井网调整后水驱控制程度及油水井接触方式研究

摘要：在油田开发过程中,随着开采的深入以及对油层认识的不断加深,部分区块有必要对原有的井网进行调整以满足当前生产的需要。为了进一步挖掘油田潜能,大庆油田某试验区通过细分重组层系,加密及注采系统调整等方式对老井网进行了重新调整,并根据沉积相带图及射孔等资料,研究了试验区井网调整前后的水驱控制程度及油水井所在砂体之间的接触方式,对比分析了控制程度和接触方式的变化情况,明确了不同调整方式对井网完善程度的贡献值。     

大庆低渗透油田L区块井网加密方式研究

井网加密是油田开发调整最重要的措施之一,井网是否合理直接影响到油田开发效果。论文从大庆油田L试验区块加密前实际生产状况出发,结合现场实际井网,设计出不同的加密方案,计算了各方案条件下水驱控制程度、采收率等开发指标。结果表明, 75m?5m五点法井网的加密方案可以有效改善水驱开发效果,提高采收率。     

扎哈泉油田扎11井区上新统下油砂山组低渗透油藏注采井网适应性评价

柴达木盆地扎哈泉油田扎11井区上新统下油砂山组(N_2~1)油藏存在地层压力保持水平低、产量递减快、注水见效差异大、开发效果差等问题。针对此问题从井网型式、井网密度、水驱储量控制程度与动用程度、压力保持水平、产液(油)能力、注水见效差异性等方面进行井网适应性评价。评价结果表明,扎11井区N_2~1油藏采用的280 m正方形反九点井网适应性较差,是开发效果变差的主要原因。在此基础上,提出了构建单砂体注采井网、局部加密调整、注采井组缝网压裂等一系列具有针对性的调整方案,在现场实施证实方案可行,效果明显,对同类油藏有参考意义。     

海上油田聚驱中后期井网加密剩余油分布研究

油田实现稳产需要考虑产液量、注水量、注水时机、含水率、井网密度等因素。海上油田受生产空间等因素限制,当现有井网适应性变差时,应进行井网加密调整来增加可采储量。在室内人造平板模型上对剩余油分布进行了物理模拟实验研究,利用饱和度监测技术测量物理模型含油饱和度的变化规律,进而从饱和度分布、采收率等参数来研究井网加密时机以及加密效果。实验采用一注三采的反九点井网注采方式,对比了注聚后含水率在65%和75%、70%和80%、75%和85%时分别进行一次和二次加密,研究发现在含水率65%时进行一次加密,在含水率75%时进行二次加密的方案提高最终采收率的程度最大,但不同井网加密时机条件下的最终采收率差别不大。在物理模拟实验数据的基础上,用数值模拟方法进行了分析预测,结果表明当井网不调整时,高渗带及中渗带是提高采收率贡献的主力条带,低渗带仍然存在大量未动用剩余油。井网调整后高渗带和低渗带是聚驱阶段提高采收率贡献的主力条带。不同的井网调整时机对于整体开发效果及最终采出程度的影响不大,但是井网调整时机越早,采油速度越高,能够在更短的时间内采出更多的原油,这与物理模拟实验结果基本吻合。     

萨北开发区井网密度对河道砂体的控制程度

合理的井网是油田开发所面对的最重要的问题之一。不同规模的河道砂体,开发所需要的井网密度是不同的。研究表明:大型河道砂体规模较大,井网加密后河道形态变化较小,基础井网时就能控制住砂体的分布特征。一次加密井网能控制住中型河道砂体的分布特征,小型河道砂体,砂体不发育,只有二次加密或聚驱井网时,河道砂体的分布才能控制住。其研究成果对油田开发方案制定及开采措施调整具有重要的意义。     

海上油田聚驱中后期井网加密剩余油分布

油田实现稳产需要考虑产液量、注水量、注水时机、含水率、井网密度等因素。海上油田受生产空间等因素限制,当现有井网适应性变差时,应进行井网加密调整来增加可采储量。在室内人造平板模型上,对剩余油分布进行了物理模拟实验研究。利用饱和度监测技术测量物理模型含油饱和度的变化规律,进而从饱和度分布、采收率等参数来研究井网加密时机以及加密效果。实验采用一注三采的反九点井网注采方式,对比了注聚后含水率在65%和75%、70%和80%、75%和85%时分别进行一次和二次加密,研究发现在含水率65%时进行一次加密,在含水率75%时进行二次加密的方案提高最终采收率的程度最大,但不同井网加密时机条件下的最终采收率差别不大。在物理模拟实验数据的基础上,用数值模拟方法进行了分析预测,结果表明当井网不调整时,高渗带及中渗带是提高采收率贡献的主力条带,低渗带仍然存在大量未动用剩余油。井网调整后高渗带和低渗带是聚驱阶段提高采收率贡献的主力条带。不同的井网调整时机对于整体开发效果及最终采出程度的影响不大;但是井网调整时机越早,采油速度越高,能够在更短的时间内采出更多的原油,这与物理模拟实验结果基本吻合。     

