特高含水砂岩油田直平组合井距优化研究

哈萨克斯坦K油田储层岩性复杂,以反九点井网为主,部分反七点和四点井网组合注水开发已达37年,综合含水已达90.5%。为了充分挖潜、提高储量动用程度,探索通过直井注水、水平井采油的直平组合开发方式动用剩余油。应用地质、测井、油藏工程等多学科理论,结合数值模拟结果,论证不同平面位置组合、不同井距条件下储量动用效果。直平组合注采井距和油层厚度、注水井位置等关系较大,最小井距不小于200 m,最大井距为油田标定采收率设计的注采井距。通过进一步论证设计,在K油田部署实施水平井38口。平均单井初期日产油17.9 t,含水68.7%,充分证实应用水平井技术,通过直平组合进行高效开发高含水砂岩油田、动用剩余油的可行性。     

卡拉姆卡斯油田侧钻水平井开发效果影响因素

油田进入开发后期,含水率高,剩余油分布高度分散,侧钻水平井可以充分利用原有采油井,对剩余油富集区域重点挖掘,是老油田稳产和二次上产的主要挖潜措施之一。为了提高侧钻水平井的开发效果,通过建立侧钻水平井注采井组机理模型,分析储层渗透率、油层厚度、侧钻水平井产液量、注采井距以及水平段长度对于侧钻水平井产能的影响。结果表明,选择储层物性好、油层厚度大的区域侧钻水平井,并且选择合理的注采井距、日产液(油)量以及水平段长度,能够较大程度地延缓含水上升,提高侧钻水平井产能和开发效果。     

浩口油田高含水期开发调整方案研究

浩口油田综合含水率达到93.56%,进入高含水开发阶段,存在低渗透层动用差、注采井网不完善和直井措施窜槽情况严重等问题。通过研究浩口油田剩余油分布规律,提出下步开发调整方案:1)主要立足注水、层系细分、对剩余油富集区与分散区分别治理;2)对低渗透层采用水平井配套开发,提高单井产能,减少措施窜槽风险;3)对高渗透层局部剩余油,采用新钻直井与老井侧钻结合挖潜。     

渤海L 油田水平井含水变化规律分析

渤海L 油田现已进入中高含水期,利用水平井挖潜剩余油,部分水平井初期含水较高或者含水上升较快,影响水平井调整挖潜效果。为改变此现象,对L 油田多口水平油井的初期含水和含水上升规律加以总结分析,通过“3 类6 种”曲线反映其规律变化,并利用数模机理模型进行验证。     

哈得逊油田水平井控水技术研究与先导试验:以H27井为例

哈得逊油田整体以水平井开发为主,水平井井数占比83%,综合含水85.3%,大部分水平井已进入高含水阶段,稳油控水难度越来越大。以H27井为例,在分析含水上升规律、剩余油潜力、饱和度、产液剖面监测等资料对出水层段预测及控水效果评价等油藏研究的基础上,首次采用AICD调流控水工艺技术进行合理分段调控后,综合含水下降了40%,取得了良好的增油降水效果。H27井控水的成功,对哈得逊油田老井后期高含水油井控水,提供了良好的借鉴意义。     

高场油田开发形势及调整潜力分析

经过三十多年的开发,高场油田已属于双高开发单元,含水上升与地层能量不足、井况不良问题日益突出,措施挖潜难度也逐年增大,稳产形势严峻。建议加强量化剩余油分布研究;利用老井补孔、新钻井,继续实施剩余油挖潜工作;强化注采调整,提高水驱油效率。     

钟市油田潜三段剩余油分布特征研究

研究钟市油田潜三段剩余油分布特征后,制定出了相应的挖潜措施,进一步改善了水驱开发效果。主要是详细描述了高含水后期油藏剩余油的分布特征,重新认识了剩余油的潜力。在此基础上,针对不同剩余油类型,提出了分类油藏不同的挖潜技术对策,在重组、建立、恢复注采井网的基础上,进行了有效的层间调整挖潜,可改善多油层非均质油藏后期开发效果。     

