高渗透砂岩油藏自流注水机理及开发效果研究

针对沙漠地区油藏注水水源供应不足的问题,以中东地区某高渗透砂岩油藏为例,以油藏工程方法和数值模拟为手段,开展了自流注水机理、自流注水适应性及开发效果研究。研究中定义了"自流注水门限压力"的概念,认为要能够自流注水,水层压力需要达到"自流注水门限压力"来克服注水过程中水层与井筒之间的产水压差、井筒内的摩阻损失、井筒中的水柱压差以及井筒与油层之间的注水压差。分析了油藏适合自流注水的地质条件和压力条件。建立了自流注水采收率计算的表达式,并针对N油藏进行了实例计算。运用数值模拟方法,进一步研究了N油藏进行自流注水的开发效果,研究结果表明,N油藏的开发策略为:先进行弹性驱动开发,待油藏不能稳产时转为自流注水开发,最后转为人工注水开发。     

油藏分注设计的层段组合参数优化

现场实施分层注水时,层段组合方式对油田的采出效果影响较大.运用油藏数值模拟的方法,系统研究了注水开发中层段组合的技术界限.研究表明隔层面积、渗透率级差、原油黏度级差、油层有效厚度等因素对于分层注水有较大的影响.在此基础上,提出了可量化的优化系数概念,并利用灰色关联方法进行计算.结果表明优化系数和采出程度之间有良好的线性相关性,可以作为标定油层品味的依据.解决了传统的以单因素为基准划分层系过程中出现的划分结果相互交叉、不唯一的问题,有利于对储层进行正确的评价与组合.     

延安地区长6油层组裂缝特征研究

目的了解延安地区长6油层组裂缝特征及其对油田开发的影响。方法采用野外观察、井间示踪剂、动态注水、压裂等方法进行裂缝识别研究。结果该地区裂缝主要方向为NE向,EW向次之;砂岩厚度和裂缝密度成负相关关系;生产井排方向应垂直裂缝走向,布井时在平行裂缝走向应加大井距,垂直裂缝走向缩小井排距离,避免裂缝对其他生产井的弱效作用。结论注水压力应低于地层压力且注水井不要压裂;裂缝可对垂直其方向的生产井减弱注水效果,造成部分井水淹。     

块状潜山稠油油藏水平井合理产能确定方法

为了确定块状潜山裂缝性稠油油藏水平井底部注水水平采油井的合理产能,利用镜像反映原理和势函数叠加原理推导出水平井井网底部注水整体开发厚层裂缝性稠油油藏的产量公式;并结合油藏区块实际地质参数,针对注采井距、注采压差、采油井垂向位置等影响产量的主要因素进行了分析和优化。结果表明,利用水平井井网底部注水整体开发厚层裂缝性稠油油藏的合理注采井距为2倍油层厚度。为了油井能够获得较高的产能,注采井之间首先必须保持合理的井距形成有效的驱替。随着注采压差的增大,生产井产量呈现线性增加的趋势;但存在合理的注采压差。纵向上将采油井布置在油藏的顶部,可获得最大的单井产量。研究成果可为块状厚层潜山稠油油藏单井合理产能的确定提供理论依据,且方便实用。     

特低渗透油田经济开发差异化井网调整方法

低渗透油藏存在启动压力梯度,只有建立有效驱替压力系统,才能有效开发油田。而技术极限井距一般小于经济合理井距,甚至小于经济极限井距。分析认为,国外特低渗透C油田原来井距为400 m的反七点井网不能建立有效驱替,是注水效果差的直接原因。通过技术极限井距和经济极限井距,论述注水经济开发的有效厚度下限。根据不同区域油层分布情况,采用不同的注采井网调整方法和储层改造对策。结果表明菱形反五点差异化井网加密调整方法适用于国外此类油藏注水开发,实现了该类特低渗透油田的经济开发。     

马岭油田长期注水对油层孔隙结构的影响

通过室内试验并结合现场资料的分析 ,对油层经长期注水冲刷后孔隙结构的变化进行了研究 .研究结果表明 :马岭油田经长期注水开发 ,油层水洗后油层物性明显变差 ,渗透率平均下降了1 2 .96 % ,孔隙度下降了 0 .44% .引起水洗油层变化的主要因素是 :油层含有敏感性矿物 ,孔隙结构的非均质性 ,以及外来流体矿化度的变化 .     

