双河油田Ⅷ-Ⅸ油组注采井网综合调整技术

针对双河油田Ⅷ-Ⅸ油组特高含水期剩余油分布零散,依靠单项措施难以改善单元整体开发效果的特点,在深入开展了油藏精细描述、剩余油分布研究的基础上,对注采井网综合调整进行了全面分析研究,提出了适应Ⅷ-Ⅸ油组特高含水期综合调整方法,制定了注采井网综合调整对策,进行了井网综合调整部署,实施后取得良好的增储上产效果。     

水驱砂岩油田特高含水期井网重新优化组合实践与认识——以双河油田为例

双河油田特高含水期剩余油分布具有“薄、散、小、差、低”的特点,为适应特高含水期剩余油挖潜的需要,注采井网必须精细化研究和管理。在搞清剩余油分布及合理优化井网技术界限基础上,通过局部完善井网、细分开采、层系转换、复杂结构井技术,辅助封堵、补孔、调剖等各种措施,进行井网优化组合挖潜剩余油。典型开发单元Ⅷ-Ⅸ油组井网优化组合实践表明,水驱油田特高含水期在井网不具备大规模加密调整条件下,井网重新优化组合是进一步改善水驱开发效果、提高采收率的有效途径。     

双河油田Ⅷ Ⅸ油组高含水开发后期剩余油综合挖潜技术

双河油田Ⅷ Ⅸ油组经历了30多年的开发。目前已进入特高含水开发后期．调整和挖潜的难度增大,单元开发效果持续变差。通过主力油层细分流动单元、分时剩余油研究、强水淹层细分评价等综合挖潜技术,对双河油田Ⅷ Ⅸ油组进行综合评价,搞清了单元的剩余油分布特征,并利用补孔、调层、解堵、复产、大修等手段对潜力层进行挖潜。通过一系列综合调整挖潜后,进一步完善了注采关系,提高了单元开发效果。     

双河油田Ⅷ-Ⅸ油组油砂体评价分类及挖潜对策研究

经过30多年的高速高效开发,双河油田Ⅷ-Ⅸ油组已进入特高含水开发阶段,注采井网如何调整才能改善开发效果,是油田开发中急需解决的难题。为此在双河油田Ⅷ-Ⅸ油组将传统的油藏分析评价方法应用至更小的沉积单元——单砂体,采用静动态评价指标相结合的方法对双河Ⅷ-Ⅸ油组的86个单油砂体进行了评价分类,针对分类后油砂体存在的问题和特点提出了相应的调整挖潜对策,该方法在矿场应用后取得了良好的增储上产效果,提高采收率2.2个百分点。     

特高含水开发期注采井网评价新指标

针对影响井网驱油效率的因素,采用室内物模实验数据,分析了影响水驱油效率的影响因素,提出特高含水开发期井网评价应该考虑地层中过水倍数和驱替压力梯度分布因素的影响。利用一维两相水驱油理论,结合数值模拟计算结果,给出了地层中驱替压力梯度、过水倍数指标的具体计算方法。在此基础上,计算了典型五点法注采井网的驱替特征参数分布。指出剩余油饱和度分布与驱替压力梯度、过水倍数分布的关系。运用以上方法,计算比较了五点法、七点法、交错法、九点法4种典型井网的驱替参数分布特征,并比较了不同井网的驱替效果,认为特高含水开发期交错注采井网的效果较好。研究结果对特高含水开发期井网调整具有指导意义。     

油藏井网综合调整技术在文51块中的应用

针对濮城油田文51块在注水开发中层间和平面矛盾突出, 水驱动用程度低,油藏开发效果差的特点,通过对油藏精细描述,在弄清构造和剩余油分布的基础上,对开发井网进行综合调整,完善了注采井网,实现了多层砂岩特高含水期油藏开发对象的转移,提高了二、三类层水驱动用程度,降低了综合含水,年产油增加,开发效果得到了明显改善.该方法对同类油藏开发井井网调整具有一定的指导意义.     

下二门油田中层系剩余油分布及注采井网综合调整研究

针对下二门油田中层系处于特高含水开发后期存在的诸多问题,如:平面、层间矛盾突出、动用程度差异大、剩余油分布零散复杂、井网密度大、综合含水高等,在剩余油分布研究后开展井网适应性研究、井网调整潜力研究、井网调整技术经济界限研究,依此制定了注采井网综合调整对策,进行了井网综合调整部署.     

