牛20高压低渗透油藏的开发

本文对牛２０高压低渗透低饱和岩性油藏开发过程进行较系统的分析，初步总结出低渗透油藏在特殊地质条件下开发的基本作法：油层压裂改造；依据地层裂缝方向布署注采井网；适时选择注水时机，及时补充地层能量；采用高压注水，水质精细过滤，密闭输送工艺配套，注水量保持长期稳定。并取得较好的开发效果。     

低渗透油藏油水两相渗流研究

用无因次分析法对低渗透岩心的实验数据进行了分析，得出新的低渗透油藏非达西渗流方程，并建立了油水两相渗流的数学模型。通过实例计算，研究了低渗透油藏中储层参数、流体特性以及开采方式等因素对注水开发效果的影响。结果表明，由于非达西渗流的影响，注水开发时容易发生指进现象，而地层倾角的增大可以削弱指进；地层原油粘度的增大会增强开采难度，而地层渗透性能的改善会使油井产能提高。因此，低渗透油藏应加密井网，强化注水以扩大生产压差，从而改善开发效果。     

应力敏感对裂缝性油藏合理注水时机及压力保持的影响

 对于具有应力敏感的裂缝性油藏,在开发过程中因地层压力下降导致基质与裂缝体积缩小,渗流能力降低.如何有效抑制这种油藏特性对开发效果和最终采收率的影响,是制定裂缝性油藏开发策略的关键.本文以渤海某裂缝性油藏为例,对应力敏感与注水时机及地层压力保持水平之间的密切关系进行分析和研究.结果表明:在不考虑应力敏感时,裂缝性油藏合理注水时机为地层压力降至饱和压力时实施注水;在考虑应力敏感时,裂缝性油藏合理注水时机由应力敏感程度决定.当油藏压力降至饱和压力处渗透率保留率在80%以上时,注水时机为地层压力降至饱和压力时实施注水.否则,必须在原始地层压力实施注水.同时,裂缝性油藏合理地层压力保持水平应该维持合理注水时机下的地层压力不变,但考虑到后期提液、打井等挖潜措施及综合调整的实施,可根据实际情况适当提高.     

油藏流场定量表征方法及应用

复杂断块油藏经过长期注水开发，导致油藏流场分布愈加复杂，逐渐形成优势流场和弱势流场。优势流场区无效注水循环严重，弱势流场区注水却难以波及，油藏开发效果差，开发调整困难。为此，以黄骅拗陷南部的沧东凹陷枣南孔一段枣Z断块为例，基于真实油藏建立概念模型，开展了复杂断块高含水油藏流场定量化研究。根据油藏静、动态参数对油藏流场的影响程度，优选出渗透率、地层压力梯度、含油饱和度、面通量4个参数作为油藏流场的主要表征参数。在此基础上，基于模糊数学理论建立油藏流场强度计算模型，从而确定了目标油藏的不同类型流场强度划分界限，并针对不同流场类型制定了流场调整技术对策。目标油藏的流场调整实践结果表明，应用油藏流场定量表征方法能有效描述高含水期油藏流场特征，有利于指导油藏层系组合调整、注采井网重构，进而改善油藏注水开发效果。     

注水开发油藏油水相对渗透率变化规律

我国很多油田已注水开发多年,油井进入中高含水期,在注水开发油藏中,由于各种因素影响引起地层油水相对渗透率变化,这是大家十分关注的问题.本文根据多相渗流的理论应用大量试井资料解释结果得出注水开发油藏油水相对渗透率变化变化规律.为油田开发提供有价值信息.     

水驱油藏中微观注水倍数计算方法

常规岩心驱替实验中的注水倍数与整个油藏中注水倍数不一致,导致岩心驱替实验成果难以较好的应用到油藏开发计算中,因此需要知道地层中的微观注水倍数(也有的称为过水倍数)的分布,该微观注水倍数要求与岩心驱替实验中的注水倍数相一致。以五点法井网为例,确定了地层中的流线分布。流体是沿流线做一维流动,将每一条流线可看作是由若干个岩心连接而成,这样通过一维水驱油理论,可计算得到流线上的饱和度分布以及每个岩心的注水倍数,从而确定地层中的微观注水倍数分布。可以将岩心驱替实验的注水倍数与地层中的微观注水倍数相匹配。对于如何将岩心驱替实验结果应用到油藏开发指标计算中提出了合理的解决办法,具有重要的理论和实际意义。     

