河100断块分流河道砂体断块油藏注水开发模式研究

以典型区块河100断块为例,建立了分流河道砂体断块油藏概念模型,利用数值模拟手段,对其井网、井距、开发技术政策等进行系统研究,总结得出分流河道砂体断块油藏注水高效开发模式。     

高含水复杂断块油藏单层系边外注水开发模式

复杂断块油藏在开发后期面临综合含水率高、地层能量不足、剩余油分布复杂、井网适应性差等问题。以济阳坳陷沾化凹陷中部垦71断块油藏为例,基于水驱油藏的油包水和水包油2种油水分布状态,利用理论模型推导和数值模拟方法,开展了单层系边外注水开发模式研究。结果表明：从采液端和注水端的受力分析可获得单层系开发的合理注水量、合理采液量和合理注采井距,单层系开发的合理注水压差、合理注水量、合理采液量是影响其剩余油饱和度、含水饱和度的关键因素,对油层合理地层压力水平及剩余油二次富集起主要控制作用。通过加大注采井距至油水边界外围,以2.9倍含油条带宽度为合理注采井距的临界值,采用短注长静置的非对称周期注采方式,建立单层系边外注水开发模式,有利于保持单层系的压力系统稳定和提高剩余油波及率,从而提高原油采收率。矿场实践表明,采用单层系边外注水开发模式后,垦71断块油藏日产油量提高至254 t/d,含水率控制在93.7%,采收率提高至31.53%,采油速率提高4.9%,显示出良好的增产效果。单层系边外注水开发模式解决了高含水复杂断块油藏开发中的剩余油分布分散、水驱波及率低和井网适应性差等难题,可为复杂断块油藏开发...     

复杂断块油藏改善注水开发效果技术研究

针对复杂断块油藏断层多、断块小、构造复杂、油藏类型多,开发过程中面临构造落实难度大、注采井网完善程度低、层间矛盾突出、注水储量损失严重等问题,通过精细地质研究,根据不同类型油藏存在的问题及潜力,创新思路调整注采,不断优化注采井网.采取了直井水平井组合注采、一对一点状注水、二次压裂、增压注水、深部调驱以及细分注等强化注水措施,改善了复杂断块油藏的注水开发效果,有效提高了油田水驱储量控制程度和动用程度,对于同类油藏开发具有一定的借鉴.     

大港油田埕海二区Z29X1断块油藏注水开发试验评价

大港油田埕海二区Z29X1断块油藏是白云质灰岩复杂断块油藏,为适应提高采收率的需要,注采井网必须精细化研究和管理。在明确研究区注水开发试验目的的基础上,通过地质研究将埕海二区整体进行重新划分。通过对井数及井型进行调整,达到已有注水方案优化的目的。从注入量及产能评价两方面对Z29X1断块油藏注水效果进行了分析,结果表明,井网重新优化组合能有效地控制含水率、改善水驱开发效果。     

隔夹层参数对底水油藏注水效果影响数值模拟研究——以渤海A油藏为例

基于渤海A油藏的实际开发参数,通过建立含隔夹层的底水油藏数值模型,利用油藏采出程度曲线、注水后含水上升率曲线等资料,开展了隔夹层参数对注水开发效果的影响研究。结果表明,隔夹层长度、隔夹层宽度以及隔夹层高度为影响注水效果的主要因素,隔夹层厚度和隔夹层渗透率为影响注水效果的次要因素;隔夹层长度比越大,注水井注水效果越好;隔夹层高度比越小,注水井注水效果越好。利用数值模型,开展了矿场试验,预测A30H2井注水后,A油藏增油量达4.5×10~4 m~3,井组增加采收率1.2%,达到了提高油藏采收率的目的。     

砂泥薄互层稠油边际油藏经济开发方式

边际油藏的开发可行性必须将开发方式与经济效益紧密结合来评价。江苏油田的韦5断块属中低渗、砂泥薄互层的普通稠油油藏，可归于边际油田。对该油藏的室内微观驱油机理研究、油藏数值模拟研究表明，注入水温度对其驱油效率和开发效果影响不大，冷、热水驱替及CO2吞吐的启动压力均较高而驱油效率不高，较经济的开发方式为降压开采一段时间后转入注水或蒸汽吞吐或蒸汽吞吐转水驱。结合矿场开发先导性试验结果，韦5断块稠油油藏应采用注改性水方式开发，以降低注水压力，提高注水效果；对条件合适的生产井进行短缝压裂，提高单井产能；选择部分条件具备的井蒸汽吞吐，以提高采油速率，从而提高开发效果和总体经济效益。图1表3参7     

