特低丰度超薄油层水平井开发影响因素

针对特低丰度超薄油层水平井的开发问题,研究了影响水平井产能的主要因素、敏感程度,现有井网的渗流与开发特征及调整方法.以大庆外围葡萄花油层为例,其最突出特点是油层厚度小,单位面积油藏供液能力和吸水能力弱,研究认为:水平井必须充分扩大控制面积才能保证足够的产油量和开发效益,单位面积油藏内有效水平井段长度(即水平井的油层钻遇率)保持较小状态,就可以与特低丰度油层供液能力相匹配,即满足油层产液的需要;该类油藏布井的关键是要精确控制钻遇点在水平面上的位置.阶梯状水平井井网油水驱替前缘及剩余油区域均为不对称、不均衡状态,影响井网开发效果,利用不均衡分层注水或分支水平井代替阶梯水平井等调整方法,可以明显改善开发效果.     

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。     

利用储层高渗透层提高蒸汽驱油效果数值模拟研究

辽河油田A区块储层的沉积发育状况呈现复合韵律,油层中间层段渗透率高,根据储层存在高渗透层的实际情况,为有效利用水平井注蒸汽挖潜剩余油,需要对水平井的位置、水平段轨迹层位、水平段长度及注气参数进行优化。应用Petrel建模软件和CMG油藏数值模拟软件,建立了研究区的精细地质模型,在历史拟合基础上对水平井的位置、水平段长度、水平段距高渗层距离以及注气参数进行优化。研究结果表明,水平井注蒸汽通过蒸汽上覆作用,蒸汽到达高渗透层后,在高渗透层快速水平突进,并以较大接触面积向上继续加热油层,最终可以实现油层纵向上的均匀波及。数值模拟结果显示,优化后的水平井能更有效地开发油层中的剩余油。     

水平井储层保护钻井液技术在八面河油田的应用

八面河油田北二区为复杂小断块边底水油藏,开发时间长,井网密度大,注采不平衡,主力油沙体水淹严重,纵向上钻遇的油层多、断块多,形成了剩余油的富集区,主要通过水平井、大斜度井挖潜。首次在该区角5-平14井应用无固相甲酸盐储层保护钻井液体系钻遇油层,结果表明,无固相甲酸盐钻井液体系具有好的防塌能力和润滑减阻效果,性能稳定,粘度、切力较低,减小了有害固相及滤液对储层的伤害度,在八面河油田水平井钻井油层保护技术方面进行了有益的探索。     

水平井注采井网合理井间距研究

为解决水平井注采井网合理井间距问题,从水平井渗流理论出发,运用拟三维思想,采用保角变换的方法,利用势叠加原理推导了水平井注采井网稳态压力分布公式,得到水平井注采井网渗流场图.根据水平井单井控制面积与井间距的关系,推导了水平井井网井间距计算公式.分析认为:水平井井网井间区域中心附近存在难动用区,井间区域内可动用面积大小与注采井距、水平段长度、井间距有关.在此基础上,提出了水平井井网合理井间距的确定方法,对水平井注采井网在油田开发中的应用,特别是开发方案的设计提供了理论基础.     

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。     

边水稠油油藏多元热流体吞吐生产特征及治理措施研究

随着水平井距内含油边界距离逐步缩短,A油田南区含水率上升速度逐步加快,开发效果变差,但地层能量尚能得到有效补充。为进一步改善A油田多元热流体吞吐开发效果,提出了优化热采井距边水距离、确定纵向布井位置及实施边部提液等治理措施。数值模拟结果表明,A油田水平井距内含油边界应在240 m以上,水平井布井位置应在油层中部,一线吞吐井提液量为100 m~3/d。     

克拉玛依油田七中东区三工河组油藏初期产能分布特征研究

七中东区三工河组油藏位于克拉玛依市东30㎞处,区域构造上位于克百断裂带的中段—南白碱滩断裂上盘。2006年申报新增含油面积6.73km2,地质储量197.52×104t,2007-2009年采用250m注采井距反七点法井网实施滚动开发,先后钻采油井32口,注水井15口。采油井初期产能0.1-13.2t,含水6.0-98.0%,初期产能差异较大。通过对该区储层特征、沉积微相、油层厚度、原油性质、生产压差、油嘴大小、储层压裂改造、注水见效等地质工程因素分析,结果表明,七中东三工河组油藏初期产能主要与沉积微相、储层压裂改造规模相关。     

特高含水砂岩油田水平井参数优化设计——以哈萨克斯坦K油田为例

为了充分挖潜井间剩余油,提高储量动用程度,2012年开始在哈萨克斯坦K油田规模实施水平井。为了研究和评价应用水平井挖潜高含水油田剩余油潜力,应用地质、测井、油藏工程等多学科理论,优选层位,论证合理的水平段长度,分析水平井垂向位置以及合理产液量。在K油田剩余油丰度较高地区部署实施水平井38口。平均单井初期日产油17.9t,是同期直井的2倍以上,含水68.7%,低于全区平均含水20%,证实应用水平井技术开发高含水砂岩油田是可行的。     

套管开窗侧钻水平井技术的研究与应用

套管开窗侧钻水平井技术应用于老油田套损井综合治理和老区剩余油挖潜改造,对开发未受控面积内的储油和死角残余油效果明显;应用于低渗透、薄油层,可有效提高单井产量和采收率。要保证侧钻水平井的工艺效果,必须仔细研究油井地质状况,制定完善的施工方案和适宜的完井方式,使之充分满足后期开发作业的要求。     

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.     