南海东部油田低成本高效助流注水技术创新与实践

南海东部越来越多的海相沉积砂岩油藏地层能量不足需要注水,但平台无注水工程预留,存在建立注水系统投资大、周期长、效益差的问题,如何实现注水开发是亟待解决的技术挑战。以A油田为例,该油田L层为边水驱动的岩性油藏,地层天然能量不足,水平井投产后地层压力下降迅速,迫切需要通过注水补充地层能量。在注水水源评价的基础上,定量表征相控模式下的压力场,制订针对性的抢救式注水方案;研发助流注水工艺管柱及井下数据监测系统,满足了油藏通过井下注水补充地层能量、提高采收率的要求。结果表明:创新研发的助流注水技术实现了平台无注水预留条件下的注水开发,节省了海上平台空间及工程设施成本,实现了变流量注入、定期酸洗、闭式注入环境下的水质监测、注入水量测调、水源层返排清井及产水能力测试等多种功能,具备成本低、实施周期短、注水效果好的巨大优势。油田采用助流注水后,受效井组的单井采油量增加明显,地层能量得到有效补充,取得了很好的开发效果。     

特低渗透油藏注CO_2驱参数优化研究

安塞王窑区长6储层属于特低渗透油藏,经过多年的注水开发,目前已进入中高含水期,注水开发的矛盾日益突出,进一步提高水驱采收率难度大。CO2驱在一定程度上能够弥补水驱的不足,是特低渗透油藏提高采收率的一种重要方式。以安塞王窑区长6特低渗透油藏为研究对象,分析了该区块的地质特征和注水开发中存在的问题,应用地质建模技术和油藏数值模拟技术优选了适合该试验区的CO2驱开发方式,并且进一步优化了地层压力、采油速度、水气交替时间、关井气油比和总注气量等参数。此次研究成果将为CO2混相驱现场试验流程建设、试验的实施提供基础参数,对安塞油田全面实施CO2驱油技术具有参考和借鉴作用。     

深凹陷岩性油藏形成条件和分布规律

深凹陷岩性油藏油源丰富，生，储，盖组合最佳，但储集体规模小，厚度萍，埋藏深，横向变化大，给勘探和开发这类油藏带来极大困难。综合利用地震，地质，测井等资料，开展综合分析和研究，可以查明这些储集体的分布规律及油气富集高产的因素。牛庄油田深凹陷岩性油藏主要受浊积砂体的控制，其分布随浊积砂体的变迁而转移。对这类油藏从发现到开发可归纳为７个步骤，即：①建立地层格架；②确定构造特征；③查明沉积相及微相的展布…     

反九点菱形注采井网的边角关系

鄂尔多斯盆地油藏属低渗透油藏,在长6特低渗致密岩性油藏中,注水开发时的孔隙结构和裂缝方向直接影响水驱油效果及注水开发的最终采收率。研究表明,拉长主裂缝方向上注水井到采油井的距离,缩短非主裂缝方向注水井到采油井的距离,可以提高注水开发效果,反九点菱形井网比反九点正方形井网最终采收率可提高3个百分点。     

低渗透油藏油水两相渗流研究

用无因次分析法对低渗透岩心的实验数据进行了分析,得出新的低渗透油藏非达西渗流方程,并建立了油水两相渗流的数学模型。通过实例计算,研究了低渗透油藏中储层参数、流体特性以及开采方式等因素对注水开发效果的影响。结果表明,由于非达西渗流的影响,注水开发时容易发生指进现象,而地层倾角的增大可以削弱指进;地层原油粘度的增大会增强开采难度,而地层渗透性能的改善会使油井产能提高。因此,低渗透油藏应加密井网,强化注水以扩大生产压差,从而改善开发效果。     

超低渗油藏热水驱提高采收率研究

超低渗油藏常规水驱开发的采收率较低,开发效果较差。本文通过室内实验和数值模拟研究,分析了注热水对原油性质、流固作用的影响以及注热水采油提高采收率的机理;数值模拟研究结果表明,对于特定的超低渗油藏注热水温度、注水速度、注水时长都存在最优值。研究结果对超低渗油藏热水驱开发具有指导意义。     

早期注水,提高低流度稠油油藏开发效果

对于低流度常规稠油油藏,由于原油粘度高,具有启动压力梯度,要提高油藏采收率,就必须通过早期注水建立有效的驱替压力系统,使地层始终保持较高的压力水平,降低因地层压力下降造成原油脱气,增加原油流动阻力,控制油井的含水上升速度,使油田能够保持较长的稳产期,减缓递减。大港南部油区大多为复杂断块、低流度稠油油藏,要提高油藏采收率,就应立足于早期注水开发。     

