用水驱前缘监测技术评价特低渗透油藏注水开发动态特征

根据波速场分布与地下渗流场分布具有相关性的特点及摩尔-库伦和断裂力学理论,对孔隙流体压力变化和微裂缝的再次张开与扩展时产生的一系列微震波进行监测,得到地下波速场特征,以此为基础求得特低渗的吴410井区长6油藏水驱前缘、注入水波及范围、非均质性等资料,取得了较好的应用效果。     

三叠系特低渗注水开发油藏开发技术对策研究及应用

针对长庆油田三叠系注水开发特低渗油藏存在的主要问题，从分析油田递减规律入手，将低渗储层渗流理论研究方法、数值模拟技术及矿场数理统计方法相结合，分析不同油藏的含水、产量、压力、注水强度等之间的相互关系，最终确定出合理的开发技术时策，确保油田稳产。此项研究时降低低渗透油田递减、提高单井产能、稳油控水有重要意义。     

特低渗透多层油藏水驱前缘研究

特低渗透多层油藏在注水开发时由于各储层物性和流体特征存在差异,会引起各储层注水推进速度不同.利用特低渗透油藏渗流理论建立理论模型,推导了多层油藏考虑油相和水相启动压力梯度的水驱前缘计算公式,分析了渗透率级差、注采压差、注采井距、地层原油粘度对注水推进速度的影响.并针对注采井距的影响,首次提出了无因次水驱前缘的概念.研究结果表明,渗透率级差越大,渗透率相对较小储层的水驱前缘推进越慢;随着注采压差的增大,渗透率相对较小储层的水驱前缘推进速度逐渐增大,但增幅逐渐变缓;随着注采井距的增大,渗透率相对较小储层的水驱前缘推进速度逐渐变快,但无因次水驱前缘却逐渐变小;随着地层原油粘度的降低,渗透率相对较小储层的水驱前缘推进速度逐渐变快,且增幅逐渐变大.     

特低渗透油藏开发压裂技术

介绍靖安油田长6油藏开发地质特征和开发压裂试验区的试验方案优化设计，重点分析开发压裂实施效果，讨论开发压裂技术对特低透油藏开发的适用性与可行性。认为对于非均质性较强的特低渗透油藏，实施开发压裂有利于实现井网与人工裂缝的合理匹配，即可保证单井控制足够的经济可采储量，又能充分满足持低渗透油层加大压裂规模的要求，并易于在压裂缝的侧向建立有效压力驱替系统，提高油藏的注水波及系数及最终采收率。开发压裂技术在特低渗透油藏具有较高的推广应用价值。     

大规模压裂注水开发一体化技术在特低渗透油藏的应用

X油田特低渗透油藏储层平均埋藏深度2 300 m,平均渗透率仅为2.1 mD,在开发过程中多数断块单井日注水低于15 m3,采油速度低于0.3%,严重制约该类油藏的规模上产。为实现该类储层的有效注水开发,引入了大规模压裂技术,在对大规模压裂提高单井产量及缩小注采井距主要机理研究的基础上,进行了压后水驱动态模拟,确定了大规模压裂井具有初期产量高、注水受效快、见效后含水上升快的水驱开发特征。针对压后水驱开发特征,提出了“邻井错层、隔井同层”的压裂方式及压后提压与周期注水相结合的注水能量补充方法。研究表明:大规模压裂技术可使单井产量提高至常规压裂的2.0倍,通过压裂设计及注水补充能量方式的优化可使水驱采收率提高至26%,实现了特低渗透油藏的有效注水开发。     

特低渗油藏衰竭转水平井注水开发可行性研究

BTG油区天然能量开发以来,由于产量过低,大量油井被迫停产.为了提高区块开发效果,进行了小层精细对比划分、沉积微相、砂体展布规律研究,通过开发动态分析表明,影响油井产量的重要因素是沉积微相、储层物性、压裂规模、布井方式.选择高潜力产油区,分别设计了定向井菱形反九点、定向井矩形和水平井共3种注采井网.采用油藏数值模拟方法...     

特低渗透油藏注水井体积压裂提升水驱效果研究

A1油田长8长9油藏受储层物性差、非均质性强、高压注不进、平面多方向见水等因素影响,常规注水开发已难以建立有效的驱替系统.本文以B1、B2、B3长8、长9特低渗透油藏为例,结合各类测试资料,研究了特低渗透油藏开发过程中的见水特征及原因,从注采两端观察人工压裂后的生产变化.注水井体积压裂能够有效提高单砂体水驱动用程度,人...     