水驱特高含水期细分注水技术界限研究

大庆油田经过四十多年的开发，目前已进入特高含水期，区块剩余油分布更加零散，各种地质因素也因长期注水开发而发生了一定的改变。这时区块稳油控水难度进一步加大，为了进一步挖掘剩余油，控制区块含水上升速度、减缓产量递减，必须对注水井采取进一步的细分调整。本文以某区为例，通过层段小层数、砂岩厚度、渗透率级差与油层动用程度的关系，优化分级参数、量化分级数量、执行细分注水标准，可以更有效地提高油层动用比例，为今后区块细分注水调整提供依据。     

水平井挖掘正韵律厚油层潜力影响因素分析

用整装油藏资料建立了正韵律厚油层的概念模型,对水平井挖掘厚油层潜力的影响因素和技术参数界限进行了分析。研究结果表明,为提高油藏采收率,水平井注采井组中注水直井在上部注水效果较好;地层垂向渗透率应保持一个最佳值;无因次隔层面积最好大于6.9。采用水平井挖潜,无因次水平段长度应大于0.25;剩余油富集地层厚度应大于4.3m;厚油层整体含水率应低于95%;生产压差和产液速度应保持合理水平。     

高温不压井防喷带压作业装置在辽河油田的应用

辽河油田广泛应用注水工艺,高温生产井不压井防喷作业技术,是用于带压（不压井）状态下更换生产井的井下工具和管柱,是为了避免压井作业将井压死、污染油层、冷伤害影响油井产量,可提高原油采收率、为蒸汽驱的实施效果提供保证。针对生产井井下高温低压的特点,采取防喷为主,研究开发了简单实用的生产井高温不压井作业设备,包括用于密封环空的带自封的闸板防喷装置、用于封堵管内的管内堵塞器、用于密封抽油杆的抽油杆防喷装置及其控制系统等。随着蒸汽驱技术的大规模应用、高温生产井的增多,高温生产井不压井作业技术必将获得广阔的应用前景。     

在高台子油层细分注水调整方法研究

随着油田开发时间的推移，主产层由原来单一演变成多个，为控制区块含水上升速度，减缓产量递减，细分调整合理层段划分是最有效方法之一。在层段划分过程中，尽量将油层性质相近的小层组合在一起；综合考虑段内小层数、段内砂岩厚度、渗透率级差及合理注水强度等综合影响因素。     

考虑启动压力梯度的断块油藏CO2/N2复合气体吞吐注采参数优化

冀东油田高12断块油藏砂体规模小、渗透率较低、难以建立有效驱替关系,注入压力高,注水困难,水驱开发效果较差,但油藏温度和压力较高,适宜通过注气来提高油藏采收率。低渗油藏普遍存在启动压力梯度,对实际油藏开发造成影响,针对高12断块油藏,建立高12断块注气开发的三维地质模型,在室内启动压力梯度实验的基础上,得到启动压力梯度与渗透率的公式,在数值模拟软件考虑启动压力梯度与渗透率的变化关系。但长期注入CO2导致的管线腐蚀问题日益突出,N2作为良好的增能气体,将二者结合形成复合气体进行吞吐,可缓解对管线的损害。利用数值模拟方法,进行了衰竭阶段单井产量、段塞比、转注时机、注入量、焖井时间、注气阶段采油速度优化。最终得到该区块最优吞吐注采参数：衰竭阶段单井产量为15m3/d;段塞比为7：3;转注时机为衰竭阶段的日产油速度降为4m3/d时;注入量为60 000 m3;焖井时间为15天;注气阶段采油速度为25m3/d,为高12断块油藏提高采收率提供了方法技术借鉴。     