特高含水期水驱油藏井网调整效果研究

摘要：通过对试验区水淹解释数据分析和利用数值模拟方法对试验区的历史拟合,研究了目前试验区开发状况,给出了层系重组方案,在层系重组基础上进行了开发井网调整,并对调整后的开发井网进行了不同开发方案的数值模拟预测。预测结果表明：在注采比为1时,生产到含水98%时的最终采收率为47.85%,阶段采出程度7.22%,调整效果最好,比继续应用目前井网开发的阶段采出程度提高了2.69%。     

井网控制程度对气藏采收率影响

采收率影响因素众多,井网控制程度是主要因素之一。目前井网控制程度对采收率影响研究较少,尚缺乏规律性认识。以靖边气田A井区为例,提出了一种井网控制程度的计算方法—泄流面积法。应用该方法计算了小层井网控制程度,研究了井网控制程度对采收率影响规律。结果表明,靖边气田井网控制程度差异很大,在3.2%-81.1%之间;现有井网对马五13较为适应(马五13井网控制程度81.1%),而对其它小层控制程度低、适应性差;井网控制程度与采收率呈线性正相关规律,井网控制程度每增加10%、采收率提高8.5%。该认识具有实际意义,为掌握靖边气田储层开发特征、改进气田开发方式提供了依据。     

复杂断块油田高含水期稳产技术研究

本文以复杂断块油田的典型代表港东油田为例,针对其目前已进入高含水开发阶段,随着长期注水开发和各种调整措施的实施,注采矛盾极为突出,剩余油分布状况日益复杂,产量日趋下降等问题,通过地质再认识,开展井况、井网现状、开发层系和井网优化研究,重建井网结构;同时对油藏工程各项指标进行了研究,为油田的稳产奠定了基础,并改善了港东油田开发效果,对类似油田的开发可起到借鉴作用。     

井网控制程度对气藏采收率影响——以靖边气田A井区为例

采收率影响因素众多,井网控制程度是主要因素之一。目前针对井网控制程度对采收率影响研究的较少,且缺乏规律性认识。以靖边气田A井区为例,提出了一种井网控制程度的计算方法——泄流面积法。应用该方法计算了小层井网控制程度,研究了井网控制程度对采收率影响规律。结果表明,靖边气田井网控制程度差异很大,介于3. 2%～81. 1%;现有井网对马五31较为适应(马五_1~3井网控制程度81. 1%),而对其他小层控制程度低、适应性差;井网控制程度与采收率线性正相关,井网控制程度每增加10%,采收率提高8. 5%。该认识具有实际意义,为掌握靖边气田储层开发特征、改进气田开发方式提供了依据。     

渤海特高含水期油田剩余油分布规律及挖潜策略

油田进入特高含水期后,受储层韵律性、平面非均质性、断层边界及纵向夹层等影响,油层水淹规律及剩余油分布十分复杂。为进一步提高油田采收率,结合新钻井水淹层测井解释成果、密闭取心、生产动态及油藏数值模拟等资料,对渤海Q油田水淹特征和剩余油分布规律进行深入研究,并提出相应的调整井挖潜策略。认为油层底部、井点附近及边水油藏注采主流线水淹严重,油层中上部、井间区域、遮挡带附近和底水油藏边部水淹较弱或未水淹,纵向上井间区域水淹层占比为8%～65%,平面上生产井有效动用半径为70～150 m。提出利用水平井进行井间加密、边部完善井网、垂向穿夹层动用屋檐油及井网调整等挖潜策略。结果表明:利用水平井挖潜特高含水期剩余油,可有效改善开发效果,提高油田采收率,并为海上类似油田的调整挖潜提供借鉴。     

古城稠油油田BQ10断块剩余油分布数值模拟研究

摘要：特超稠油油田进入蒸汽吞吐中后期后,预测剩余油分布是研究的重要内容。以油藏地质建模和数值模拟为核心,根据古城稠油油田储层特征,建立精细的三维地质模型和油藏数值模拟模型,并对区块地质储量、采液量、采油量、注汽量及单井生产历史进行了拟合,综合应用剩余油储量丰度、砂岩有效厚度、渗透率和沉积微相类型等4个指标,制定剩余油的分类评价标准,分析BQ10断块中部区块H3Ⅳ9层的剩余油分布状况,为下步调整挖潜提供充分依据。     

