潜山裂缝油藏不稳定注水体系研究

潜山裂缝油藏的注水开发过程中容易形成水窜,使得基质系统动用程度偏低,降低整体水驱效率。为了改善此问题,以渤海X油田为例进行油藏不稳定注水体系研究,建立了数值模拟模型,根据基质、裂缝的产油规律对油藏开发阶段进行划分。构建潜山裂缝油藏不稳定注水技术体系,在不同的开发阶段采用不同的注水开发策略,如降压开采、脉冲注水、周期注水和异步注水等。与常规注水方式相比,不稳定注水体系可有效地抑制含水率上升,缓解注水矛盾,从而提高基质生产能力和整体注水驱替效率。     

原油指纹技术在JZ油田潜山油藏连通性判别中的应用

渤海湾盆地断裂系统极其复杂,盆地内JZ油田太古宇潜山油藏平面上按断块系统可分为多个油区,由于潜山裂缝油藏储层强非均质性,油区内、油区间油藏连通关系难以明确。尝试利用石油色谱指纹技术对油田不同油区原油分别开展原油族群划分、原油生物标志化合物分析、原油同源性对比分析,根据单层原油指纹差异及混合原油的指纹变化特征,最终确定了JZ油田不同油区潜山油藏储层纵横向的连通性,有效指导了油田后续开发方案部署。     

埕北-30潜山太古界裂缝性油藏裂缝分布预测

针对埕北30潜山太古界裂缝性油藏，以岩芯分析、岩石力学实验、构造及应力场演化史等资料为基础，建立了地质模型及力学模型，模拟计算了应力场数值，得到了构造应力场的应力及其方向的分布；并根据岩石破裂准则。计算了岩石破裂率的分布．从而，研究预测了埕北-30潜山太古界裂缝性油藏构造裂缝的发育分布及裂缝走向．对定量描述成果与实际资料进行了对比检验，结果表明该成果具有一定的可靠性．     

底水油藏水平井合理位置的确定方法研究

底水油藏中水平井的合理位置是确保水平井高产稳产、延长无水采油期的关键所在。利用镜像反映及势函数的叠加原理，在获得底水油藏中任意一点的势函数后，得到了底水油藏中水平井底势差和水平井的产量方程，由此研究影响水平井产量、临界产量及见水时间的因素，通过研究获得了底水油藏中水平井的合理位置，为水平井开采底水油藏的优化设计提供了理论基础。     

边水驱油藏水平井合理位置的确定方法研究

顶底不渗透边水油藏中水平井的合理位置是确保水平井高产稳产、延长无水采油期的关键所在。利用镜像反映及势函数的叠加原理，在获得顶底不渗透边水油藏中任意一点的势函数后，得到了顶底不渗透边水油藏中水平井底势差和水平井的产量方程，由此研究影响水平井产量及见水时间的因素，通过研究获得了顶底不渗透边水油藏中水平井的合理位置，为水平井开采具有顶底不渗透边界的边水油藏的优化设计提供了理论基础。     

底水油藏水平井开发见水后生产动态预测

水平井技术是开发底水油藏、延长油井见水时间与提高底水油藏采收率的一项重要技术，但是水平井见水后的动态预测与控制是这项技术的难点。在前人研究的基础上建立了一个水平井开发底水油藏的简化物理模型，并从此模型出发经过推导与简化得到了一个简单易行的水平井开发底水油藏见水后动态生产规律的预测方法，编制了计算机程序，结合华北任丘油田水平实际生产情况进行了预测分析与应用。从实例预测对比结果可以看出，该方法预测精度令人满意。     

河口潜山油藏完井工艺技术

介绍了胜利油田河口潜山油藏的完井工艺技术，包括井身结构、完井方法、油层保护、完井投产措施，毛细管测压技术等，同时对下一步工作提出了建议，对同类地层的开发具有指导意义。     

低渗透油藏水平井开发研究综述

在进行大量调研的基础上,阐明低渗透油藏水平井开发中油藏的优选、开发井网模式设计、水平井注水、产能预测、渗流规律及完井技术的研究现状,并对存在的问题进行分析.     

