低渗透油藏水平井联合井网型式研究

随着低渗透油藏储量的不断增加和水平井开发技术的不断进步,水平井在低渗透油藏中的应用逐渐向规模化发展,需要对低渗透油藏水平井的井网型式进行研究.基于低渗透油藏参数,对水平井井网型式进行了研究,结果表明:对于单纯的水平井井网,由于水平井控制面积大,不宜采用注采比过大或者过小的井网型式,平行交错五点井网较佳;而对于水平井和直井联合井网,不同注采比下井网的最终采收率差别不大,而含水率变化差别比较大,直井注水水平井采油的五点井网型式开发效果较好,同时结合分段压裂技术可以有效提高井网的采油速度和采收率;由于水平井水平段较长,水平井和直井井网布井型式更为灵活,对不同的水平井和直井特殊井网型式通过合理优化井距排距,可取得良好的开发效果.     

高含水期注采井网的重组调整

河南双河油田厚油层发育，特高含水开发期剩余可动油滞留在层内夹层发育的部位和注采井网不完善区、多口油井或注水井之间的滞留区、压力平衡区。提出以注采井组为调整单元、以剩余油相对富集的流动单元或单层为调整对象，按井组重新组合注采关系，钻少量新井，通过对老井的封、补、调及低效井的综合治理，将强化注采关系与改变液流方向结合，达到增加注入水波及体积、提高驱替压力梯度而动用利余油的目的。双河油田北块Ⅳ1-3层系实施井网重组调整后，注采井数比由0．63增至0．82，整个单元水驱采收率由46．28％提高到49．5％。图2表1参25     

新疆北部石炭系火山岩风化壳有效储层特征及分布规律

利用露头、岩心、测井、地震、分析化验等资料对新疆北部石炭系火山岩风化壳进行了综合研究,建立了利用风化指数识别风化壳结构的模型。火山岩风化壳具有土壤层、水解带、溶蚀带、崩解带和母岩5层结构,其中溶蚀带、崩解带储层物性最好。火山岩风化壳储层孔隙喉道半径分布概率呈现出双峰特征;储集空间类型主要包括溶蚀孔隙型、孔隙 裂缝型、裂缝型和洞缝型4类,其中溶蚀孔隙是其主要储集空间,裂缝是其主要的渗流空间。在断裂不发育处火山岩风化壳有效储层厚度可达510 m,在断裂发育处有效储层可深至风化面之下1100 m。火山岩风化壳储层主要分布于古地貌高部位、斜坡带和低部位的断裂发育处,其形成受控于古地貌、断裂和风化淋滤时间。     

鄂尔多斯盆地大牛地低渗气田产水规律

根据鄂尔多斯盆地大牛地低渗气田的历史生产数据、水样分析资料及天然气饱和含水量计算方法,定性、定量地分析了产水来源。同时,根据平均产气量和累计水、气比对气井进行了分类,分析了气田不同层位与不同井型单井的产水规律。结果表明,鄂尔多斯盆地大牛地低渗气田单井的产水量和产气量均较低;气田产出的水有凝析水、地层水和工作液,以地层水为主。不同层位表现出不同的生产特征。二叠系下石盒子组3层位和山西组1层位为低产水高产气层位,二叠系下石盒子组1层位和二叠系下石盒子组2层位为低产水低产气层位,山西组2层位和太原组2层位为高产水低产气层位。不同井型单井的产气量无明显差别,但水平井的产水量更大,水、气比更高。分析结果对选择排水工艺和分析生产情况具有重要的指导意义。     

应用分层技术重新认识濮城油田沙二上油藏

濮城油田西区沙二上2＋3油藏为大厚层、严重非均质块状油藏,经过多年的注水开发,使储层孔隙结构改变．注采失调,油藏层间和层内矛盾突出,已进入特高含水开发后期,表现为高渗透层采出程度高、含水高,二、三类层动用程度低、剩余可采储量较大。因此,在油藏精细描述和剩余油研究的基础上,结合地质开发方案,开展了应用分层技术测试XP2—89、濮2—283、濮2—138井3口井的小层启动压力,通过测试成果量化认识层间非均质性,确认潜力层。通过将测试成果应用于区块改造、井网重组细分、认识剩余油分布,以及濮城南区沙二上2＋3油藏的分注分采治理．油藏地层压力回升．动液面和生产压差相对稳定,地层能量保持与利用状况得到改善,达到了控水增油的目的。该技术对高含水油藏后期注水开发进行了有益的探索．是重新识别油藏的又一工艺思路,具有一定的推广应用价值。     

