王场背斜构造裂缝性油藏注水开发特征研究

江汉油田王场背斜构造储层裂缝发育方向受油藏构造形态及邻近断层的影响,天然裂缝为北东40~70°,人工裂缝为北西40~70°。注入水水线推进受其裂缝发育及油水井所处位置的影响,油井远离注水井裂缝线,注水水线推进均匀,水驱效率高,注水开发效果好;油井靠近注水井裂缝,注入水首先沿裂缝方向朝近距离油井方向推进,该方向油井见效快,水淹快,水驱效果差。在裂缝特征及其对注水开发影响研究基础上,通过注采井网调整、把握注水时机,掌握合理的注采比及采用不稳定注水、高压注水等工艺,提高了油藏的产量和采收率,取得了较好的开发效果。     

王徐庄油田沙一下生物灰岩裂缝识别与研究

该文以王徐庄油田沙一下生物灰岩为例，详细论述了储集层裂缝的判别。通过利用地应力分布状态、构造形迹特征判定裂缝展布方向；采用示踪剂监测、电位法井间监测和油水井注采动态关系分析井间裂缝的连通性及展布方向；依据岩心微观分析资料、电测井曲线综合响应进行单井裂缝层段的识别与划分。对王徐庄油田下一步开发工作具有指导作用。     

王徐庄油田沙一下亚段碳酸盐岩裂缝性储集层研究

针对王徐庄油田沙一下亚段碳酸盐岩储集层裂缝系统研究过程中,由于地貌关系无法进行地表露头调查、岩心资料欠缺、测井资料陈旧等问题,对王徐庄油田的沉积特征进行了分析.从储集层裂缝的微观特征入手,开展了碳酸盐岩储集层裂缝研究,确定了沙一下亚段碳酸盐岩储集层裂缝研究的基本思路和采用的3种技术方法:利用灌注示踪剂检测分析评价储集层裂缝系统和方向;依据油水井注采动态关系分析井间裂缝连通性及展布方向;利用构造形迹特征判定裂缝展布方向.研究过程中结合前人对王徐庄油田沙一下亚段碳酸盐岩储集层裂缝的研究成果,分析裂缝平面展布及其形成的成因机理,认为裂缝系统明显改善了碳酸盐岩的渗透能力,其分布明显受断裂带的影响和制约,在与目前所认识的裂缝带不具连通性的地区,剩余油较为富集,可考虑部署评价井.     

江汉油区低渗透储层裂缝分布与注水关系的研究

在低渗油藏的注水开发过程中，注入水主要沿裂缝方向推进，水在推进过程中导致储层裂缝开启产生微地震波，通过对微地震波的监测可以得到储层裂缝发育的基本情况，利用测试成果结合相关的油水井生产动态分析来研究注水井储层裂缝与水流方向的关系。在此基础上对注采系统进行必要的调整，达到提高注水开发效果的目的。     

江汉低渗透储层裂缝分布与注水关系的研究

在低渗油藏的注水开发过程中，注入水主要沿裂缝方向推进，水在推进过程中导致储层裂缝开启产生微地震波，通过对微地震波的监测可以得到储层裂缝发育的基本情况，利用测试成果结合相关的油水井生产动态分析来研究注水井储层裂缝与水流方向的关系。在此基础上对注采系统进行必要的调整，达到提高注水开发效果的目的。     

水驱前缘测试在注水井分类调整中的应用

在长期注水开发过程中,储层微观孔隙结构发生改变,进一步加大对注水井水驱前缘准确认识的难度。电位法井间监测技术是有效测定注水水线推进方位的成熟测试方法之一,可以确定注水平面推进方向、波及范围和注水优势方向,从而确定油水井注采关系,指导实施有针对性分类调整,在强势渗流方向上控制注水、在弱势方向上加强注水。调整后注水井注入状况得到改善,采油井见效明显,该方法具有较强的矿场应用价值。     

低渗复杂断块整体压裂裂缝参数优化设计

低渗复杂断块油藏在进行整体压裂改造时，由于其地应力场分布复杂且井网形式不规则，常规整体压裂产量预测方法不再适用。为此，将油藏数值模拟中的新型网格结构——PEBI网格应用到整体压裂优化设计中，实现了不规则井网条件下任意方位裂缝的模拟，并证实了PEBI网格模拟水力裂缝相对于传统直角网格的优越性。根据濮城油田卫42断块压裂注采井网的实际特点，抽象出适用于复杂断块油藏的3种典型的注采井位关系，并在此基础上进行了裂缝与井网匹配关系和裂缝参数的优化研究。指出：在复杂断块油藏的整体压裂中，注采井位相对角度存在最优值，应根据具体地应力方向进行优化；远离断层区域地应力方向一致，应造长缝，断层附近区域地应力方向容易发生偏转，应重点优化缝长；就特低渗透复杂断块油田而言，注采相对井位、压裂规模对于开发效果的影响要远远大干裂缝导流能力的影响。图10表2参11     