边底水油藏开采机理与含水上升规律

针对靖安侏罗系边底水油藏的开发特征,以边底水生产开采机理和控制底水锥进的理论方法为指导,根据油藏动态分析研究,结合数值模拟结果,分析了新52井区边含水上升规律,研究了井区含水上升影响因素,提出人工注水是油藏实现＂控水稳油＂和高效开发的有效途径。新52井区注水开发延缓边底水锥进的效果,有效减缓了油田含水上升,确保了油藏的稳产开发,为油藏中后期开发调整积累了经验。     

特低渗透断块油藏井网优选数值模拟

特低渗透断块油藏的几何形状以及流体非线性渗流特征都对井网部署有影响。针对不同几何形状的特低渗透断块油藏设计了不同形式的注采井网,以江苏油田花17断块为例,在考虑流体非线性渗流特征的前提下,应用研发的非线性渗流数值模拟软件对每种井网形式进行了开发效果评价。研究表明,对于可以部署两排直井的条带状断块油藏,注水井“隔一布一”地正对采油井部署的方式相对最优;小型条带状油藏选择水平井采油直井注水时,注水井的相对最优位置为水平井井趾的外围;对于可以部署少量直井的小三角形油藏,注水井置于采油井排外侧有利于提高开发效果。此项研究为特低渗透断块油藏的井网优化提供了一种新方法。     

复杂断块油藏注水开发调整方案设计及应用

油藏注水开发调整方案设计是油田高效合理开发的重要保障,也是提高采收率的重要手段,以某油田H15井区复杂断块油藏为例,进行注水开发调整方案设计研究。从区块生产动态资料入手,运用油藏数值模拟技术,进行生产历史拟合,修正数值模拟模型,认清剩余油分布规律,结合目前开发中存在的问题,制定了一套采用反七点井网注水开发的调整方案。通过对方案生产动态指标预测,推荐采用该方案开展研究,为同类复杂断块油藏注水开发方案调整设计提供借鉴作用。     

孤南131低渗透断块油藏改善注水的主要做法及效果

胜利油区孤南131断块是一个比较典型的低渗透断块油藏,自1989年1月投入注水开发以来,由于注水水质不合格,造成该断块注水困难,注水井近地带污染堵塞严重,停注井多,平面、层间矛盾突出,整个断块开发效果变差。在进行充分调研的基础上,通过室内实验和矿场试验,增加注水精细过滤装置改善了注水水质;采用复合解堵、水力割缝等新工艺技术对该断块注水井进行改造,使该断块6口停注井全部恢复注水;采用压裂、补孔等措施对油井进行综合治理,协调了注采关系,完善了注采井网,取得了明显的效果,单元开发形势得到了根本好转。     

数模技术在碳酸盐岩油藏早期开发的应用——以塔河油田3区奥陶系油藏为例

塔河油田奥陶系油藏的储集层为溶蚀缝－溶洞型巨厚碳酸盐岩储集层,非均质性极强。在开发过程中,大部分油井表现出见水快、含水上升率快、产量递减快的特点,给油藏开发带来了很大难度。应用数值模拟技术对塔河油田3区陶系油藏的地质因素、开采机理、水锥等进行研究,提出了油井打开程度应小、控制采油速度、早期注水（气）补充能量等建议,为实现塔河油田3区奥陶系油藏高效、合理开发提供了参考依据。     

濮城油田低渗高压注水油藏转CO2驱技术及应用

濮城油田卫42区块油藏埋藏深,储层物性差,导致该区块注水开发难度大,采出程度低,开发效益差。为此,针对高压低渗注水困难油藏,开展核磁共振实验及长岩心驱替实验,并在实验研究基础上,对卫42区块开展CO_2驱方案设计优化,建立可以模拟人工裂缝的油藏数值模拟模型,进行井网井距论证及参数优化。现场选取6个井组,开展注CO_2驱先导试验,注气压力较注水压力降低了17 MPa,有效补充了地层能量,在水驱基础上可提高采收率15%,取得了良好的增油效果。     

复杂断块油藏优势通道识别与定量描述——以涠州12-1油田北块6井区为例

海上断块油藏平面与纵向上非均质性强,注采井距大,长期注水开发易形成优势通道,水驱开发效果差;并且由于合采合注井较多,纵向各层注入、产出不清,单一的优势通道评价方法准确性较差。以涠洲12-1油田北块6井区为例,综合应用井间动态连通性分析方法、无因次PI值方法、示踪剂试井及流线模拟技术,对该区块优势通道发育情况进行识别和定量描述,并结合数值模拟相互验证,为后续的剩余油分布研究和制定合理的调整方案奠定基础。     