哈301断块下白垩统阿尔善组沉积特征研究

利用岩心、测井、钻井、录井及地震资料,在建立层序地层格架的基础上,对二连盆地马尼特坳陷哈301断块沉积古地貌的构造演化特征进行分析,结果表明,该区发育辫状河三角洲前缘亚相,分为水下分流河道、河口坝、席状砂和水下分流河道间等微相。阿三段沉积期,西南缘潜山隆起与北部山区共同控制研究区的沉积展布,形成了南北分区的两个辫状河三角洲体系;随着潜山隆起的差异性构造沉降运动,在阿四下亚段沉积期,南部辫状河三角洲沉积体系规模较小,仍为南北分区的沉积格局;阿四中上亚段沉积期,南部隆起发生整体的构造沉降,接受来自北部物源的向潜山披覆沉积,印证了沉积古地貌及其潜山的构造演化控制了物源的供给方向,也控制了哈301断块的沉积展布及时空演化。     

龙虎泡低渗透油田井网适应性研究

在油田实际开发中实施了反九点法和五点法两种井网开发,解剖对比了两个区块的开发特点。在采出程度相同的情况下,五点法井网油井含水高,两个区块的单井产液量接近。反九点法井网开发中后期采取加密结合注采系统调整方式,能够提高差油层的动用程度和好油层的注水波及体积进而提高采收率。同时,应用水驱特曲线和Weibull模型等油藏工程分析方法对其最终采收率和水驱波及体积系数进行了评价,认为龙虎泡油田应采用反九点法注采井网开发。     

埕岛油田油气藏类型及成藏模式

埕岛油田的结晶基底为太古界花岗片麻岩 ,沉积基底为古生界碳酸盐岩和中生界碎屑岩。埕岛油田是在潜山背景上发育的大型披覆构造 ,发育了潜山、构造、岩性、地层及岩性 -构造等多种类型油气藏 ,主要含油层系为馆陶组上段 ,主要油气藏类型为大型披覆背斜油气藏 ,其成藏模式具有沿二级构造复式聚集的特点。根据油气聚集的构造位置 ,成藏模式可分为凸起主体、凸起陡坡、凸起缓坡及凹间高地聚集油气等 4种类型。作为发育大型披覆背斜油气藏的凸起主体 ,良好的成藏条件决定了它成为埕岛油田最主要的油气聚集区。总结研究这种复式油气聚集特征 ,对于指导埕岛及其外围地区的勘探具有十分重要的意义。     

点坝微相内部构型解剖技术研究

大庆油田北三区位于大庆长垣萨尔图油田纯油区内。该区块特高含水期剩余油高度分散,挖潜难度大,各层系间含水差异越来越小,注水低效无效循环越来越严重,过渡带开发效果有待提高。虽然厚油层综合含水高,但剩余油储量大,为下一步的重点挖潜目标,厚油层砂体中高弯曲分流河道砂体所占比重最大。针对高弯曲分流河道,以北三区西部SⅡ1+2b层为例,建立厚油层储层建筑结构(构型)的分布模式,研制储层建筑结构、三维建模及数值模拟的地质解剖、预测和建模数模技术,深化高弯曲分流河道砂体内部建筑结构和剩余油分布的认识,为开发动态分析、剩余油挖潜提供更准确的地质依据。     

面积注水井网的选择与调整

面积注水井网生产井的产出能力与注水井的注入能力之比,对合理注水方式的选择有着重要的影响。随肴产出-注入能力比的增加,应适当增加井网的注采井数比。当产出能力显著低于注入能力时,反九点注水井网是最佳的选择;当产出注入-能力比接近0,25时,应选择四点注水井网;当产出能力接近注入能力,选择五点注水井网,可以得到较高的采油速度。给出了合理注采井数比的简便计算公式。指出,中、低渗透油藏由于流度比都小于1,采用反九点注水井网进行开发是不适宜的,并给出了反九点注水井网的几种主要调整方式。