孔店二断块南部水淹特征及剩余油分布研究

本文综合评价了大港孔店二断块南部稠油注水开发油藏的水淹特征和剩余油分布规律。经研究认为，该油藏水淹特征在平面上受沉积环境的影响，在纵向上受油层非均质程度的控制，稠油注水开发具有水驱油效率低、特高含水期油层含油饱和度仍很高的特点；剩余油分布与流体性质、注采井网及水淹波及程度有关，按剩余储量、剩余可采储量等指标评价，剩余油在平面展布上可分为三类区域，各区域应采取相应的调整措施，才能达到改善其开发效果之目的。     

非均质砂岩油藏剩余油分布及注采井网调整研究——以克拉玛依油田四1区克下组油藏为例

在充分认识到油藏开发目前存在的问题的基础上,采用动态法、油藏数值模拟2种方法综合研究剩余油的分布规律,明确了克拉玛依油田四1区克下组剩余油纵向上以主力油层为主、平面上沿断裂附近分布。应用剩余油研究结果,有效地指导了油田挖潜工作,采用全面重建井网的方式进行注采井网调整,投产实施新井平均单井产油4.1t/d,超过设计产能1.6t/d,反映生产效果好。这一结果表明在定量研究剩余油分布的基础上,进行注采井网调整能够有效地改善油藏开发效果。     

特高含水期剩余油分类评价方法

特高含水期剩余油分布日趋复杂,挖潜难度越来越大,明确剩余油开发潜力是特高含水期油藏提高采收率的基础。综合考虑特高含水期剩余油空间分布、富集程度、耗水特征及经济可动性,从剩余油可动用资源、区域可开发潜力等方面,提出了剩余油可动用系数以及剩余油可采潜力因子2个综合评价指标,构建了特高含水期剩余油分类评价综合指标集;在此基础上,利用Xie-Beni指数改进了模糊C均值聚类（FCM）算法,对特高含水期油藏剩余油进行无监督聚类评价,形成了特高含水期剩余油分类评价新方法。以孤岛油田西区北为例,开展了特高含水期剩余油分类评价以及挖潜调整研究。结果表明：该方法可精准确定剩余油潜力优势部位,针对孤岛油田西区北Ng3-4单元的各类剩余油潜力评价结果,分别提出了相应的挖潜措施,指导了单元层系井网互换转流线调整工作,措施调整后单元提高采收率2.1%,可采储量增加29×104 t。     

河道砂侧积体对剩余油分布的影响--以孤岛油田馆上段3～4砂组高弯度曲流河为例

应用现代沉积学的理论,对孤岛油田馆上段3-4砂组高弯度曲流河河道砂侧积体分布特征进行分析;根据 河流相厚油层多侧积体沉积的地质特点,设计了由三个侧积体组成,其间分布两个斜交泥质夹层(侧积层)的三种 夹层位置类型、四种射孔方式、两种注水方式的24个注采模拟方案,研究了不同注采模式下的剩余油分布规律。 研究表明侧积体夹层对剩余油形成和分布具有明显控制作用,其与注采井网的不同配置关系,造成剩余油存在较 大差异。剩余油主要分布在两个夹层的上部,且逆着夹层注水模型的波及系数和采收率略大于顺夹层注水的波及 系数和采收率。应用侧积体理论指导特高含水期曲流河厚油层水平井挖潜取得了良好效果,在孤岛油田中一区馆 陶组第4砂组优化设计水平井7口,初期平均单井产油能力达到了28.5t／d,为同期投产直井产量的3～5倍,综合 含水率仅为56.6％,为油田注聚合物后在特高含水期进一步提高采收率提供了新的思路和方法。     

特高含水期井网综合利用方法研究

喇嘛甸油田已进入特高含水期开发阶段,水驱油层综合含水为93·6%,可采储量采出程度高达83·9%,同时精细地质研究结果表明,部分单砂体注采关系尚不完善,存在剩余油。通过对油田北西块喇7-210典型区块进行解剖分析,研究各套层系井网不同储层剩余油分布特点,提出利用现有井网来完善不同储层单砂体的注采关系、挖潜不同类型剩余油的井网综合利用模式,该模式对今后进一步改善水驱开发效果具有一定的指导作用。     

