水平井在海上稠油油田综合调整中的应用

在渤海SZ稠油油田的综合调整过程中,尝试加密水平井以改善该稠油区的开发效果。实际生产数据表明,在剩余油精细描述的基础上,相对于定向井,运用水平井调整能更好地改善高渗透稠油区开发效果。     

海上稠油油田早期调整实践与认识

为了有效解决井控储量大、注采井网不完善、采油速度低等问题,围绕渤海旅大油田主要开发矛盾及调整策略进行实践研究。经过不断探索,形成了以早期完善井网为主,结合水平井局部挖潜和分层系开发思路的早期调整模式。实施调整后,油田采收率得以提高,油田开发效果大幅改善。     

海上厚层稠油油藏细分开发层系研究与实践

渤海JX油田油层厚度大、层间非均质性强、地下原油黏度大,水驱开发过程中易发生层间干扰及边底水锥进现象,严重影响油井的产能。通过理论分析和数值模拟等手段,研究了海上复杂厚层稠油油藏开发井网,深入剖析了厚层稠油油藏细分开发层系的必要性及水平井的关键参数。应用实践及效果评价表明利用水平井细分开发层系开发厚层稠油油藏效果良好。     

坪北油田井网综合调整潜力研究

坪北油田是典型的三低油藏,目前已进入高含水开发阶段,老区综合调整是今后高效开发的重要方向。基于对油田地质特征再认识和油藏开发特征分析,认为油田剩余油富集在物性较差储层的大中孔中,平面剩余油富集在油排井间、油水排排间及裂缝两侧,在储层叠合区开展纵向层系细分、平面井网重组的综合调整可进一步提高开发效果。     

塔河某区块底水油藏井网调整研究

塔河某区块强底水油藏在开发后期,面临油井含水高、上升快、油产量递减快等问题。为此采取井网调整措施来提高产量和采收率。首先计算井网的控制程度,采用数值模拟方法确定剩余油的分布,通过方案预测选择出最佳井网,为该区块油藏井网调整提供了依据。     

B区块主力油层聚驱后变流线井网调整研究

B区块主力油层经过水驱和聚合物驱开发以后,仍有一定程度的剩余油未采出,需要进一步挖潜.通过数值模拟、密闭取心井资料及水淹层测井解释资料分析,对区块聚合物驱后剩余油分布状况及特征进行了研究,发现剩余油在平面上主要聚集在分流线附近,其含油饱和度高于主流线2.35％;纵向上主要分布在葡Ⅰ2和葡Ⅰ3单元.为此,开展了变流线提高...     

安塞特低渗透油田水平井加密动用剩余油研究及实践

为了探索动用剩余油新模式,安塞油田首次采用水平井加密动用剩余油,开展了7口加密水平井攻关研究和矿场试验。通过对不同加密水平井的布井方式、改造参数进行研究评价,揭示了剩余油分布机理,探索形成了适应安塞特低渗透油藏的中高含水期加密水平井动用剩余油技术。实践证明,水平加密能够有效动用井间剩余油和低丰度储层来动用已开发区域剩余储量,为同类油藏进一步提高采收率提供了新的启示。     

海上油田特高含水期剩余油富集规律与挖潜策略研究

对比陆地油田,海上油田生产井数少、井控储量高,导致剩余油既有共同性,也有复杂性和差异性。同时它区别于陆地油田的持续性调整,导致高度分散程度存在明显差别。因此,需要开展针对性的相关研究。经过海上油田开发特点、各个开发阶段、油藏渗流过程的研究,提出特高含水期的剩余油主要有三类,即整体富集型剩余油、局部富集型剩余油、整体分散型剩余油。在全面分析各类剩余油富集机理的基础上,提出不同的动用策略,主要包括重构新井网、调整现井网等措施。调整不同挖潜措施的占比,完成剩余油富集差异下的挖潜策略。通过油田开发特点、地下油藏渗流的宏观研究与具体挖潜措施结合,明确特高含水期海上油田的系统性工作,对油田开发具有一定指导意义。     

海上油田自流注水技术应用研究

以海上某在评价边际油田为例,进行自流注水开发论证,采用数值模拟分析自流注水效果.利用2个预留井槽钻自流注水井,将其部署在平面距离生产井约500m的油层内,并对纵向上距离目的层约300m的水层进行射孔,待油层生产期达2a后其地层压力降低,再利用水层和油层间的压差将水层水注入油层进行自流注水开发.     

哈得油田薄砂层油藏双台阶水平井注水开采数值模拟及剩余油分布规律研究

哈得油田薄砂层油藏产层为泥盆系(关于该区地层有两种认识:石炭系和泥盆系,本文采用泥盆系这一认识).Ⅰ、Ⅱ油组的上下两个厚度1～2m左右的薄砂层油层,深度在4500m,是典型的深薄油藏,适合于采用水平井注采井网进行开发.然而,自投产以来,两套薄砂层油藏双台阶水平井注水开采存在的两套油层的流体渗流规律认识不清晰,为此,本文...     