特低渗透断块油藏井网优化

通过海拉尔盆地贝中次凹南一段Ⅰ油组的地质、试采、开发特征的综合分析研究,主力开发层系Ⅰ油组属于特低渗透断块油藏,裂缝不发育,并建立南一段地质模型.对研究工区内探井、评价井各种资料数据统计分析,在考虑启动压力梯度条件下进行相关油藏工程计算,同时参考国内低渗透油田井网部署资料,综合油藏数值模拟方法得到南一段Ⅰ油组井网优化部署研究结果:矩形反九点,排距井距150 m ×250 m.综合南一段Ⅰ油组地质、开发现状特征,部署56口开发井,应用地质模型合理粗化数据体进行油藏数值模拟,实现15年开发指标预测,为油藏的合理开发投产起到一定借鉴和指导意义.     

特低渗油藏注水时机对开发的影响

注水时机对油田的开发效果有着很重要的影响,研究确定特低渗透油藏注水时机,对延长油田高产稳产时间以及提高油藏采收率都十分必要.本文着重利用矿场资料统计的方法,对鄂尔多斯盆地已开发不同类型油藏的注水时机与产量变化关系、采出程度和含水关系、地层压力和产液量关系等进行了统计分析,总结出该类油藏的开发特征,同时简单分析了其机理.通过研究发现,特低渗透油藏不同的注水时机,开发效果迥然;安塞油田早期、同期、滞后和未受效四种情况,初期稳产阶段产量比例为4.27:2.3:1.87:1.因此,对于特低渗透油藏的开发应认真研究适宜的注水时机,尽可能实施早期注水.     

薄互层特低渗透油藏大型压裂弹性开发研究

针对薄互层特低渗透油藏,以经济动用为出发点,通过经济极限产油量的界定、单井弹性开发数值模拟、开发井实际经济评价3方面论述了弹性开发的可行性,优化布署了弹性开发井网;通过裂缝参数优化,压裂设计突出改进了降滤失、控缝高2项主导工艺,实现了压裂规模的突破;地面集输实用从简匹配,减少了一次性投资。运用大型压裂弹性开发新技术,在梁112块实施了新区产能建设,新增动用含油面积5.9km2,地质储量255×104t,成功建成产能3.7×104t,实现了薄互层特低渗透油藏经济有效动用,为同类油藏开发提供了新的思路。     

气藏有限封闭水体能量的评价方法

胜利油区目前投入开发的气藏大多数属于构造背景上的岩性气藏,受断层及岩性的控制,水体是封闭的,其大小是有限的。在开发过程中,其动态特征表现为产水量小、生产水气比低。将气藏这一具体地质开发特征与物质平衡理论相结合,给出了水体能量的动态评价方法。实际运用表明,该方法的计算结果是可靠的,具有很强的实用性。     

南海北部陆架盆地非构造油气藏勘探前景分析

南海北部陆架盆地的主要油气田类型以构造型油气藏为主。随着勘探程度的加深,寻找非构造油气藏将列入勘探战略。南海北部陆架盆地内具有形成非构造油气藏的有利条件。在历史时期内水平面的频繁变化,使得岩性带在纵横向上都发生交织变化而产生岩性油气藏,尤其是在盆地低水位期形成的盆底扇、斜坡扇等低位扇;历史时期构造活动频繁,而形成多个构造面和构造不整合,与之相适应的产生了多种不整合油气藏等。勘探实践与研究成果表明,海域盆地内的非构造油气藏前景区主要有:(1)深水区的盆底扇发育区,如琼东南盆地中央坳陷、珠江口盆地白云凹陷:(2)大型古三角洲的前缘区,如莺歌海盆地临高构造带和珠江口盆地惠州凹陷;(3)斜坡区及隆起区的不整合尖灭带或剥蚀带,如莺歌海盆地莺东斜坡带、琼东南盆地崖城13-1构造带等。南海北部陆架盆地非构造油气藏的勘探具有十分广阔的前景。     

示踪剂监测方法在边水推进规律研究中的应用

成功地将示踪剂监测技术应用于边水驱油藏的开发，根据边水可能的推进方向，在上游井排中选择有代表性的井注入示踪剂，在下游井中进行监测，得到示踪剂的参数，可以定量地描述边水的推进规律及速度，研究油藏平面和纵向上的非均质性，得到高渗透水淹层的厚度及渗透率，为进一步提高采收率方法研究提供可靠的依据。     