水力裂缝对二次采油动态的影响研究

本文以五点注采井网为例,利用黑油模型研究了二次采油中注采量及油藏面积波及系数随裂缝方位、压裂井别、裂缝穿透率及无因次裂缝导流能力等的变化规律,得出了规律性认识。它可应用于需经压裂开发的新区中注采井网的部署及给定注采井网下的总体压裂优化设计。     

江汉油区低渗透储层裂缝分布与注水关系的研究

在低渗油藏的注水开发过程中,注入水主要沿裂缝方向推进,水在推进过程中导致储层裂缝开启产生微地震波,通过对微地震波的监测可以得到储层裂缝发育的基本情况,利用测试成果结合相关的油水井生产动态分析来研究注水井储层裂缝与水流方向的关系.在此基础上对注采系统进行必要的调整,达到提高注水开发效果的目的.     

人工裂缝对低渗透油田开发的影响研究

压裂技术是低渗透油田开发的一项主要的增产措施。文章利用数值模拟的方法，计算了低渗透油田面积注水条件下存在不同人工裂缝时的开发效果，分析了低渗透油田压裂后不同裂缝方位、不同裂缝导流能力对开发效果的影响，同时对比了注采井同时压裂和注水井压裂时的采出程度等开发指标。计算结果表明：正方形五点注采系统注水井压裂时，裂缝方位不同开发效果不同，裂缝方位与注水井排平行时驱替效果较好；裂缝导流能力并不是越高越好，存在最佳值；对注水井和采油井同时压裂时，采出程度高，在计算参数范围内，几乎是同条件注水井压裂时的两倍。在低渗透油田开发时，应合理的设计人工裂缝以改善开发效果、提高原油采收率。     

特低渗透油藏水驱规律及最佳驱替模式

为了进一步改善特低渗透油藏开发效果，提高水驱采收率，通过大量特低渗透油藏水驱开采特征研究，揭示了特低渗透油藏的水驱规律：在注水开发过程中，特低渗透油藏会首先沿现今最大水平主应力方向注、采井间开启注水动态裂缝，随着注水压力的升高，或将开启与之成最小角度的注采井连线方向裂缝，导致注入水沿裂缝方向注采井无效循环，造成油藏水驱开发效果很差。等值渗流阻力法计算结果也证明了面积驱替径向渗流转为裂缝线性侧向驱替平行流后可大大降低渗流阻力。由此提出了“沿现今最大水平主应力方向注水动态裂缝线性注水、侧向基质驱替”的井网转换模式。井网模式的转换避免了注水动态裂缝导致的注入水无效循环，消除了动态裂缝对储层非均质性的影响，减小了渗流阻力，扩大了水驱波及程度。现场应用效果显著，单井产能增加了一倍，平面波及系数提高了43.2%，水驱采收率提高了19.3%。     

吉林油低渗透油田注采井网适应性技术研究

对吉林油区已开发的五个低渗透油田注采井网调整的目的、意义和调整效果等进行了分析研究。总结了低渗透油田物性差，一般发育天然方向性裂缝，而裂缝对地下渗透场影响较大等特点。提出了低渗透油田注采井网适应性技术：一是注采井排距不宜过大，排距应在１５０～２００ｍ、油井距应在２００～３００ｍ为宜，注水井距离可以大于３００ｍ；二是注水开发初期应以反九点注水方式，后期转为线性注水方式；三是注水井排方向初期与裂缝呈４     

吐哈盆地温米油田油水运动规律研究

吐哈盆地温米油田在注水开发过程中,油藏的油水运动制约着油田的开发效果。为了准确掌握油藏的油水运动规律,有效地控制地下油水运动,解决油田开发中由于平面及剖面开采的不均衡性所带来的各种矛盾,文章从油井的生产特征分析入手,应用数理统计、油藏工程、数值模拟等方法,研究油藏水线推进速度,油水分布特征及含水变化特点,提出控制地下油水运动的措施意见,提高油田的开发水平。研究认为,合理的注采井网是搞好开发的先决条件,井距越小,水线推进速度越快,反之,井距增大,水线推进速度减小;连通率越高,连通方向越多,水驱波及体积越大,开发效果越好。通过实施,取得了良好的效果。     

