镇泾油田ST2井区长6_2油藏注采井网适应性研究

镇泾油田ST2井区长62油藏是典型的特低渗透油藏,储层物性非均质性较强、局部微裂缝发育严重、油水分异性较差。自投入开发以来,单井产量低,递减速度快,开发后期单井产液能力较低,油井提液难度较大。根据长62油藏开发特点,从合理井距、合理井网密度、合理油水井数比等方面,对目前油藏注采井网的适应性进行了研究,提出了后期注采结构调整建议,并利用数值模拟软件进行了方案论证,对于合理高效开发该油藏具有一定的指导意义。     

华庆油田白153区低渗透长6油藏井网适应性研究

华庆油田白153区长6油藏采用菱形反九点井网(480m×130m)进行注水开发,针对该区目前生产存在的诸多问题(如:单井产能低,地层压力保持水平低,水驱效果不明显,注水利用率低等),分别从井网形式、井网水驱储量控制和动用程度、裂缝与井网适配性、压力保持水平、见效见水程度、采油速度、采收率、井网密度等方面对白153区长6油藏进行了井网适应性评价。研究表明,白153区菱形反九点井网适应性差,是造成开发效果差的根本原因,该井网与目前实际生产开发已不相适应。提出了部署加密井、缩小注采井距、局部注水方式改为线状注水方式、局部水淹油井转注等改善开发效果的措施及建议。     

胡尖山油田安83区块超低渗油藏井网适应性分析

胡尖山油田安83区块长7油藏是以"三低"(低压、低渗、低产)为特征的典型特低渗透油田,资源潜力大,目前控制地质储量1.3亿吨,但储量丰度底,隔夹层较发育,储层物性差,开发难度大,投产井单井产能低。本论文通过对该地区的构造特征、沉积相特征、油藏特征、及所采用的6种不同开发试验井网井排距(矩形、菱形反九点、正方形、水压裂、水平井等井网)的试油、试采、工艺改造措施等进行分析对比,探索出一套适合长7油藏合理的开发技术政策,认为水平井井网在胡尖山油田长7油藏开发中有更好的适应性,为胡尖山油田的快速上产提供了强有力的支撑和保障。     

双河油田Ⅷ-Ⅸ油组井网适应性研究

井网适应性研究是将由注水井、生产井构成的注采系统以及整个油藏作为一个整体来综合考虑的过程。从确定合理注采井数比、合理的井网密度,采用动态分析与油藏数值模拟相结合分析注采对应关系的角度出发,研究了双河油田Ⅷ-Ⅸ油组井网的适应性,为油田后期开发调整提供依据。     

张天渠油田长2油藏注水开发特征分析

张天渠油田长2油藏属于低渗低压油藏,无自然产能,油水井均要采用压裂投产或投注方式进行,压裂措施有效改善了储层的渗流能力。但是压裂后油田的开发特征发生了根本性的变化,产量和注水时机密切相关,采出程度和含水不遵循童宪章的"S"型变化,而是呈反"L"型变化,渗流过程不遵循平面径向流达西定律。通过研究分析,首次提出了"二段式单向连续渗流"理论模型,利用这一模型可以合理的解释油田开发中的诸多问题,同时可方便地评价油田开发效果。     

张天渠油田长2油藏注水开发特征分析

张天渠油田长2油藏属于低渗低压油藏，无自然产能，油水井均要采用压裂投产或投注方式进行，压裂措施有效改善了储层的渗流能力。但是压裂后油田的开发特征发生了根本性的变化，产量和注水时机密切相关，采出程度和含水不遵循童宪章的“S”型变化，而是呈反“L”型变化，渗流过程不遵循平面径向流达西定律。通过研究分析，首次提出了“二段式单向连续渗流”理论模型，利用这一模型可以合理的解释油田开发中的诸多问题，同时可方便地评价油田开发效果。     

蟠龙油田特低渗油藏合理井网井距研究

蟠龙油田属于特低-超低渗储层,非均质性强,油井单井产能低,迫切需要研究合理的注采井网井距,提高油井产量。首先计算了考虑变形介质和启动压力条件下的合理注采井距,然后从注采平衡的角度提出了合理的井网形式,根据裂缝特征分析了合理的井排方向,最后综合考虑了极限井网密度、最终采收率和单井控制可采储量,得到了合理的井网密度。研究结果表明,蟠龙油田合理的注采井距为350~400 m,排距100~150 m,合理的井网形式为菱形反九点面积注采井网,合理井排方向为NE66°~NE75°,合理的井网密度为25口/km2。     

