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。     

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.     

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.     

稠油油藏储层时变现象及其提液策略研究

提液是海上砂岩油田增产稳产的手段,但海相砂岩强水驱开发模式下仍有些提液现象和生产特征有待进一步分析。通过对典型井的剖析,从提液后单井生产动态异常现象入手,结合单井生产压差变化,得知在油田开发过程中,疏松地层在稠油流体流动下,通过提液触发了水平井周围渗流场的重构,这种变化通过生产压差反应出来。这种物性时变及流场重构在不同程度上影响着提液效果。调整稠油油藏提液策略后,并在油田进行了实施,结果表明,油田产量得到了进一步提高。     

提高厚层稠油油藏开发效果研究与实践

针对S块蒸汽吞吐后期原油产量递减加快、吞吐效果变差、油层动用不均等诸多开发矛盾,开展以精细油藏描述、开发潜力评价等二次开发研究工作.剩余油研究结果表明,采用100m井间正方形井网井间剩余油富集,含油饱和度在58％以上;由于含油井段长,受蒸汽超覆影响,油层纵向上动用不均.通过二次开发研究认为,采用加密水平井、蒸汽辅助重力...     

薄层稠油油藏水平井蒸汽吞吐开发效果研究

结合油藏地质特征及开发特点,利用油藏工程方法和油藏数值模拟技术,研究薄层稠油油藏水平井蒸汽吞吐开发效果,分析地质参数及注汽参数对该类油藏开发效果的影响程度。研究表明,水平井到边水的距离是水平井开发效果影响最大的地质参数,其次分别为油层厚度、渗透率及油水体积比;注汽强度为水平井开发效果影响最大的注汽参数,其次分别为注汽速度、井底蒸汽干度及焖井天数。     

海上轻质油藏薄油层单井避射方案研究与实践

为制定科学合理的海上轻质油藏薄油层采油井射孔方案，文章选取渤海南部D油田的实际参数，建立数值模拟模型，利用数值模拟手段，对油井与水平方向含油边界、垂直方向油水界面的距离以及产层厚度、储层原油黏度、储层渗透率非均质性等因素开展了敏感性分析，并对不同射孔方案的开发效果进行了对比分析。研究结果表明：当采油井与油藏水平方向含油边界的距离小于130 m时，或采油井与油藏垂直方向油水界面距离小于3 m时，最佳避射厚度随边界距离的减少而增加，随地层原油黏度降低而减少；射开层段内的渗透率极差应控制在7.0以内。据此形成了一套海上薄油层单井避射图版，指导了D油田射孔方案的实施，投产后无水采油期长达7个月，实践证明该图版对此类油田控水稳油具有重要指导作用。     

塔中16油田中低渗边水油藏的高效开发实践

以塔里木油田的塔中16油田为例，介绍一种适合层状低渗边水油藏特点的开发模式。开发初期通过对水平井、直井试井的产能对比，确定了以水平井为主、直井为辅，沿构造轴线布井的思路，运用容积法和数值模拟方法确定了油藏的水体大小。水平井见水后，采取保持工作制度稳定，有效地控制了含水率的快速上升。通过计算每采出l％地质储量的平均地层压降来评价驱动能量，证明塔中16油田的开发效果非常好，说明采用塔中16油田的模式能高效开发层状中低渗边水油藏。     

八面河油田稠油热采工艺现状及下步建议

八面河油田在实践中,逐步发展形成了针对薄互层油藏、薄层油藏和特薄层稠油藏的热采工艺。该工艺以优化注汽参数和选井选层工艺为核心,以保证注汽质量为关键,以强化防砂、油层保护工艺配套为辅助,使蒸汽吞吐热采成为这类油藏改善开发效果的主导工艺,解决了八面河油田难采稠油开发难题。