提高蒸汽驱后期开发效果技术对策研究

针对辽河油田杜229块兴隆台油藏实施的20个蒸汽驱井组,部分井组进入蒸汽驱开发后期,出现蒸汽突破现象严重、油层纵向动用不均、平面上受效程度不同导致井组生产效果变差的问题,为进一步提高井组开发效果,利用数值模拟及动态监测手段精细描述蒸汽腔发育形态,开展了剩余油分布规律研究。创新提出四项技术对策改善井组开发效果,一是引入SUBCOOL指导动态调控防止蒸汽突破;二是实施分层汽驱提高油层纵向动用程度;三是实施热水驱提高层内动用程度;四是降低操作压力,提高蒸汽腔平面上的波及体积。通过上述方法的实施,井组综合递减率由18.4%降至2.4%,井组实现持续稳产,油汽比由0.15提高到0.20,提高开发效果,保证了杜229块油藏汽驱开发的经济性。该研究对改善同类油藏蒸汽驱开发效果及经济性提供了技术参考。     

利用组合式井网提高非均质油藏开发效果

曙光油田稠油油藏主力区块已进入蒸汽吞吐开采后期,后备资源不足成为制约油田发展的瓶颈.优选曙1-38-32块大凌河油藏开展水平井部署研究,实施水平井与直井组合式井网开发.通过油藏地质精细描述.落实储层的展布规律,结合动态和静态资料及数值模拟结果对井间剩余油分布规律进行认识,并对水平井注采参数进行优化设计.现场应用表明,曙1-38-32块为块状非均质油藏,实施水平井与直井组合式井网整体开发效果较好.     

基于油藏井间连通性识别优势通道的新方法

优势通道的发育导致油田开发效果变差,如何快速有效地识别优势通道是中高含水期油田开发中亟待解决的问题之一,为此,提出了基于油藏井间动态连通性定量识别优势通道的方法.根据时间顺序选择不同时间段的注采开发数据,利用连通性模型分别计算各个时间段内注采井间的动态连通系数,并计算井组内动态连通系数的变异系数,进而通过比较同一注水井组在不同时间段动态连通系数变异系数的变化趋势,实现单井组优势通道的定量识别.变异系数呈变大趋势,则井组内注入水流向差异变大,优势通道发育的程度增大.利用数值模拟方法对新方法进行了可靠性验证.将该方法应用于BZ油田某区块,对于油田后续调整提供了技术支持.     

低渗透复杂小断块油藏合理井网模式探讨

以浙江油田丰探区块低渗小断块油藏为例,通过对油藏数值模拟压裂情况注采井网形式进行研究,比较三角形井网、矩形反五点井网、正方形反九点井网和菱形反九点井网等不同井网下的注水开发效果,研究结果表明压裂情况下矩形反五点井网开发效果最好。同时对不同渗透率和储层厚度下,小断块油藏反五点井网合理注采井距进行了研究探讨。研究成果对低渗断块油藏的早期开发设计和开发调整具有一定的借鉴指导作用。     

油藏数值模拟在克拉玛依油田530井区的应用分析

针对勘探开发阶段资料减少的情况下，从单井数值模拟到区块数值模拟，通过历史拟合，用数学模型再现油藏地下真实动态，对油藏反复模拟开发，求得合理开发油田定量的解。在530井区下乌尔禾组油藏地质与油藏工程研究及历史拟合的基础上，设计和预测了多达16个方案。在处理裂缝性油藏方面获得了一定的经验，为今后此类油藏的开发提供了指导。     

低渗透各向异性地层合理井排距比研究

以长庆油田某区块为例,从低渗透油藏流体地下渗流机理出发,根据低渗透油田开发地质特征,建立了102个不同的地质模型.通过102种方案的设计,在相应的地质模型基础上,运用数值模拟方法,对合理井排距比进行了研究,得到确定低渗透油藏合理井排距比理论图版,利用图版可以确定对低渗透油田不同各向异性程度下合理井排距比,低渗透油藏的经济有效地开发具有重要的理论意义和实用价值.     