裂缝油藏合理井距数值模拟研究

利用数值模拟方法，分别研究了裂缝方向对开发指标的敏感程度、裂缝长度与裂缝强度对开发指标的影响、裂缝方向与裂缝长度对开发指标的影响。结果表明．当裂缝强度较弱时．井距的选取可不考虑裂缝的影响；当裂缝强度较强时．对于注采井连线与裂缝线平行或相交角较小时，合理井距应是裂缝长度的2～2．5倍之间；对于注采井连线与裂缝线相交角较大时．井距的选取可不考虑裂缝的影响；合理的人工压裂造缝规模应控制在井距的一半以内。     

裂缝性低渗透油藏注采系统调整技术研究

裂缝性低渗透油藏,在正方形井网反九点注水方式开发过程中,表现出与裂缝走向一致的注采井见效快,含水上升快,甚至暴性水淹,而与裂缝走向垂直的注采井见效差,地层压力低、油井产液能力低。为此,通过对裂缝性低渗透油藏由反九点注水转线状注水渗流特点、油水井数比影响因素和注采系统调整作用的探讨,结合外围朝阳沟和头台等裂缝性低渗透油田注采系统调整效果,提出了适合外围油田不同裂缝走向与井排方向夹角井网转线状注水的合理调整方式,为裂缝性低渗透油田注采系统调整提供了理论和实践依据。     

巨厚潜山裂缝性油藏井网部署方法研究

针对开发井网部署难题,基于渗流机理结合数值模拟和物理模拟方法,对开发井型、注采井网和开发井位置进行研究,推荐部署一种“高部位微裂缝区采油、低部位大裂缝区注水的水平井立体交错井网”,其中水平井应与地层主裂缝方向成45.0°部署,开发井具体位置通过孔渗场计算裂缝区域定量分布的方法确定。模拟结果表明：大裂缝区注、微裂缝区采较微裂缝区注、大裂缝区采的开发井网15a累计多产油4.6×10⁴m³,相对增油达16%。研究成果对同类油藏开发井网部署具有一定的借鉴意义。     

低渗透油藏提高采收率的井网调整研究

注采井网调整是提高老油田高含沙漠朱油采收率的重要手段。通过对欢５０断块低渗透油层地应力和储层裂缝方向的研究，进行渗流场的数值模拟，找出了影响低渗透油层油水运动的主要因素，在此基础上提出了注采井网调整方案，为低渗透油田中晚期注采井网调整提供了依据。     

缝洞型碳酸盐岩油藏注水井间干扰特征及其影响因素

根据缝洞型油藏注采单元特征,设计并开展了9组注水干扰物理模拟对比实验,分析了注水干扰特征及其影响因素;基于渗流理论建立了注水干扰反演模型,研究了不同因素对干扰特征的影响规律。研究表明:注采井距、渗透率比值、溶洞储量、溶洞分布均对水驱干扰特征有较大影响;溶洞位于注采单元内渗透率相对较高的裂缝带上、井距相对较小的方向、距离生产井较近时,有利于注水开发;较大溶洞位于高渗或小井距方向时,低渗透或较大井距方向生产井早见水;溶洞在高渗方向且注采井间储量差异较大时,不同注采方向导流能力差异性对注水开发有利。注采井网构建或重组时,尽量使注水井不同注采方向上渗透率与溶洞储量成正比、注采井距与溶洞储量成反比;距离溶洞较近的井应为生产井、较远的井应为注水井。不同洞缝储量比对应不同的最优井距比和最优渗透率比值,且最优井距比和最优渗透率比值随洞缝储量比增大逐渐增加。图18表2参12     

裂缝性低渗透砂岩油田合理注采井网

裂缝性低渗透油田的合理注采井网要能延缓方向性水窜、水淹时间和解决注不进水的问题 ,由于压力传导慢 ,注采井距不能过大 ,开发后期要能灵活调整井网。吉林油区已开发裂缝性低渗透油田采用过 4种注采井网开发 :正三角形斜反九点法注采井网 (扶余油田 ) ,井排方向与裂缝方向错开 2 2 .5°的注采井网 (新立油田 ) ,井排方向与裂缝方向错开 45°的注采井网 (新民油田 ) ,菱形反九点法面积注采井网 (民 43 8区块和大情字井油田 )。总结注采井网调整历程中的经验和教训 ,开发初期应采用小排距菱形反九点法面积注水 ,开发后期调整为线状注水 ;井排方向应与裂缝走向平行 ;若经济条件允许 ,开发后期用密井网注采 ,尽可能缩短油、水井排距。图 2表 2参 8     

密井网试验区合理注采速度的研究

在低落参透岩心水驱油实验的基础上,结合中区西部０密井网试验区生产实际,分析了注采速度对三次加密井网开发效果的影响,提出确定水井分层合理注水速度和油井合理采液速度的数学方法。实践表明,合理控制注采速度能够调整水线在油层中的均匀推进,提高薄差油层水驱动用程度,改善三次加密井网的开发效果。