海上高含水大排量电潜泵井井下油水分离系统优化设计

分析井下油水分离系统的结构和工作原理,总结选井原则及应用特点,对海上大排量电潜泵井井下油水分离系统进行优化设计。首先,根据目标产液量进行电潜泵机组的选型,使产液量在离心泵合理排量区间的最佳点;其次,使电潜泵机组和油水分离器等设备的最大外径小于套管内径,保留足够的作业空间;同时,使油水分离器出口压力和流量满足注入层压力、流量协调关系。优化后的设计具有双电泵双变频控制、压力监测系统实时监测、化学药剂注入、注入水取样等优势功能。     

安塞油田坪北区补充井网高效开发潜力的认识

根据当前安塞油田坪北区注水开发的经验及存在的问题,通过数值模拟对进一步加密调整的可行性进行了分析论证后,认为,目前的注采井距过大,油田有进一步加密调整的可能。     

海上油田电潜泵井提液方案优化设计

电潜泵井换大泵提液作为海上油田稳产增产的重要措施,在许多油田得到了广泛应用且效果显著。针对海上油井及平台特点,综合论述了提液井换大泵优化设计的具体要求及在电泵设计时应考虑的各种影响因素。实践证明,该技术有效地提高了采液速度,达到了提液增油的目的,为油田的稳产增产发挥了重要作用。     

海上复杂河流相油田高效开发研究与实践

针对河道窄、储层横向分布不稳定、纵向叠置关系复杂等开发难点,应用随钻地震反演及单砂体描述等新技术进行开发井优化调整,以砂体描述成果指导开发井井位的部署。针对油田投产后表现出的油井产能低,地层压力下降快等特点,采用高精度小层及单砂体对比、地震约束下的沉积相研究等技术对井间连通性开展动、静结合研究,最终实现对"带状"河流相储层的综合表征。在此基础上,通过采取精细注水调整与产液结构调整相结合的注水开发策略,使油田迅速摆脱了被动的生产局面。     

低渗透油藏井网优化调整研究

针对低渗透油藏开发过程中普遍存在的问题,选取长庆油田特低渗透油藏为研究对象,通过对该区块菱形反九点注采井网的调整,进行了井网转换和井网加密可行性研究,并提出相应的最优转换时机.研究结果表明:菱形反九点注采井网转为交错排状后,增大了波及系数,提高了水驱动用程度,改善了地层压力场,提高了同期采出程度,其最优转换时机为含水率75%;对菱形反九点注采井网有针对性地采取中心加密,加密井采取先采后注的策略,可提高区块采油速度和最终采收率,且生产2年为加密井最优转注时机;所研究油藏最优的调整方案为2007年进行加密,并于2009年对加密井进行转注.对同类油气藏中后期调整提供了技术指导.     

坪北油田井网细分重组可行性研究

坪北油田是典型的低孔、特低渗、低压、裂缝性油藏,历经18年的开发,油区内部层间矛盾突出、储层动用不均衡等问题严重制约了油田的发展。基于坪北油田地质特征和开采特征的分析,对层系叠加区实施井网细分重组可行性研究。该区储层发育叠合较好,产能较高的区域具备井网细分重组的潜力,能够达到经济极限产能,减少注水井的部署,并能最大限度提高储量动用程度及采收率。对同类型低渗透油藏在提高油田采收率方面具有一定的启示。     

海上油田晚期注水开发实践

为探究海上油田晚期注水的开发效果,以Widuri油田33S油藏为例,结合数值模拟技术与油藏工程分析方法,对其晚期注水实践进行分析。研究结果表明:对于Widuri油田,当油藏压力下降到饱和压力一半以后开始实施注水,油藏开发效果较好;原油黏度低的高孔高渗油藏可适当推迟注水时机;在不影响开发效果的前提下,油田晚期转注具有初期投资少、回收期短、无水采油期长、无水采油量多等优势,对油质好、物性好的油藏还能保证较好的开发效果。     

加蓬AKONDO油田定向井钻井实践与认识

根据加蓬AKONDO油田WAKO-1井及WAKO-2井的施工情况,对三个开次的钻头使用效果及井眼轨迹控制效果进行了评估,并就该平台后续井钻头选型及井眼轨迹优化等提出了针对性的建议,将对提高钻井时效,降低钻井风险有一定的帮助。     

井槽高效利用技术在渤海油田海上平台的应用

随着海上油田开发的推进,如何高效利用海上平台井槽,对于解决预留井槽不足、产能下降问题意义重大。采用单筒双井技术能够高效利用海上平台井槽资源,但钻井大尺寸隔水导管的下入,给钻完井工程带来一定挑战。针对渤中34-1油田F平台前期研究中井槽利用问题,通过对隔水导管下入尺寸与方式的研究,结合配套的钻井技术进行了方案优化。提出了特殊尺寸Φ838.2 mm+914.4 mm复合隔水导管钻井下入方案,经论证分析可知,该方案能够满足技术要求,并取得了较好的经济效益。     

Z油田大斜度压裂井产能数值模拟研究

针对Z油田具有代表性的7口大斜度压裂井建立了单井砂岩模型、孔隙度模型、渗透率模型,形成了Z油田天然裂缝发育储层大斜度压裂井产能数值模拟方法,数值模拟给出了不同层段（S1段、S3段和D2段、D3段）、不同井斜角（60°、75°）、不同裂缝参数和生产压差条件下大斜度压裂井产能模拟结果。通过探井试油资料与数值模拟预测结果对比分析可知,该数值模拟方法的计算结果与实际试油结果吻合,从而为Z油田大斜度压裂井产能预测分析提供了科学依据。