牛心坨潜山油藏水平井二次开发的探索与思考

2002年以后牛心坨潜山油藏逐渐暴露出平面上直井注水水窜严重,纵向上储量动用程度不均的问题,严重地制约了油田的发展。鉴于近年来水平井技术的不断发展和完善并在各油田应用中所取得的良好效果,牛心坨潜山油藏在科学评价一次开发效果的基础上,采用重建注采井网结构、优化水平井部署研究等方式进行水平井二次开发试验,在不断地摸索中总结经验并取得了显著地试验效果。该油藏水平井二次开发试验经验对于其他同类型油藏的二次开发具有一定的借鉴和指导作用。     

提高杜229块北部低效区储量动用程度

杜229 块1998年投入开发,到2009年底区块采出程度达到23.50%,可采储量采出程度达到82%,经历了上产、穗产、递减三个阶段,目前进入二次开发阶段.杜229块西部兴,采出程度21.3%,采出程度相对较低,是挖潜的重要区域之一.杜32-兴H335井是杜229块西部兴,组的一口薄层试采水平井,针对该井首轮生产效果不理想,实施三元复合吞吐措施改善了杜32-兴H335井的试采效果,取得成功,为同类型油藏的二次开发提供了依据.     

薄层油藏直井、水平井注采模式见水规律研究

为提高部分低渗区块开发效果,采取水平井采油是一个较好的方法,随着水平井大量投产,利用原有直井注水补充地层能量是一个经济便捷的手段,从而形成的直井注水水平井采油的注采模式,更好的研究该模式的开发规律,利用数值模拟计算不同角度水平井的采出程度和含水率与直井采出程度和含水率的结果并进行了相心的对比,同时通过分析平面含水饱和度随生产时间的变化特征分析直外注水水平井开采的水淹规律,为直井注水,水平井采油开采方式提供可行性建议。     

华庆油田山156区水平井开发影响因素研究

华庆油田山156区于2012年开始试验水平井开发,主要开采层位为长6,通过水平井采油——直井注水,直井采油——直井注水2种开发方式。本文通过对山156区特地渗透油藏储层特征研究及初期储层改造方式研究结合水平井开发效果,分析出影响特地渗透砂岩油藏水平井开发效果的主要影响因素。     

高含水油藏分层注入技术新进展

油田开发进入高含水开采阶段,为进一步提高采收率,必须采取新型注入技术保持地层能量.水平井分段注水技术通过将水平射孔井段划分2-3段进行控制注水,实现水平井注水前缘一定程度的均匀推进.分注井智能测调技术通过井下测调一体化配水器实现多级同步测调注水,井口配套防喷管,目前两项技术在现场推广应用,在改善注入剖面、提高采收率方面见到了很好的效果.     

宁东油田水平井注水开发研究

应用水平井开发油藏,可以增加单井控制储量和单井产能,但水平井注水开发仍然不同于常规井网开发,需要合适的注采井网,合理的注采参数以确保取得较好的开发效果~([1])。宁东26井区延安组延5油藏为低压低渗边水油藏,利用水平井通过合理的井网部署,注水后加强精细注采管理,对注水受效特征进行分析,明确主流线方向,以此为依据,理论联系实际,确定合理的注采比,采油速度,生产压差等参数。宁东26井区延5油藏通过水平井开发取得了较好的开发效果,预测最终采收率在30%,成为水平井开发取得较好开发效果的典型例子。     

渭北油田WB2井区长3致密油藏开发方式探讨

渭北油田WB2井区位于鄂尔多斯盆地南部,长3储集层致密,孔隙结构复杂,储层微裂缝较发育,地层压力系数低,油水粘度比较大,开发难度大。WB2井区长3致密油藏2013年开始进行规模水平井多段压裂后弹性能量开发、直注平采井网注水开发、直注直采矩形井网注水开发、直注直采井网注CO_2非混相驱开发及微生物吞吐开发试验。开发试验表明水平井多段分段压裂后弹性能量投产初产较高,但递减快;直井多段超前注水有助于提高水平井初期产能并减缓水平井递减;直注直采注水开发水淹油井比例高,注水开发过程中应合理控制注水井注水压力、注水强度及油井压裂规模;注CO_2非混相驱及微生物吞吐对提高WB2井区长3致密油藏采收率效果不明显。     

水平井技术在欢127块二次开发中的应用

欢127莲花油层采用蒸汽吞吐开发方式开采16a,进入蒸汽吞吐开发末期,低压、低产井多,开发效果变差。2007年对区块剩余油分布规律进行研究,寻找剩余油富集区域,确定可以利用水平井技术在区块进行二次开发,改善区块开发效果,并且根据岩心分析资料,确定区块油藏特性适合于蒸汽驱开发,将来可以利用水平井进行组合式蒸汽驱,进一步改善区块开发效果。     

高246块改善开发效果研究

高246块莲花油层属于厚层块状砂砾岩底水稠油油藏,1977年投入开发,先后经历天然能量、蒸汽吞吐、常规注水及水平井二次开发四个阶段,目前已进入开发后期,可采储量采出程度达到75.2%,开发效果逐年变差。研究人员针对区块开发中暴露出的突出问题,2010年开展了改善开发效果研究,通过有效组织实施配套技术措施,实现年累增油1.2×10^4t,取得显著成效,为该油藏持续稳产及提高最终采收率指明了方向。     