东西仁沟区块注水开发最大配注量的计算方法

最大配注量是油田地面注水站点改造中的一个关键评估指标，该指标不仅要满足油田中后期的注水开发需求，同时还要达到降低成本的目的。为计算油田注水区块最大配注量，分析认为油藏形成有效驱替后，注水井需满足最大注水压差，油井要满足最大生产压差。按照油藏后期有效驱替时的地层压力保持水平估算油井后期的产液能力，结合水油比法推导注采比公式，从而得出最大单井配注量公式，以东西仁沟区块为例，计算该区块开发后期日注水量将达到5 832 m³/d。     

改善高含水期注水开发效果的油藏工程研究

改善高含水期注水开发效果是我国“八五“期间油田开发的一个重大课题，本文总结了“七五“期间在这方面的主要研究工作，包括利用数值模拟方法研究剩余油饱和度分布；用井间示踪剂方法研究油藏非均质；用最优化方法设计注水井调剖方案；用水驱曲线等方法评价开发效果；开展调剖，堵水，压裂，强注强采，打调整井等综合治理措施。研究结果表明，改善高含水期注水开发效果应以油藏描述为基础，井间示踪剂测试法是研究油藏平面和纵向…     

塔里木油田轮古井区注水替油参数优化研究

塔里木油田轮古井区奥陶系碳酸盐岩油藏属于缝洞型油藏,油藏非均质性极强,很多单井由于钻遇封闭缝洞
体产量迅速递减。注水替油技术可以大幅度恢复停喷或低效油井的产能,是开发缝洞型油藏的有效新方法之一。注
水替油的注采参数是否合理对注水替油的开发效果至关重要。以塔里木油田轮古井区注水替油典型井的地质、流体
资料为基础,建立单井注水替油的地质模型,通过数值模拟的方法优化注水时机、周期注水量、注水速度、焖井时间、
开井工作制度等注采参数,并将注采参数无因次化或拟合公式,以消除注水前油井生产动态差异对优化参数造成的影
响,使优化参数更具实用性。     

柴达木盆地乌南油田乌5断块注水效果评价及建议

本文在综合地质研究基础之上充分利用油藏动态监测资料和油藏动态数据等第一手资料,从注水利用率、水驱控制程度与动用程度、吸水状况、注水压力、注采井组产液变化、注水地层能量恢复状况等6个方面较全面地评价了乌南油田试注水效果,针对乌南油田目前注水存在的问题,分析了影响注水效果的因素,通过对试注水效果评价,提出了乌5断块下步注水工作思路及建议。     

泵挂深度对注水替油开发效果的影响研究

塔河奥陶系碳酸盐岩油藏属于缝洞型油藏,不同类型的缝洞单元由于储集体规模和水体的发育程度不同造成天然驱动能量具有较大差异,部分油井天然能量严重不足、产量递减快,采收率低。注水替油作为塔河碳酸盐岩油藏一种新型开采方式,已经取得了较好的效果。针对注水替油后期,油水界面上升导致含水上升快的问题,对衰竭式开发、单纯注水替油机抽开发以及采用机抽－深抽开发等不同方式的效果进行对比研究,明确了采用加大泵挂深度可以提高油藏采收率,改善开发效果,从而为矿场实施提供依据。     

苏北低渗透油藏CO2驱油开发模式探讨

CO₂驱是改善低渗油藏开发效果行之有效的方法之一。针对中国石化华东油气田苏北低渗透油藏三十多年的CO₂驱油矿场实践,将华东目前注气区块按油藏特点和不同注气时机总结为4种开发模式。详细阐述了每种模式的驱油机理、适合油藏类型和典型实例。其中,深层低渗透油藏同步注气开发模式适合于深层、强水敏的低渗透油藏,能较好地补充地层能量;大倾角油藏衰竭开采后注气（吞吐）开发模式适合于大倾角、薄层且分布稳定的特低渗透油藏,可大幅度提高单井产能;高含水油藏水驱转注气开发模式适合于注水开发效果差的中高含水低渗透油藏,能有效改善水驱开发效果;二次注气开发模式适合于注气开发后再次注气的低渗透油藏,通过对开发层系、注采结构、注入方式和注入剖面的综合调整抑制气窜,可再次提高采收率。该研究成果对于低渗透油藏的CO₂驱油方式选择具有借鉴价值。     

注水开发油藏水驱效果初期潜力评价方法

对于一个具体的砂岩油藏而言,在开发之前的一些地质特征参数不但可以对其进行地层描述与地质方面的评价,而且还可以对其油藏进行水驱效果初期潜力评价——水驱难易程度、水驱均匀程度以及水驱采收率。分别对注水砂岩油藏的水驱难易程度、水驱均匀程度以及水驱开发采收率给出了具体的评价指标,而且统计了我国部分注水开发油田的相应指标情况,为制定与调整油藏开发方案、开采方案等奠定可靠的开发基础、提供科学的理论依据。