特低渗透断块油藏井网优化

通过海拉尔盆地贝中次凹南一段Ⅰ油组的地质、试采、开发特征的综合分析研究,主力开发层系Ⅰ油组属于特低渗透断块油藏,裂缝不发育,并建立南一段地质模型.对研究工区内探井、评价井各种资料数据统计分析,在考虑启动压力梯度条件下进行相关油藏工程计算,同时参考国内低渗透油田井网部署资料,综合油藏数值模拟方法得到南一段Ⅰ油组井网优化部署研究结果:矩形反九点,排距井距150 m ×250 m.综合南一段Ⅰ油组地质、开发现状特征,部署56口开发井,应用地质模型合理粗化数据体进行油藏数值模拟,实现15年开发指标预测,为油藏的合理开发投产起到一定借鉴和指导意义.     

特低渗透油藏井网型式数值模拟研究

随着国内外大量低渗透油藏储量的开发,人们对低渗透油藏的认识和研究不断深入,传统的三角形井网和方形井网对低渗透油藏的局限性已为人们所共识。针对低渗透油藏的地质特点,结合储集层整体压裂技术与矩形井网的协调配伍,在一定程度上能够改善油田的开发效果。在此基础上,应用数值模拟方法对特低渗透油藏的矩形井网进行研究。     

利用启动压力梯度计算低渗油藏最大注采井距

低渗油藏油水渗流时启动压力现象的存在，使注采井距理论上存在一个最大值，通过不同渗透率岩样启动压力梯度的研究，结合单井产量公式，可以计算出给定注采压差条件下低渗油藏的最大注采井距，从而为合理注采井网的部署提供依据。     

小井距调整在低渗透油藏中的研究及应用

为了提高低渗油藏宝浪油田B区块Ⅰ+Ⅱ油组非主力层注水开发效果和剩余油动用程度,针对工区开发中存在的问题,应用渗流力学理论开展了小井距调整可行性论证,在整体部署的基础上选取3个井组进行先导试验,并对实施效果进行了分析。结果表明:①B区块Ⅰ+Ⅱ油组非主力层地质储量为303.29×104 t,采出程度较低,为10.8%,水淹程度相对较低,为36.85%;②小井距试验井网形式为不规则四点法或五点法面积注水井网,井距确定为150~200 m;③3个井组先导试验合计增油8186.9 t,其中宝1315井组效果显著。以上成果认识为挖潜老油田剩余油潜力提供了广阔空间。     

陇东三叠系低渗透油藏开发井网适应性研究

随着陇东三叠系油藏产建规模的不断扩大,油藏产量已经成为陇东油田开发的主要力量,因此,研究低渗透油田的开发是当务之急,井网适应性研究就是这之中的重要方面。在前人对低渗透油藏井网数值模拟结果的基础上,结合陇东三叠系低渗透油田开发常用的正方形反九点井网和不常用的菱形反九点井网及矩形井网进行分析,研究表明,在陇东低渗透油田开发中,矩形井网在开发中具有明显的优越性。     

低渗透油藏水平井井网开发产能研究

利用水电相似原理和等值渗流阻力法,同时考虑启动压力梯度,对低渗透油藏水平井与直井联合开发的四点法、五点法、七点法及九点法井网产能计算公式进行了理论推导,分别给出了上述 4 种布井方式下水平井产能计算公式,并分析了穿透比、储集层厚度及启动压力梯度等方面对不同井网产能的影响因素。分析结果表明,对于低渗透油藏,由于启动压力梯度的存在,使得不同井网产能比均减小;随着穿透比的增大,水平井不同井网产能比均增大;随着储集层厚度的增大,不同井网产能比均减小。这一研究结果可应用于现场开发方案的编制及井网产能预测。     