敖16外扩水平井区井网现状及调整对策

敖16外扩井区共投产7口水平井,采用不规则井网同步注水开发,注采完善程度低,平均水驱控制长度比例仅为39.1%。基于敖南油田水平井开发经验及取得的认识,提出对敖16外扩井区实行注采系统调整,即对水平井周围油井进行转注调整,为油田后期进一步提高采收率、改善油田开发效果提供有效调整途径。     

敖南油田水平井加密试验研究

敖南油田注水开发以来,由于储层物性差,现注采井网条件下难以建立有效驱替体系,开发效果差。但从敖南油田较早投产的水平井开发效果来看,单井日产油为周围直井的4.2倍,与直井对比具有较为明显的优势。为改善敖南油田开发效果,根据敖南油田水平井开发认识,优化加密方案设计,在茂733区块优选储层厚度大、物性条件具有代表性的南210-斜272井区实施水平井加密,结合穿层压裂技术,为低渗透油田提供借鉴,为探索改善油田开发效果提供一种新途径。     

水平井注水生产动态特征研究

为了研究水平井注水的生产动态特征,以渤海BZ油田为例,对比分析了水平井与直井注水在霍尔曲线、注入压力、日注水量、视吸水指数四个参数的不同特征。研究发现,水平井注水初期井筒类似于一个"压力腔",它的存在导致水平井与直井注水生产动态的差异。如霍尔曲线形态典型不同;水平井注水压力低于直井,且低压持续时间是直井的1.8倍,压力爬升时间是直井的12倍;在相同注水压力条件下,每米地层厚度水平井注水强度是直井的3倍;水平井注水吸水差异大于直井,视吸水指数级差倍数是直井的9倍。针对上述特点,分析认为水平井井型和井筒内复杂的渗流流动是水平井与直井注水差异的根本原因。     

考虑水平段压降的水平井注水井距及注入量分析

直井注水技术经过几十年的发展已相当成熟,但是,直井注水并不能满足所有油田的注水需求,尤其是在低渗油藏和储层较薄油藏的开发中,由于储层厚度薄,存在启动压力梯度,导致直井开发低渗油藏和薄油藏的效果较差。因此,可以考虑使用水平井注水开发上述油藏。     

多元化开发改善海26复杂断块高含水期开发效果

针对海26块已进入特高含水开发阶段,因油水粘度比大,水驱采收率难以提高的现状,对制约注水开发效果的因素进行分析,通过采取多元化开发手段改善断块开发效果的对策。2006～2010年,利用井组重组、点状注水等方式完善注采井网,通过部署水平井,采取蒸汽吞吐方式提高储量动用程度,取得较好的增产效果,为常规稠油油田特高含水期采取多元开发,改善开发效果探索出一条新途径。     

外围葡萄花油层低产水平井挖潜对策

外围油田2006年在葡萄花油层开展水平井开发试验,平均单井初期产量是周围直井的3倍以上,相同含水阶段采出程度较直井高5-10个百分点,推动了外围油田薄差油层储量整体动用。近年来,水平井低产低效问题日益突出,普遍存在注采完善程度低、受效不均衡等问题,为改善水平井开发效果,开展了水平井区数值模拟方法研究,量化不同沉积单元、不同类型单砂体剩余油分布,在此基础上,依据剩余油分布特征、位置及成因,从注采系统调整、注水结构调整和措施挖潜三个方面开展了挖潜对策研究,调整后,开发效果得到了极大改善,总结出低产水平井挖潜对策,进一步丰富和完善了水平井精准挖潜技术系列。     

厚层块状底水稠油油藏热采水平井合理注采参数研究

XH27块是一个厚层块状底水稠油油藏,直井-水平井组合重建井网二次开发后,由于底水快速锥进,导致区块含水快速上升、产量快速递减。通过综合分析水平井注汽后生产动态特征,运用数值模拟法、统计归纳法研究优化水平井注采参数,并配套应用先进的注汽工艺技术,进一步改善厚层块状底水稠油油藏注汽效果,实现辽河油田二次开发示范区块持续稳产。     

杜229块H304井组效果分析

杜229块进入吞吐末期,进入二次开发,通过二次开发规模实施,重新实现区块上产。杜229块目前共有水平井44口,已投产40口,占年产量比重逐年增加。其中加密水平井25口,占投产井的62.5%,因此水平井生产效果主要由加密水平井体现。但目前加密水平井效果有好有差,因此以H304井组为例,对加密水平井效果进行分析,得出结论,指导加密水平井的正常生产、解决效果差水平井产生的问题,并为以后部署加密水平井提供参考。     

精细油藏描述对榆树林油田东14区块水平井注水开发研究

榆树林油田东14井区开发效果较差,2007年通过水平井注水,局部井区见到较好效果,但各单井受效程度差异较大。2008年通过精细油藏描述及流动单元的划分,分析了水平注水井组油井受效差异原因,2010年井区加密并开展了主砂体精细解剖研究,指导水平井加密区下步开发。     

精细油藏描述对榆树林油田东14区块水平井注水开发研究

榆树林油田东14井区开发效果较差,2007年通过水平井注水,局部井区见到较好效果,但各单井受效程度差异较大。2008年通过精细油藏描述及流动单元的划分,分析了水平注水井组油井受效差异原因,2010年井区加密并开展了主砂体精细解剖研究,指导水平井加密区下步开发。     

水平井生产技术

本文通过对水平井高效二次开发井的生产管理技术应用研究,寻找出水平井高效开发的生产管理技术:高孔高渗水平井投产初期控制产液强度有利于提高无水采油量。但处于中高含水期且水平井轨迹平缓的油井,调参增油效果比较明显。调参提液时机一定要掌握好。