海上低渗油藏大井距精细注水技术应用实践

针对南海西部北部湾盆地流沙港组储层以低渗、特低渗为主,砂体纵向多期叠置,横向变化快,连通性复杂,在开发过程中面临注采不受效、油井自然产能低、地层能量补充困难等难题,找出如何有效开发此类油藏的关键。从影响产能因素入手,采用储层精细描述技术,刻画优势砂体分布,指导井位部署;采用梯形井网技术,垂直物源钻井,顺物源布井,利用勾型井纵向增加生产厚度,水平段平面横穿多个河道,降低砂体叠置引起的注采风险,实现立体注水;采用后效体射孔技术,提高储层渗流能力,实现油井增产、注水井增注;深化注水水质对开发影响,采用纳米级水处理技术,降低储层伤害,实现油层保护。该精细注水配套技术系列推动了涠洲A油田流沙港组采用常规井网、300～500 m大井距的有效注水开发,这也对后续其它海上类似低渗油田的开发有重要的指导和借鉴作用。     

渤海BZ油田高效开发策略研究

渤海BZ油田为浅水三角洲沉积,储层非均质性较强,定向井多层合采势必导致层间干扰严重.针对储层非均质性影响的问题,研究水平井设计技术,包括水平井的轨迹方向、水平段长度、水平注水井摆放位置、隔夹层的利用等,并提出采用水平井分层系开发油田的高效开发策略.     

萨中开发区高台子油层井网井距优化

萨中开发区高台子油层初期采用300m反九点法面积注水井网,开发到中后期,注采关系复杂、注采井距过大、储量动用不充分以及剩余油富集严重等矛盾日益突出,有必要开展注采井网的优化研究。结合高台子油层的实际生产资料,基于注采强度、采油速度以及水驱控制程度对大庆油田常见的3种面积注水井网进行研究。从工程技术和经济两个方面对研究区不同井网的技术经济极限井距进行了论证,在此基础上,提出了4种适用于高含水期油田确定极限井距的计算方法。得出了一整套确定合理井网井距的方法,可推广应用于其他地质条件类似的油田,研究成果对于中高含水期油田注采系统调整具有一定的指导意义和应用价值。     

水平井分级逐层精准地质定向技术在薄层中的应用

水平井已成为当前条件下高效开发油田的重要手段,但薄储层和薄隔层油藏实施水平井地质导向中的探层井斜控制和油层穿遇精度相当困难,存在井眼轨迹调整余地小、探层井斜控制难、油层穿遇精度高等难点,通过优化钻井设计,建立多级标志层,并进行分段造斜率优选,精细预测地层倾角等形成水平井分级逐层精准地质定向技术,能实现薄油层高精度轨迹控制的目的。该技术在广华油田应用,优化了井眼轨迹在油层中的位置,明显提高了水平段有效砂岩钻遇率,最大限度地实现了水平井钻井目的,取得良好的开发效果。     

八面河油田面4区面5块开发调整研究

以八面河油田面4区面5块开发调整为研究,精细研究地层层序、注采井网、数字模型研究剩余油分布,通过动用程度差、出力差油层和细分小层开采,完善注采井网、挖掘剩余油,达到降低自然递减,增油上产的目的。     

利用组合式井网提高非均质油藏开发效果

曙光油田稠油油藏主力区块已进入蒸汽吞吐开采后期,后备资源不足成为制约油田发展的瓶颈.优选曙1-38-32块大凌河油藏开展水平井部署研究,实施水平井与直井组合式井网开发.通过油藏地质精细描述.落实储层的展布规律,结合动态和静态资料及数值模拟结果对井间剩余油分布规律进行认识,并对水平井注采参数进行优化设计.现场应用表明,曙1-38-32块为块状非均质油藏,实施水平井与直井组合式井网整体开发效果较好.     

水平井优化设计中油藏地质因素的分析

水平井井身剖面的优化设计不仅应从钻井工艺和力学角度分析，而且也需从油藏地质条件出发进行考虑，本文根据塞平１井的设计施工实际，并结合国内外有关水平井资料综合论述了地质因素诸如油气藏开发地质类型、油层厚度、产层几何形态及储层非均质性等对水平井井眼轨迹优化设计的影响，分析了确定水平井段方位取向，水平段长度，水平段重深和入靶点位置，初始造斜点位置以及井眼直径大小等参数的原则，方法，以达到地质工程的统一。     

A26水平井完井产能影响因素分析

QHD32－6油田A26水平井的设计水平段长度达1100m，实际水平长度为842．9m，储层岩石胶结疏松，孔隙度大，渗透率高，根据现场观察法，经验法及力学计算法等防砂判据综合判断，油井出砂将成为贯穿开发生产过程的主要问题，防涛则为开发生产及油层保护的重点和核心，A26水平井采用烧丝筛管完井防砂，针对QHD32－6油田A26水平井的具体参数，分析了影响天然产能的几个因素，还分析了影响绕丝筛管完井产能的几个因素，对指导该井的投产设计具有重要的意义。     

松滋红花套酸化工艺优化及应用

松滋油田红花套组储层在钻完井过程中泥浆、固井液对地层存在着污染,影响产能。通过酸化可以解除污染,提高水平井产能;但常规酸化面临着水锁伤害严重、油层非均质性强、返排速度慢等问题,通过工艺上采用的针对性措施,较好的应用于了现场,并取得了良好效果。