巨厚油层化学驱后剩余油分布精细表征——以X油田为例

针对X油田储层单层厚度大、隔夹层分布不稳定等特征,以及"双高"开发阶段剩余油精细描述及挖潜难度大的问题,基于储层构型研究成果,分析砂体间沉积界面对地下流体渗流产生的影响,研究不同砂体构型模式下的剩余油富集规律。同时,通过室内实验、渗流理论法以及数值模拟技术等对剩余油进行了精细表征,指导了油田调整井的实施,推荐以水平井挖潜厚油层顶部剩余油,共部署7口井,预计提高油田最终采收率0.7%。     

吴旗油田高含水期油藏挖潜技术及应用效果

针对吴旗油田进入高含水开发期,油田的稳产难度大的问题,通过深入分析油藏开发特征和存在问题,主要采取精细注水技术和剩余油挖潜系列技术,对老油田实施各种措施挖潜,有效的提高油田采收率,确保了油田的稳产。     

海上多层合采油田开发中后期剩余油分布模式研究

在精细地质研究的基础上,结合调整井水淹测井解释成果、密闭取心和生产动态等资料,分析海上Z油田剩余油分布的主控因素,总结油田开发中后期剩余油分布的主要模式。Z油田剩余油主要分布在油井间滞留区、封闭断层两侧、渗透率级差较小的厚油层顶部中,通过针对性的定向井井间加密、水平井分层开采等挖潜方法可实现油田采收率的提高。     

坪北油田动态分析法剩余油描述

坪北油田已进入高含水开发期,挖潜剩余油是目前及今后有效开发的重要方向。结合坪北油田实际,开展储层裂缝特征和注水开发见效见水特征研究,并利用矿场生产资料和动态监测资料对剩余油的成因进行了分析。分析认为平面剩余油分布受开发井网、储层物性和裂缝控制,剖面剩余油受射孔井段和纵向渗透性控制,建议在低渗透油藏部署井网排距时要充分考虑储层的渗透性,在注采井排建立有效驱替压力梯度,采取细分层的开发方式规避层间矛盾,提升开发效果。     

剩余油饱和度平面分布方法研究及应用

剩余油分布规律研究是指导油田中后期调整挖潜的有效方法。利用测井资料结合生产井的含水率和注水井的吸水情况,可确定中高含水期和剩余油饱和度和可动油饱和度,进一步描述中高含水期的剩余油饱和度在平面上的分布规律。在剩余油饱和度高的地区打补充调整井,不但可以增加采油量,而且可以提高油藏的采收率。油田生产实际应用表明,此方法能为油田中后期开发方案的调整提供可靠依据。     

哈国NB油田水驱水平井低产见水影响因素研究

哈萨克斯坦NB油田为被断层复杂化的背斜构造,油气水分布十分复杂。近两年,在大力加强油藏地质精细研究的基础上,积极推广应用水平井开发新技术,使注采井网中加密水平井技术在油田开发中的应用规模迅速扩大,并取得较好的开发效果,但是水平井含水上升快、产量递减迅速的问题日益突出。通过对油田投产水平井见水特征的分析,结合油藏地质特征,明确水平井低产高含水的主要影响因素有地层压力、储层横向突变、储层非均质性、水驱波及和部署方式等,并针对影响因素提出水平井部署建议,以确保应用水平井高效合理开发油田。     

浩口油田压裂难点及对策

浩口油田已进入高含水开发阶段.受活跃的边底水影响,压裂可能沟通水线或临近水层导致油井高含水,甚至暴性水淹;断层交错,地层滤失大,压裂改造挖潜难度进一步加大,挖潜剩余油效果逐渐变差.为此,提出了具体措施与对策,经现场实施,取得了较好的效果.     

