义出发,对速度场从CMP参考面转换至统一基准面存在的问题进行了深入研究,获得了静校正模型中高速顶界面或中间参考面在时间域和深度域均具有确切定义的认识,提出并实现了从CMP参考面至高速顶界面或中间参考面的介质剥离,从高速顶界面或中间参考面至统一基准面的常速介质充填的速度场基准面转换方法,较好地解决了速度场从CMP参考面到统一基准面的转换问题,为充分利用地震速度信息建立时深转换速度场奠定了基础。该方法具备明确的物理意义,所获得的统一基准面速度具有较高的时深转换精度,在鄂尔多斯盆地东缘煤层气新探区取得了良好的应用效果。     

海外河稠油油田高含水中后期改善注水效果的做法

海外河油田是普通稠油注水开发油田,地质条件异常复杂.随着油田进入高含水中后期开采阶段,水驱油效果越来越差.近年来,以全面加强注水开发管理为中心,不断深化油藏描述和剩余油分布规律研究,采取多种有效手段优化调整注采结构,开发效果得到明显改善,开发水平不断提高.     

胜坨油田特高含水期油层层内潜力研究及挖潜措施

胜坨油田历经三十多年的开发已进入特高含水开发期,平面层间高度水淹,层内油层底部水窜严重。为挖掘油层层内剩余油潜力,运用精细油藏描述技术,对胜利坨油田各种沉积类型剩余油分布特点进行了综合研究,进一步认识了油层层内厚油层剩余油分布规律;利用超细水泥堵炮眼工艺进行层内挖潜,取得了明显的增油降水效果,改善了特高含水期厚油层开发效果。层内挖潜是提高油田最终采收率的有效途径。     

胜坨油田特高含水期井网重组技术优化研究

胜坨油田是含油层系多、储层非均质严重的多层砂岩油藏，进入特高含水期后，应用常规层系井网调整技术难以有效挖掘多层砂岩的剩余油潜力，井网重组成为进一步提高采收率的深度开发技术。以胜坨油田坨28块沙二段1—3单元为例，建立概念模型，应用数值模拟技术，开展了井网重组技术优化研究，得出了井网重组时的技术政策界限，包括井网重组后的井网调整方式、不同组合层系的压力保持水平等。以此研究结果为指导开展了坨7井网重组先导试验。方案实施后，10口新钻油井投产非主力层初期平均单井产油量8．6t／d，比调整前平均单井产油量高2倍；含水率70．6％，比单元综合含水率低25．6％，取得了较好效果。     

高含水期储集层物性和润湿性变化规律研究

随着大庆油田水驱程度的不断提高,各类储集层的物性和润湿性发生明显变化,影响开发调整措施的制定.为此,利用大庆油田历年检查井水洗分析资料、不同时期同井场测井资料及室内岩心实验分析资料,开展储集层物性(孔隙度、渗透率)和润湿性等参数变化规律研究,并对影响储集层物性和润湿性参数变化的诸多因素进行分析.研究认为,油层水淹后孔隙度变化幅度不大,而渗透率的变化相对比较大,并随油层厚度增加,渗透率变化幅度逐渐变大;油层水淹后岩石润湿性由原始的偏亲油非均质润湿性变为偏亲水非均质润湿性,而且随着油层含水饱和度的增大,岩石亲水程度明显增强.图6参4     

高含水期储集层物性和润湿性变化规律研究

随着大庆油田水驱程度的不断提高,各类储集层的物性和润湿性发生明显变化,影响开发调整措施的制定。为此,利用大庆油田历年检查井水洗分析资料、不同时期同井场测井资料及室内岩心实验分析资料,开展储集层物性(孔隙度、渗透率)和润湿性等参数变化规律研究,并对影响储集层物性和润湿性参数变化的诸多因素进行分析。研究认为,油层水淹后孔隙度变化幅度不大,而渗透率的变化相对比较大,并随油层厚度增加,渗透率变化幅度逐渐变大;油层水淹后岩石润湿性由原始的偏亲油非均质润湿性变为偏亲水非均质润湿性,而且随着油层含水饱和度的增大,岩石亲水程度明显增强。图6参4     

大庆油田高含水期深部液流转向试验研究

大庆油田目前已进入特高含水期。随着区块采出程度的日益提高,剩余油高度分散,水淹普遍,层间矛盾较为突出,水驱效果变差。目前,常规的化学调剖方法还很不完善,不能够对高渗层或大孔道深部进行封堵。以北三区西部SⅡ1+2b层为例,对深部液流转向技术进行研究,并且提出封堵水窜通道,增加中低渗透层利用率,改善水驱效果的新技术,为高含水油田进一步改善水驱开发效果提供新的途径。     

高含水油藏转注蒸汽三维物理模拟研究

针对吉林扶余油田某水驱区块在注水中后期地层可能存在次生水体和高渗通道的情况,利用三维高压比例模型,进行了水驱后转蒸汽驱物理模拟研究。结果表明,在水驱正韵律油藏的下部存在着因高含水饱和度导致的高水相渗透率通道。在转注蒸汽后,蒸汽首先沿着该通道进入油层。随着累积注汽量增大,蒸汽逐渐向油层中上部波及,最终可以实现油层纵向上的均匀波及。这不仅可以在水驱基础上较大幅度提高采收率,还能有效降低综合含水率。同时,为研究单一薄层油藏采用水平井蒸汽驱的可行性进行的不同井网蒸汽驱实验结果表明,对于薄层蒸汽驱,水平井注汽井的开采效果要优于垂直注汽井,但也存在水平段吸汽不均衡的现象。     

特高含水期水驱油井压裂潜力研究

针对特高含水期水驱油井压裂对象不断变差,压裂选井、选层难度不断加大等问题,从油藏工程角度和矿场实际出发,综合运用复相关及灰色关联方法进行了主要影响因素的筛选,分析了压裂层段有效厚度、压裂层段渗透率、压裂层段地层系数与全井地层系数比值、压裂前全井含水、压裂前全井日产液、压裂前压差等6 项压裂效果的主要影响因素。运用数据组合处理方法（GMDH）建立了压裂增油量与主要影响因素之间的回归模型,运用经济学的投入、产出原理建立了压裂增油量经济界限模型,明确了压裂增油是否经济有效与压裂井投入及相应成本变化之间的关系。研究中所运用的方法及建立的压裂增油量预测模型和经济界限模型,对特高含水期水驱油井压裂潜力的研究具有一定的参考价值。