微构造精细表征及在剩余油预测中的应用

提高剩余油的预测精度对进入开发中后期的油田是极为重要的,只有准确预测剩余油的分布,才能通过开发调整提高产量。微构造形态控制着剩余油的分布,其表征精度直接影响着剩余油分布预测的可靠性。海上油田井网不规则且密度较小,仅依靠井点信息难以表征油田的微构造形态。因此探索研究了海上中后期油田的井震,结合精细表征微构造技术。通过研究总结出包括井震精细标定、地震切片识别微构造、精细构造成图等在内的一系列微构造精细表征技术。在海上油田开发调整研究阶段充分应用该技术,对该油田的微构造进行了精细表征,结合生产动态动静结合分析剩余油形成机制,达到提高剩余油分布的预测精度的目标,指导了调整井位的设计。后续新钻调整井证明,微构造形态表征精确,剩余油预测准确,提高了油田的产量。     

长期停产对油田开发规律的影响

油田开发中途停产对油田开发规律、油田可采储量和采收率的影响至关重要,是油田进行开发调整不可忽略 的影响因素。通过分析停产阶段前后油田的开发规律,将停产前和复产后的产油量、含水变化规律进行对比,研究停 产关井对产量趋势的影响。从油田实际生产出发,依托实际油田生产数据,利用含水率和采出程度关系曲线、无因次 单峰周期模型、产量递减模型、水驱特征曲线预测停产前和复产后油田的可采储量和最终采收率。通过多种油藏工程 方法相互验证,判断长期停产对油田开发以及油藏特征的影响程度,指明停产阶段地层能量恢复和油水重新分布、运 移对油田开发产生的有利影响,填补油田长期大范围停产对油田开发规律影响这方面的研究空白,为同类油田的开发 规律分析提供思路和方法借鉴。     

渤海油田综合调整方案研究

绥＊油田位于渤海辽东湾海域辽西低凸起中段，历经十余年的开发，逐渐暴露出层间矛盾显著、注入水单层突进现象明显等问题。为充分动用地质储量。加快采油速度、提高最终采收率，有必要对其进行综合调整。在调整方案研究中，动静态结合，对剩余油分布进行充分研究并对不同加密形式等方案进行了大量的对比论证。     

基于J函数建模的M油藏水淹层测井评价

滨里海盆地M油藏属于稠油油藏,目的层埋深较浅,储层较为疏松。油田开发主要以热采为主,水窜容易造成油藏水淹,且新井初期含水率较高,为此开展水淹层测井评价对于制定科学合理开发调整方案,提高油田开发效率具有重要的意义。通过J函数建模求取原始含油饱和度来评价水淹层,基于M油藏取芯井的岩心资料,结合粒度分析、铸体薄片、扫描电镜、物性分析及压汞实验等方法,通过毛管压力曲线对目的层J函数进行建模,计算原始含油饱和度,对比原始含油饱和度与目前含油饱和度评价水淹层。结合生产测试结论,证明J函数方法在水淹层评价方面效果较好,这种方法对于构造油藏水淹层评价具有重要的参考意义。     

低渗透油藏井网优化调整研究

对低渗透油藏开发过程中普遍存在的问题,选取长庆油田特低渗透油藏为研究对象,通过对该区块菱形反九点注采井网的调整,进行了井网转换和井网加密可行性研究,并提出相应的最优转换时机。研究结果表明：菱形反九点注采井网转为交错排状后,增大了波及系数,提高了水驱动用程度,改善了地层压力场,提高了同期采出程度,其最优转换时机为含水率75%;对菱形反九点注采井网有针对性地采取中心加密,加密井采取先采后注的策略,可提高区块采油速度和最终采收率,且生产2年为加密井最优转注时机;所研究油藏最优的调整方案为2007年进行加密,并于2009年对加密井进行转注。对同类油气藏中后期调整提供了技术指导。     

砂岩储集层水淹层评价的地化录井方法

砂岩储集层水淹层评价一直是困扰油田开发工作者的一个难题,应用地化录井资料开展水淹层评价是储层地
球化学研究的一个新领域,可为油田二次开发寻找剩余油开辟新的途径。在深入分析油层水淹机理的基础上,从岩石
热解和气相色谱实验入手,结合密闭取芯井资料,通过计算孔隙度、含油饱和度、驱油效率等评价参数,建立砂岩储集
层水淹层评价模型和解释图版,形成一套具有适用性的定量计算和定性识别相结合砂岩储集层水淹层评价方法。应
用该方法,对A 盆地B 油田C 区D 层砂岩储层进行了7 口井水淹层评价,结果表明,利用地化录井方法评价砂岩水淹
层,经试油结果验证,符合程度较高,达到95% 以上,说明该方法适用性强,为油田开发中后期挖潜方案的调整和采收
率的提高奠定了基础。     

三角洲前缘砂体高含水期剩余油分布研究

渤海SZ油田发育典型三角洲前缘沉积,目前已进入高含水期,剩余油分布更趋零散,挖潜难度日益增大,有必要开展高含水期剩余油分布研究.研究表明,高含水期三角洲前缘砂体内部结构与注采井网的配置关系对剩余油的形成与分布具有直接的控制作用.在讨论研究区井间单砂体的注采连通性的基础上,按井间单砂体注采完善状况将研究区宏观剩余油分布模...