水驱气藏单井动态优化配产方法研究

针对国内外气井（藏）配产和设计中存在的工程问题,引入生产时间的概念,建立了水驱气井（藏）的动态优化配产模型。该模型改变了传统意义上用绝对无阻流量配产计算过程,对生产数据的依赖性小,可以减少因人为因素造成的配产不当和设计失误。特别是具有天然水侵的气藏,如果产量配置不合理,造成井底积液,严重影响气井产量,因此时水驱气藏动态优化配产具有更重要意义。     

边水油藏开发后期二类层挖潜技术研究与应用

高29断块为一边水能量较为充足的油藏,原主力层采出程度高(38％),剩余资源量较小,但存在一定数量未动用的油水层,若挖掘这部分潜力受到多种因素制约,最主要的是监测技术的滞后,导致措施风险程度大。为解决这一难题,2002年以来开展了二类层挖潜技术的研究,在历年油井措施挖潜实践中总结出综合判断开发潜力层的方法,即利用录井、井壁取芯、电测曲线特征、砂体和井间构造的高低关系等资料,进行有序的综合分析优选,最终确定挖潜井层。实施后取得了显著经济和社会效益,油藏开发水平得到显著提高。     

硫酸盐浓度对水驱提高采收率的影响

水驱提高采收率对注入水的离子组成有一定的要求,为了验证润湿性改变不是硫酸盐水驱提高原油采收率的唯一因素,在岩心润湿性为水湿的条件下进行水驱,研究了硫酸盐浓度、温度、注入速率和原油类型对硫酸盐水驱采收率的影响.结果表明,在水驱过程中,原油采收率随着硫酸盐浓度的增加而增加.在40℃下水驱提高采收率无明显增幅,随着温度的升高...     

濮城油田沙一下砂岩油藏的注水高速开发

濮城油田沙一下油藏的注水高速开发取得了预期效果。其主要做法是：①选择合理方式早期注水，适时放大生产压差,使油藏开发初期赢得高速度；②进行油藏综合研究，制定合理开发政策；③开展储层精细描述研究，提高对储层和构造的认识水平；④应用新技术、新方法研究高含水期剩余油分布状况。     

The Design and Preparation of a Simulator for the Water Coning Phenomenon Applying in Fractured Reservoirs

Abstract

The problem of water production is one of the major technical, environmental, and economical issues associated with oil and gas production. The main goal of this study is to prepare a reservoir numerical simulator with emphasis on water coning. The study mostly involves the numerical simulation of water coning and includes proposed correlations in the literature. The computer program included four distinct modules to calculate: critical or maximum allowable oil rate, water breakthrough time, well performance after water coning take palaces, and water coning simulation. Flow equations of water and oil were discretized and numerically solved for two-dimensional coordinates. The implicit scheme was used to calculate unknown pressures of any grid block. For calculation of water saturation, explicit scheme was used. Real field data of a well in southwest Iran was put into the program and critical rate, water breakthrough time, well performance after water coning, and water coning simulation of reservoir were determined. The authors found that the results of correlations are very far from the reality. On the other hand, numerical simulation shows good agreement with real production data. In addition, it was observed that the present production rate of this well would result in rapid water coning.     

中高含水期油藏开发技术改造的实践与认识

文95块采出程度22．65％，采油速度0．63％，年均含水率78．69％。为了改善该块的开发效果，开展油藏精细描述，深化剩余油研究，加深对剩余油分布的认识，实施了以恢复完善剩余油富集区注采系统为主要内容的开发技术改造，增加了水驱动用储量和可采储量，开发水平显著提高，油藏在采出程度高达30％的情况下，采油速度以1．5％以上稳产了3a。     

根据水驱储量动用程度确定尕斯库勒油田E_3 1油藏合理注采井距

尕斯库勒油田E31油藏属于低渗透油田,非均质性强,开采难度大。由于油藏各小层物性差别大,注水开发各小层的启动压力梯度不一。根据各小层的物性、实际开发状况确定合理注采井距对油田的经济有效开发具有重要意义。在充分考虑E31油藏的纵向非均质性的基础上,建立了水驱储量动用程度与注采井距的关系,分析了影响E31油藏水驱储量动用程度的因素,提出了根据水驱储量动用程度确定合理注采井距的方法。