常规油藏多层合采层间干扰系数确定新方法

多层合采层间干扰系数是确定多层合采组合界限以及评价产能一项重要的参数,然而在实际油田编制开发方案过程中,很难获得求取层间干扰系数所需各项参数,从而很难获得较准确的层间干扰系数,取而代之的是采用经验值,这给多层合采界限的确定与产能评价带来一定的不确定性。提出利用单层DST测试数据、油田生产动态数据、生产井压力恢复试井解释结果、实验室原油高压物性及岩心分析结果等资料,对多层合采层间干扰系数进行计算,并介绍了计算方法。经实际资料验证,该方法具有较好的实用性,且简单易行。     

气顶底水油藏注水开发影响因素——以韦8断块为例

采用油藏生产动态分析和数值模拟相结合的方法,考虑到气顶底水锥进和水力压裂的实际情况,对韦8断块油藏注水开发的影响因素进行了研究。首先,在油藏描述模型的基础上建立全油藏的数值模型,应用该模型对油藏的开发生产历史进行拟合,分析油藏开发生产特点。并利用典型井组研究开发层系组合、水平井-直井组合井网和注水条件对开发效果的影响,通过对渗透率、原油黏度、有效厚度、井排比、穿透比、注水温度、注水速度、注采井距进行动态优化调整,得出了韦8断块开发矛盾最小化、效益最大化的合理化建议。     

GJ油田G6断块低中渗透油藏高效开发实践

GJ油田G6断块为一整装的低、中渗透油藏,开发初期利用油藏数值模拟技术,确定较为合理的开发政策界限,实施早期注水开发。开发过程中,针对储层特点,实施了有效的油层保护和改造措施,及时调整、细分开发层系,完善注采井网,注水开发后油藏保持着高产稳产的良好开发态势。油田开发12年中有10年采油速度保持在1.7%～2.3%,含水上升率控制在3%左右,各项开发技术指标达到或好于理论预测值。     

文33块沙三上难动用储量高效开发

文33块沙三上油藏位于东濮凹陷中央隆起带文留构造的西南部，针对该油藏埋藏深，物性差，井距大，注水压力高，吸水能力差，井网储量控制程度低，储量动用状况差，层间差异大，长井段合注合采不适应开发需要等问题，1996年以来，综合运用多种手段对油藏精细描述，在重新认识油藏特征的基础上，对油藏进行开发层系的组合方式、合理井网密度、储层改造技术研究和注水井吸水能力研究、先导试验等一系列研究，并依据研究结果，对油藏实施细分开发层系、缩小井距、加密井网、整体调整、滚动扩边等针对文33沙三上难动用油藏的做法，取得了较好开发效果。     

东辛油田多油层复杂断块油藏高含水后期细分层系研究

东辛油田是多油层复杂断块油藏，开发后期存在层间干扰严重和储量动用不均衡的问题。渗透率、主力油层数、油层厚度、原油性质、含油面积、储量规模等参数对开发层系划分有较大影响，根据大量矿场统计和数值模拟结果，提出了相对定量化的开发层系划分标准。应用聚类分析综合评价技术，实现了开发层系划分的程序化和标准化。矿场实践表明，科学划分开发层系研究成果可信度较高，根据研究成果调整开发层系的单元采收率提高3．1％。表6参8     

严重非均质油藏开发层系重组渗透率级差界限研究

提出了严重非均质油藏水驱开发后期层系优化重组的调整思路,以及确定多层组合渗透率级差界限的方法。根据油藏动、静态资料,合理选取严重非均质油藏(以胡7南沙三中为例)储层渗透率和级差分布;通过长岩心水驱油实验,确定影响单层驱替效果的主要因素,为数值模拟研究提供参数取值依据;考虑启动压力的影响,对不同渗透率储层在多层组合条件下的驱替进行模拟研究;提出用综合影响因子来反映非均质性对低渗透层动用特征、驱替效果的影响程度,并确定多层组合的渗透率级差合理界限。这些研究结果可为同类油藏水驱开发后期层系优化重组等开发政策的制定提供参考。     

提高花土沟油田I层系开发效果的必要性分析

花土沟油田已有40多年的开发历史．2000年经重新勘探评价后，储量在原1537万吨的基础上新增2515万吨，2001年后开始花土沟油田30万吨产能建设．本文在对比分析了花土沟油田各开发层系开发效果后提出，提高I层系开发效果的必要性，也是油田上产和稳产的必要，并就下一步如何提高开发效果提出了建议．     

克拉玛依油田八区下乌尔禾组油藏小井距开发试验

克拉玛依油田八区下乌尔禾组油藏为巨厚的特低渗透砾岩油藏,前期采用 275 m 井距反九点井网注水开发,油井见效低、压力保持程度低、采油速度低,低渗透储集层较大注采井距难以建立有效水驱是开发效果差的主要原因。小井距试验通过细分开发层系、缩小井距、改变井网方式以建立有效水驱体系。将开发层系细分为 3 套,逐层上返,首先试验 P₂w₄ ,由 275 m×388 m 反九点井网加密为 138 m×195 m 反九点井网,后期转为五点井网平行裂缝方向注水。同时,控制单井注水量,采用点弱面强的注采政策。试验 3 a 后,与八区正常井距区块相比,各项开发指标明显好转,预计可提高采收率 8.5％.     

七八区八道湾组砾岩油藏高含水期提高采收率技术

七八区八道湾组砾岩油藏历经三十多年注水开发,注水井井况变差,分注率降低,年含水上升率达3.0%,绝对递减率10%。为改善油藏开发效果,开展精细油藏描述,重塑地下认识,指导注采系统调控;开展注水专项治理,完善注采井网、全面细分开发层系,提高水驱控制程度;并以合理开采技术界限研究成果为指导,精细注水调控;结合深部调驱、变强度注水,扩大注水波及体积。截止2012年减缓递减增油量8.1×104t;综合含水由81.0%降至目前的79.4%,采收率由44.2%提高至50.6%,成为国内第一个采收率突破50%的整装砾岩油藏。     

桥口油田自然递减因素分析及控制对策

影响自然递减的主要因素是油藏的非均质性、采油速度及注采开发措施等。完善井网、合理的层系细分、调整产液及吸水剖面、动用薄差层和低渗透层等可以控制油藏自然递减。研究表明，高效的产能接替、保持切合实际的采油速度、调整合理的产液及注水结构、转移有效的开发层系是控制非均质油藏自然减的有效途径。