低渗透油藏混合井网系统合理注采井距确定

从渗流理论出发,首次推导了直井注-水平井采混合井网系统井间沿程压力与压力梯度分布公式,并对其分布规律进行了分析。结合物理模拟实验得到的启动压力梯度数学表达式,提出了计算低渗透油藏混合井网注采井距的方法,分析了注采压差、渗透率和水平段长度对注采井距的影响。研究表明,混合井网系统所需要的生产压差远小于直井井网,因此混合井网更容易形成有效驱替,可以采取更大的注采井距。     

低渗砂岩油藏水平井开发井网模式优选

水平井开发油藏已成为提高储量控制程度和改善油田开发效果的重要手段,在我国许多油田开始得到普遍应用,根据水平井对油藏的适应条件,大庆、长庆等低渗、特低渗油田将水平井作为提高油井产能和油田产量的主要方式。利用数值模拟方法和矢量化井网概念研究了具有原生裂缝的特低渗油藏应用水平井开发的井网优化模式,以长庆油田元48井区长4＋5油藏为原型展开研究,主要包括井距、井网形式的模拟分析,水驱方向优选等,最后得到合理水平井开发井网形式。研究结果对同类油藏具有实际指导意义。     

宝北区块低渗透油藏井网适应性研究

从宝北区块井网型式、注水方式、水驱控制及动用程度、油水井供液能力、驱动指数、油井见效见水等方面分析了宝北区块注采井网适应性,指出了环状注水方式和注采井距不合理是目前井网不适应油田开发需要的原因所在,并在此基础上提出了增布内部注水井点、缩小注采井距、改环状注水方式为排状注水方式、加强内部注水、加大分层改造力度等改善开发效果的措施及建议。     

低渗透油层有效动用的注采井距计算方法

低渗透油田由于存在启动压力梯度, 开采难度很大, 确定合理注采井距对油田的经济、有效开发具有重要意义。利用渗流力学理论, 推导了不等产量下注采井之间的压力梯度分布公式, 可以确定在一定的注采条件下, 驱动压力梯度随井距的变化关系。渗流规律研究表明, 只有当驱动压力梯度完全克服油层启动压力梯度后注采关系才能建立, 因此, 克服最大启动压力梯度的最小驱动压力梯度所对应的注采井距即是油层能够动用的最大注采井距。通过以榆树林油田树322 区块为例, 结合启动压力梯度与渗透率的关系, 建立了最大注采井距与油层渗透率的关系。研究结果表明, 该油层能够有效动用的最大井距为242 m, 在目前300 m 井距下无法建立合理的注采关系, 这为油田下一步开发调整提供了科学的决策依据。     

低孔低渗油藏合理井网密度确定方法

为确定新投入开发或已投入开发需加密调整的低孔低渗油藏的合理井网密度,从水驱控制程度、原油最终采收率、采油速度、驱替压力梯度、有效渗透率与探测半径、类比、三维数值模拟以及动态分析等８个方面与井网密度之间的关系,介绍了确定技术合理井距密度的方法;从经济角度介绍了确定经济最佳井网密度及经济极限井网密度的方法。合理井网密度优选原则是在满足低孔低渗油藏基本开发需要的条件下,尽可能达到最好的经济效益,当技术合理井网密度大于经济最佳井网密度,但小于经济极限井网密度时应选择前者。实例计算结果说明该方法合理实用。     

水平井技术在宝浪低孔低渗油藏开发中的应用

从水平井筛选标准、水平井产能及其影响因素、水平井渗流特点及压力分布等几个方面介绍了水平井开发技术特征。同时对宝浪油田宝北区块Ⅲ1层低孔低渗油藏直井开发特点、实钻2口水平井采油井H2、H3的开采现状及初期开发规律等做了对比分析，并分别用数值模拟和经验公式及经济评价软件对水平井后期开发特征进行了预测和经济评价。此外，还针对H2、H3井在开发中存在的问题提出了详细的措施意见。     

低渗透油田压裂水平井开发井网适应性研究

针对低渗透油田的特点,根据压裂水平井单井油藏工程优化计算的结果,选择12种不同的井网型式,结合数值模拟,以有效单井采出程度为目标,优选出3种与给定低渗透油田相适应的井网型式,即反五点全水平井井网、变形抽稀反九点直井和水平井混合井网以及变形反五点直井和水平井混合井网,为低渗透油田提供一个合理的井网布置开发方案。