江东区块开发调整井压裂工艺分析

根据江东区块立体开发井组地质特征,结合微地震监测从改造体积、缝网复杂度及井间干扰等方面分析不同转向工艺对储层改造的效果。通过采取差异化压裂设计,可实现纵向与横向上的充分改造,保障平面上裂缝形态与井距、动用程度相匹配,工艺适应性好。该分析为下步江东区块开发调整井压裂工艺提供了参考依据。     

特低渗透油藏井组开发过程物理模拟

根据油田井组实地测量地质资料及生产数据,采用特低渗透砂岩露头制作模型,实现模型孔隙结构及渗透率与实际储层相同.通过相似理论进行了砂岩露头的筛选、注采井布置及实验参数的确定,保证了实验过程与油藏实际开发过程相似.在进行驱替实验的同时,采用电阻率法测量了模型中含水饱和度的分布,饱和度标定采用核磁共振与驱替实验相结合的方法,提高了标定结果的准确性.通过特低渗透油藏井组开发过程物理模拟实验,再现了油田现场生产过程,实验结果反映了有微裂缝存在的特低渗透油藏,注入水易沿主向突进,侧向见效差,水驱波及效果差的生产特征.研究可为实际油田井组几口油井的见水来源分析提供实验支持.     

马56井区开发效果评价

马56井区是低渗透复杂断块油藏,1996年投入滚动开发。目前地质储量采出程度低,油田开发效果较差。通过对马56井区开发效果的评价及影响因素的分析,总结了低渗透区块提高开发效果的经验,旨在为提高同类油藏的开发效果提供借鉴。     

克拉玛依油田八区下乌尔禾组油藏行列注水试验区开发试验效果

克拉玛依油田八区下乌尔禾组油藏是特低渗透、微裂缝发育的巨厚层块状砾岩油藏。1979年采用反九点法面积井网试验开发,经历了三次加密,实现了全面注水开发,由于八区下乌尔禾组加密后,地层压力下降快、见水未见效井较多,稳产基础差。为寻求合理注采井网,为提高注水开发效果提供依据,论证现有注采井网方式调整的可行性,建立水压驱动,2006年10月在256井断裂上盘中部采矛盾突出的八个井组开展行列注水试验。试验开展3年来结合油井配套措施,有效地扩大了注水波及体积、减缓压力下降及递减,行列开采形势有所改观。对比八区下乌尔禾组油藏上盘4＋5井网效果较好。     

水平井钻遇储层产能预测测井评价方法

储层产能预测是储层评价的重要指标之一.水平井测井解释主要通过常规测井曲线与导眼井常规测井曲线对比校正技术和水平井井眼轨迹与地层穿越关系进行的,尽管该方法能给开发工程师提供大量井眼轨迹与地层关系的信息,但却很难指出水平井钻遇储层的生产油气能力如何,这为油田开发工作带来了困难.以常规测井资料为基础应用敏感性分析和交会图技术划分井剖面地层,得出了储层有效厚度;分析试采数据,统计出了归一化条件下的水平井日产油量,发现二者之间有良好的线性关系,继而建立起DS油田XX油组水平井日产油量与储层有效厚度之间的产能预测模型,为所研究油组油藏描述工作提供了更为可靠的水平井测井解释结论.     

新场上沙溪庙致密碎屑岩气田整体压裂开发方案设计研究

为了解决川西致密碎屑岩气田存在的生产动态复杂,储量难动用,采速低,见产慢,稳产条件差,提高综合开采效益困难等问题和难点,通过研究和现场试验,认为采用整体压裂改造开发技术可以获得较好的产能和经济开发效果,建立了气,水三维二相三重介质低渗致密裂缝性气藏整体压裂模拟模型,模型中首次全面考虑了低渗致密气藏低速非达西型渗流和高速非达西型渗流的影响,结合地应力研究,对新场上沙溪庙致密碎屑岩气田整体压裂开发方案进行了设计研究;为低渗致密气藏患体压裂改造方案的编制提供了思路和工具。     