哈萨克斯坦NB油田注水开发水平井适应性研究

哈萨克斯坦North Buzachi油田(简称NB油田)为注水开发的边底水稠油油藏,在大力加强油藏地质精细研究基础上,积极推广应用水平井开发油藏新技术,在油田主体部位采用直井和水平井组合式开采,挖潜注采井井间剩余油,而在油藏边部油水过渡区则以提高难采储量动用为主。生产过程中,在油田主体部位的水平井表现出含水上升快、产量递减迅速等特征,未取得预期效果。研究结合油藏地质特征,剖析水平井开发油藏的生产特征,以油藏数值模拟为手段,优化部署新区水平井,探究水平井开发该类油藏的适应性。     

高含水砂岩老油田剩余油综合分析及开发实践

哈萨克斯坦高含水砂岩老油田涉及中石油中亚MMG、PK和北布扎奇项目的相关油田。经过长期注水开发,油田均已进入高含水快速递减及低效开发阶段。为了提高高含水期砂岩老油田剩余油采收率,以北布扎奇油田为例,运用物质平衡、测井解释、动态分析、水流通道、数值模拟等综合分析方法,开展了剩余油分布特征系统攻关与实践。结果表明,纵向上受储层沉积韵律和非均质性影响,层内、层间剩余油差异富集,平面上受沉积环境和储层物性影响,水驱波及弱势方向剩余油局部富集。结合注水开发矛盾和剩余油富集特点,制定注采井网调整和注水方式优化综合调控对策,实现油田合同期内采收率与经济效益最大化。     

断块区岩性油藏剩余油分布特征及挖潜方法——以松辽盆地葡北油田葡萄花油层为例

受断层遮挡和断砂配置关系影响,断块区岩性油藏剩余油分布十分复杂.分析葡北油田葡萄花油层正向构造识别、沉积微相解剖、断层侧向封闭性和‘断—砂’匹配样式,认为断块区岩性油藏剩余油主要受"势—断—相"及其匹配关系控制,即断块边部正向断圈和内部微幅度构造高点控制剩余油富集部位;断层侧向封闭性影响剩余油富集程度;浅水三角洲水下分流河道及主体席状砂构成剩余油富集优质储层;断层与砂体匹配样式决定剩余油富集层位.建立4种剩余油类型,提出断块边部遮挡型剩余油钻大斜井,微幅度构造型剩余油钻高效加密直井,河道注采不完善型剩余油钻水平井,席状砂非均质性型剩余油采用油井压裂等挖潜方法.该研究结果对高含水期断块油田高效开发具有指导意义.     

八面河油田面12区提高采油速度改善开发效果分析

胜利油田八面河油田面12区是典型的高粘、高渗、高孔隙度油藏。目前该区块平面、层间和层内非均质性严重,储量动用不均衡;主力油砂体水淹严重;井下技术状况恶化,开井数减少,注采井网不完善。沙三上段主要从控制自然递减率及降低综合含水入手,通过注水调整,层间、层内剩余油挖潜及非主力油砂体挖潜来改善开发效果;沙三中段目前存在的主要问题是综合含水高,下步工作重点是完善局部注采井网,控制综合含水;沙四段主要问题是油水井井下技术状况恶化,注水效果差,地层能量不足,日产油量下降,下步工作重点是完善注采井网,保证注水井正常注水。     

马王庙油田稳产潜力对策研究

马王庙油田已进入高含水开发后期,油水井井况差、注采矛盾突出、注采对应率低等问题严重制约了油田的开发调整。2013年该油田投产新井、老区精细化调整,开发工作取得了一定的成效,但主力砂体下降幅度大、地层压力保持水平低及油水井井况问题突出等仍然是开发中存在的主要问题。深入研究制约油田开发效果的因素及剩余油分布规律,提出了新区产能建设、综合调整老区的下步挖潜稳产对策,旨在为马王庙油田及同类油田的开发提供参考。     

高含水期剩余油分布及挖潜技术研究

经过长期注水开采油田进入高含水期,油层内油、气、水交错渗流,剩余油的挖潜难度加大。高含水剩余油分布研究主要从剩余油分布研究方法、剩余油分布特征、剩余油分布控制因素三方面进行。总结目前剩余油分布及挖潜技术研究的国内外研究状况和最新进展,提出周期注水、降压开采等剩余油挖潜措施。