缝洞型碳酸盐岩油藏连通性识别方法探讨——以轮古西潜山油藏为例

轮古西奥陶系潜山油藏是典型的缝洞型碳酸盐岩油藏,岩溶储层发育,但非均质性强,油水关系复杂,储层空间连通性差,识别难,严重制约着油藏的整体开发效果.通过井组的古地貌、构造、裂缝预测以及三维缝洞雕刻的静态特征,油井见示踪剂、井间干扰等动态特征,综合分析识别出了LG15-6井组连通单元,并提出一套研究该类型油藏单元连通性的方法.     

八面河郭井子潜山带不整合面特征及成藏作用

八面河地区郭井子潜山带孔店组及潜山油藏均为油源来自于北部洼陷的它源油藏。受区域构造运动及潜山构造格局控制,前第三系与新生界之间的区域不整合面在地震及测井资料上特征明显、易于识别,形成了多类型、多岩性组合且依潜山展布的特点,并在本区孔店组及潜山油气成藏过程中起到了至关重要的作用。     

渤海油田某奥陶系潜山碳酸盐岩油藏酸化后试井曲线特征分析

海上某油田奥陶系潜山油藏属于特低渗碳酸盐岩油藏,储层物性差。经DST测试,酸化前无产量,酸化后日产油量达100 m3左右,且产油量稳定,试井曲线表现出垂直裂缝压裂井典型的"线性流"特征。通过酸化作业,有效地沟通了储层中的天然孔隙和裂缝,建立了高导流能力的渗流通道,使油井产能大幅提高。酸化作业是此类特低渗碳酸盐岩油藏开发的有效增产措施,值得在油田未来开发中全面推广。     

南堡2号潜山注氮气提高采收率研究

为了提高南堡2号潜山高含水油藏采收率，在剩余油研究的基础上，通过室内实验与数值模拟相结合，探索2号潜山注氮气提高采收率合理注入方式和注入参数。研究显示：南堡2号潜山注氮气能有效降低地层油黏度和密度，改善地层油流动性；氮气对地层油膨胀能力有限；合理注入方式为气水交替驱，合理注入参数为气水比1∶1。矿场实验揭示，当出现气窜迹象时，采用多段塞小剂量气水交替注入可有效防止气窜，是提高南堡2号潜山油藏采收率的有效方式。目前，通过实施注氮气，NP23-P2013井组累计增油3 200 t,投入产出比1∶3.6。     

底水油藏中水平井的合理位置优化研究

底水油藏中水平井的合理位置能提高水平井开发效果,是确保水平井稳产和延长无水采油期的关键。依据底水油藏水平井产能方程、临界产量公式和见水时间公式,综合考虑水平井位置对水平井产量、临界产量和见水时间的影响,结合多目标最优化理论,建立了以底水油藏水平井位置为优化变量,以水平井产量、临界产量和见水时间为目标函数的多目标优化模型,提出了水平井合理位置的优化方法。结果表明,底水油藏中水平井的合理位置到底水边界的距离约为油藏厚度的0．3～0．45倍;垂向渗透率高的薄底水油藏中较小内径的水平井有利于产量的提高。其结果对底水油藏水平井的优化设计具有一定的指导意义。     

水平井开发气顶油藏合理位置的确定方法

利用镜像反映及势函数的叠加原理,导出了气顶油藏中任意一点的势函数,推出了气顶油藏中水平井井底势差和水平井的产量方程,研究了水平井的位置对气顶油藏水平井产量、临界产量及气锥时间的影响,获得了气顶油藏中水平井的合理位置.     