致密气藏水平井整体开发精细描述研究

苏里格气田某井区作为本区块水平井整体开发试验区，实施38口水平井2年建成10亿方产能，开发效果显著，对本区的精细地质研究已形成了一套行之有效的研究思路和方法。通过针对区块低孔、特低渗，发育河流相砂体的储层特点，综合各种静态资料，建立精细气藏三维可视化地质模型，刻画了本区河道砂体展布，为水平井整体开发和水平井地质跟踪实施提供了地质保障，同时研究得出的区块剩余气分布规律，为水平井分步实施提供了依据；对水平井整体开发的各部署参数的合理取值进行了研究，在利用非结构网格刻画压裂水平井地层裂缝系统的基础上，通过气藏数值模拟对水平井井网井距等部署参数的优化论证，得出适合的参数值，结果表明本研究可对气田的整体开发提供指导，效果显著，同时为同类气藏的研究提供了有利的借鉴。     

压力敏感性储层超前注水开发研究

压力敏感性储层在开发过程中,储层渗透率随储层压力的降低而下降,进而影响油井产量及油田开发效果。为了量化地层压力变化对压力敏感性储层开发的影响,通过实验研究得出了储层渗透率随地层压力的变化规律。进而建立了压力敏感性储层渗透率及油井产量随地层压力的变化关系,并结合油田开发实例,研究了超前注水在压力敏感性储层开发中应用效果。     

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。     

堵水新技术在高尚堡浅层区块的应用

高尚堡油田浅层油藏为边底水驱动油藏, 天然能量充足, 油水层间隔层较薄, 在开发过程中易形成边底水突进、水窜、水淹, 油井含水上升速度快。为抑制水锥或控制边底水锥进, 最大限度地延长油井无水或低含水采油和保持边底水均匀驱替, 达到提高底水油层开发效果的目的, 开展了选择性化学堵水技术的室内评价和现场试验。室内评价实验表明该堵剂的无量纲堵水堵油比达5 .25 , 在高尚堡油田浅层区块筛选G104-5P35 井的矿场试验后降水增油效果比较明显, 截止目前累计增油705 t , 降水68 000 m3 , 含水下降4%, 并且持续有效。     

王场油田王广区周期注水矿场试验效果的认识

王场油田王广区为薄层低渗透砂岩岩性油藏。1971年投入试采,采用不规则大井距面积井网开发。根据油田动态反映,1998年对主力油层进行注采系统调整,加密完善井网,提高了采油速度,但油井含水上升较快。为了进一步降水采油,改善注水开发效果,对部分注采井组进行了周期注水矿场试验,见到良好效果。     

丰富川高含水特低渗油藏注水优化技术

丰富川油田为低渗透油藏，2002年开始对长2油藏进行前期注水先导实验，2003年基本实现全区注水开发，但全区开发效果不理想。综合含水率由2003年的25.0%上升到2015年的92.0%，进入超高含水开发阶段。该区主要面临的问题是裂缝性水淹水窜现象较为严重，油井含水率上升明显，单井产量低，油田产量递减快等。对全区进行了地质再认识，在对单砂体精细对比、完善注采井网、提高小层对应程度的基础上，一是提出了整体上大面积注水，局部上缓慢温和注水的注水方式，以补充地层能量；二是提出了采用两套井网，实现分层开采的方法，以扩大原始井距，解决层间矛盾；三是采取单井引效措施，以提高单井产量，最终改善全区开发效果。     

呼图壁气藏开发数值模拟

首先对呼图壁气藏的凝析气高压PVT实验数据进行拟合计算,确定了适合该气藏流体相态行为的流体组分特征参数;利用地质研究成果所确定的单井各层物性参数,结合构造形态和井位,建立了相应的三维地质模型;在完成了储量拟合以后,针对气藏生产历史数据进行历史拟合研究,取得了令人满意的拟合效果;为了研究呼图壁气藏未来的开发动态,从9个方面对该气藏的开发指标进行了数值模拟对比研究,所得的研究结论有利于指导该气藏实际开发生产.     

测井多井储层评价技术在广华油田的应用

测井多井储层评价技术以测井、岩心分析、测试及地质等资料为基础。其主要研究内容包括测井资料标准化、储层四性关系研究、建立储层物性测井解释模型等,利用该项技术能有效评价储层及分布区域,为油田勘探开发、增储上产提供依据。