高渗储层特高含水后期剩余油分布规律研究

本文以双河油田ⅧⅨ油组主力油层Ⅷ1Ⅸ1层为研究对象,从油藏的实际特征出发,运用油藏工程方法和数值模拟技术研究剩余油分布规律,并对剩余油潜力进行分类评价,分析了影响剩余油分布的主控因素,对高渗储层特高含水后期制定相应的开发调整对策,提高剩余油动用程度有非常重要的作用。     

聚合物驱注采井网调整效果分析

聚合物驱油是目前三次采油技术中日趋完善的提高采收率技术之一。到2014年底,经过1年多的注聚开发,孤东油田八区3-6聚合物驱开发已见到较好的增油降水效果。本文着重对前期注采动态变化特点和存在的问题进行了分析研究,根据剩余油分布情况提出并实施了较大规模的注采井网调整,取得了很好的增油降水效果,对今后聚合物驱注采井网调整的实践具有较好的指导意义和借鉴作用。     

双河油田Ⅷ-Ⅸ油组井网适应性研究

井网适应性研究是将由注水井、生产井构成的注采系统以及整个油藏作为一个整体来综合考虑的过程。从确定合理注采井数比、合理的井网密度,采用动态分析与油藏数值模拟相结合分析注采对应关系的角度出发,研究了双河油田Ⅷ-Ⅸ油组井网的适应性,为油田后期开发调整提供依据。     

真武油田开发后期综合治理研究与实践

针对真武油田开发后期面临的剩余油富集区高度分散、老井套损严重、原注采井网破坏严重、产量递减快的现状，开展了油藏精细描述，重点认识了内部低级序小断层和隔夹层的分布、数值模拟结合饱和度监测认识剩余油分布。研究表明，实施特殊结构井、局部加密调整、注采井网重组、改变液流方向、调整注采结构、滚动扩边等综合治理措施，是改善真武油田开发效果的有效途径。     

高浅南区复杂小断块油藏特高含水期剩余油分布规律研究

冀东油田高浅南区复杂小断块油藏特高含水期剩余油分布规律极其复杂,为提高开发效果,通过综合研究油水井在钻井、试油及生产过程中所录取的各项资料,采用动态分析法和常规水淹层解释法分析了其剩余油分布规律,结果表明,非主力层水淹程度相对较低,剩余油相对富集;平面上剩余油主要分布在油藏构造高部位、断层夹角含油区域、物性变化带、边水油藏水淹路径之间的滞留区、井网控制程度低以及井网控制和注采系统不完善的地区;构造、沉积微相、储层非均质性、水淹路径、大孔道及物性变化带、注采井网的完善程度是控制剩余油分布的主要因素。     

杏六区中部葡｜1—3油层聚合物驱布井方式研究

杏六区中部在40多年的开发历程中,先后经历了基础井网、一次加密和二次加密调整。到2009年12月底,区块平均综合含水率为92．6％,处于特高含水期开采阶段。通过分析葡｜1-3油层动用状况和剩余油分布特征,提出了以该油层整体作为一套层系、利用分注工艺降低层间影响的聚合物驱开发方式：聚合物驱注采井距保持在150m或小于150m的范围,在原一次加密调整井排和二次加密调整油井排问布一排注聚合物井,形成采出井和注入井排,排距为100m,井排上并距为200m,注采井距141m的五点法面积井网。在此基础上,预测了开发效果和经济效益。该布井方式对类似油藏聚驱井网部署及调整具有一定的指导意义。     

孤南油田注采结构调整

孤南油田为复杂断块油藏 ,开发层系以馆陶组和东营组为主 ,非均质性严重。进入高含水期后 ,油水关系更加复杂。为了合理调整注采结构 ,首先研究了微构造和沉积微相特征及其与剩余油分布的关系 ,并在此基础上找到原注采井网存在的问题 ,然后采取针对性的调整措施 ,如 :优选射孔井段、调剖、油井改层等 ,使调整后的注采结构与微构造特征、沉积微相特征及剩余油分布相匹配 ,以此获得了较好的控水稳油效果 ,确保了孤南油田的稳产。     

对我国东部老油田提高采收率的几点看法

我国东部老油田提高采收率具有很大的潜力，同时技术难度也很大。根据我国油田特点，提高采收率的重点是扩大注水波及体积，搞好以剩余油分布为中心的油藏描述、优化井网井距、调整注采系统、推广水动力学采油、大力开展深度调剖堵水；在有选择的推广聚合物驱油基础上，开发新型廉价高效化学驱油剂，发展复合驱技术，作为我国特高含水期油田开发储备的新技术。