碳酸盐岩油藏基质酸化水平井表皮因子模型研究（I）理论模型建立

水平井开采技术是近年来广泛用于页岩薄层，低渗透等复杂油藏开采的一种主要方法，然而，如何全面考察来自油藏，酸液及酸化过程中的一些主要因素特别是难于用一般方法描述的酸蚀孔洞形成和生长的随机因素对酸化处理效果的影响，则是碳酸盐油藏水平井基质酸化技术设计和效果评价时所遇到的难题之一，通过首次综合考虑当代分形理论研究的新成果－酸蚀孔洞形成和生长过程中的分形与分维特征，水平井地层伤害沿水平井筒的椭圆柱体分布形     

薄层稠油油藏水平井蒸汽吞吐开发效果研究

结合油藏地质特征及开发特点,利用油藏工程方法和油藏数值模拟技术,研究薄层稠油油藏水平井蒸汽吞吐开发效果,分析地质参数及注汽参数对该类油藏开发效果的影响程度。研究表明,水平井到边水的距离是水平井开发效果影响最大的地质参数,其次分别为油层厚度、渗透率及油水体积比;注汽强度为水平井开发效果影响最大的注汽参数,其次分别为注汽速度、井底蒸汽干度及焖井天数。     

碳酸盐岩潜山储层渗透率解释方法探讨

碳酸盐岩储集层的非均质性非常严重,大多数具有多重孔隙结构特征,渗透率为岩块渗透率和裂缝渗透率的总和,计算比较复杂。我们充分利用常规测井资料及核磁测井技术对潜山裂缝性油藏储集层进行深入系统的研究,总结出了一套全面系统的评价渗透率的解释方法,极大地提高了碳酸盐岩潜山裂缝性储层渗透率的解释精度。     

边底水砂岩油藏高含水期水平井加密技术

针对边底水发育的砂岩油藏高含水期底水锥进到上部层位、井筒附近剩余油潜力小、井间潜力大、注水动用难度大的矛盾,通过应用油藏数值模拟、计算边底水油藏水驱前缘技术,确定了底水锥进和边水舌进状况,提出剩余油分布特征研究技术、水平井优化设计技术、水平井配套技术,有效动用高含油部位,确保水平井轨迹沿油层顶部钻进,有效动用剩余油。     

稠油油藏水平井侧向重力水驱技术研究

针对常规水驱开发稠油油藏效果较差的问题,提出了顶部注水水平井侧向重力水驱技术.在水平井注水室内评价实验基础上,分别从纵向和平面上分析了稠油油藏水平井侧向重力水驱的驱油机理,认为侧向重力水驱技术能够充分利用注入水和底水能量,提高油藏纵向动用程度,同时加大油藏的水驱波及系数和局部驱油效率.以某底水稠油油藏为概念模型,对水平井侧向重力水驱注采井网和生产层位进行了优化研究,得到最优的注采井网形式、注采井距和水平段走向,获得不同底水体积大小和韵律特征下生产井无因次避射高度优化图版和无因次射孔井段长度优化图版.为指导同类油藏实施水平井侧向重力水驱井网设计和纵向射孔层段设计提供了标准和依据.     

基于油气相平衡的气顶底水油藏水平井垂向井位优化

气顶底水油藏油气水三相同时赋存，水平井垂向位置不合理，则极易发生气窜和水锥，导致油井产能下降。为了有效控制气窜和底水锥进，延长水平井稳产时间，基于热力学相平衡理论，结合气顶底水油藏流体分布特点，校正了状态方程计算逸度误差，计算了油气体系相平衡闪蒸模型，利用天然气状态方程和物质平衡方程进一步推导出了气顶指数、底水倍数与地层压力的垂向水平井布井位置评价模型，总结了水平井开发过程中随油藏地层压力下降油气相间传质规律。经实例计算及数值模拟验证，采用本方法得到的布井位置可以有效延长水平井稳产时间，为气顶底水油藏水平井部署提供一定的借鉴意义。