和田河气田奥陶系底水气藏水侵机理研究

塔里木盆地和田河气田奥陶系底水气藏为裂缝性碳酸盐岩气藏，地质研究表明，该气藏水侵的主要方式为水锥型。为了分析该气藏底水上升规律，给开发方案设计提供科学依据，决定利用单井剖面模型对水锥机理进行研究。在分析其主要地质特征的基础上建立了单井剖面模型，采用数值模拟技术研究不同水体大小、不同有效厚度、不同射开厚度、不同非渗透层、不同地层渗透率、不同生产压差以及水平井技术对底水锥进的影响。结果发现，水体大小等因素都对底水锥进产生不同程度的影响，水平井则可以把“底水锥进”演变为“底水推进”。通过机理研究基本搞清了气藏底水运动规律，得出了防止和控制底水上升的措施。据此，建议气藏开发时采用水平井技术，气井部署在储层有效厚度大、平面渗透率较高、垂向渗透率较低的区域，射孔时应有一定的避射厚度，生产时要注意控制生产压差。     

超临界凝析气藏开发后期注CO_2提高采收率——以北部湾盆地福山凹陷莲4断块为例

莲4断块为北部湾盆地福山凹陷西北部受3条断层夹持的富含凝析油高饱和凝析气藏。为了探求该凝析气藏衰竭开发后期提高凝析油采收率技术,基于超临界流体相态行为和衰竭开采生产动态特征,综合运用超临界流体理论和多种动态储量、产量递减、生产井携液能力、剩余开发潜力分析等多种油藏工程动态分析方法,分析了莲4断块凝析油气衰竭开采储量动用程度以及剩余开发潜力。结果表明:(1)莲4断块开发初期地层凝析油气流体具有超临界流体的特征,地层压力低于露点压力就会产生明显的反凝析损失;(2)受反凝析效应和地层弹性能量释放快的影响,莲4断块衰竭开采储量动用程度偏低,80%的凝析油仍然滞留在地层中,剩余开发潜力大。基于莲4断块超临界凝析油气流体具有高密度特征,通过组分模型数值模拟优化设计,提出了采用顶部注CO_2边注边采恢复压力的注气开采方式,通过形成次生气顶同时达到重力稳定混相驱的二次开发技术来提高凝析油气藏的采收率。     

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.     

基于油藏精细描述的复杂小断块剩余油分布研究

红南9块储层具有砂体构造复杂、油水关系复杂、井网不完善、底水锥进快、注水开发效果差等特点。亟需对该区块进行油藏精细描述,搞清剩余油的分布规律。基于高分辨率层序地层对比、储层构造和沉积微相研究,建立了反映油田客观实际的地质模型。运用油藏数值模拟技术,在历史拟合的基础上,综合分析了剩余油在平面和纵向上的分布规律。研究表明,红南9块剩余油分布主要受断层,底水锥进,储层非均质性、井网不完善平面和沉积微相的综合影响。平面上,剩余油分布在井网控制不住的区域、封闭断层附近以及微构造高点。纵向上,剩余油主要分布在K1S1、K1S2-7、J3K1-1、J3K1-7、J3K1-13、J3K1-20和J3K2-1油层。     

影响稠油油藏底水锥进的主要参数研究

为提高中深层底水油藏的开发效果,并为编制注水开发调整方案提供地质依据,利用正交设计方法对高246断块影响底水锥进的典型参数进行了敏感性分析,应用解析法和数值模拟法剖析了各参数对该区块开发效果的影响.结果表明,避射厚度、生产压差、临界产量等是影响底水锥进的关键参数.     

利用CO2改善韦5稠油油藏开采效果

针对江苏油田韦5中低渗复杂小断块薄层稠油油藏进行CO2开采方式研究，为同类型稠油油藏利用CO2开采提供有益的借鉴。用数值模拟方法研究了CO2吞吐的敏感因素，结果认为，周期注气量、注气速度和生产过程的井底流压是影响吞吐效果的重要因素，浸泡时间对效果影响不大。以增产油量和换油率作为评价依据的计算结果表明，在大注气量、高注气速度和合理控制的生产井底流压下存在最优吞吐轮次，可以得到较好的CO2吞吐效果。