低渗油藏CO2驱井网优化调整及开发效果影响因素

CO2驱、水平井开发技术对于低渗油藏有着较好提高采收率的作用,但是对于非均质性较强的低渗油藏,水驱开发后存在动用程度低的问题,因此有必要研究低渗油藏后期注采方式及注采井网的调整优化和开发效果的影响因素。首先依据目标油藏建立非均质概念地质模型,建立了一个上下分别为低渗和高渗储层油藏模型,采用油藏数值模拟方法对油藏进行了模拟计算。在油藏模型进行一段时间水驱后,加密调整井网采用水平井注CO2进行二次水气同驱的开发模式。对比不同加密井网模式的采出程度和地层压力,得到最优的加密井网模式进行二次优化开发。然后基于以上得到的最优井网优化调整模型,研究了井排距、储层渗透率和注CO2压力对该调整井网模式开发效果的影响。油藏数值模拟计算表明：加密水平井采油优于加密直井采油;加密水平井注气可以适当缩短排距,使CO2的驱替更充分,当井距/排距为0.4时,采出程度最大;在不同储层渗透率条件下,在其他生产条件一致的情况下,加密水平井井网时,可以将水平井沿水平渗透率较小方向安置;适当增大注气井注入压力可以有效地提高采收率恢复地层能量。本文研究成果对该类非均质低渗油藏的开发具有较好的借鉴意义。     

春10区块水平井蒸汽吞吐注采参数优化

稠油油藏具有储量丰富,物性差,粘度高的特点,经过多年的蒸汽吞吐技术开发,出现储层综合含水率提高,油气比降低和汽窜等现象,导致开发效果较差,储层动用程度降低。因此研究不同影响因素对开发效果的影响,合理优化注采参数对超稠油油藏有效开发具有指导意义。本文通过对春10区块油藏地质条件的研究,运用正交试验法,研究影响开发效果的因素显著性为：注汽强度、水平段长度、油层厚度、产液速度、粘度、渗透率;运用数值模拟方法,对春10区块内的水平井注采参数进行优化、优选,确定出水平段长度50米的注汽强度最佳范围21～25t/m?d;最佳采注比0.8～1.2;水平段长度150米的注汽强度最佳范围11～15t/m?d,最佳采注比0.9～1.2等注采参数指标,对现场生产具有指导意义。     

大45超低渗透油藏非线性渗流数值模拟

为了评价非线性渗流规律下的井网适应性,以大45超低渗透区块为例,应用研制的非线性渗流数值模拟软件进行数值模拟研究.设计6套井网转注方案研究不同转注时机对油田开发的影响,并优选最优方案.研究表明:非线性渗流数值模拟软件适用于超低渗透油藏;大45油藏现有菱形反九点500 m×100 m井网动用程度低,井网适应性差,需通过井网调整改善油藏动用程度;越早转注,采出程度越高;综合含水率60%左右为最佳转注时机;井网转注提高了地层压力梯度,增大了流动区域,进而改善了油田的开发效果;超低渗透油藏开发过程中,非线性渗流占据了流体渗流的主导地位,以非线性渗流规律为基础的数值模拟软件能够更准确地预测该类型油藏的开发特征.     

低渗透油藏加密井评价与加密技术界限计算方法——以鄂尔多斯盆地盘古梁长6油藏为例

目前中国低渗透油藏加密井及更新井产量在油藏总产量中占有重大比例,但同一井区内加密井生产效果差别巨大,亟需开展加密井单井评价及加密技术界限研究,指导低渗透油藏井网加密调整.分析盘古梁长6油藏历年投产加密井的实际生产动态数据,给出加密井生产动态模式划分标准以评价加密井单井开发效果.利用数值模拟方法定量研究了加密井网和加密时机对低渗透油藏加密效果的影响.结果 表明:加密井网井排距对加密效果影响最大,其次是加密井类型,最后是加密时机.利用油藏工程方法给出了低渗透油藏加密极限井距和加密时机的计算方法,对低渗透油藏井网加密调整具有指导意义.     

半渗透隔板底水油藏油井临界产量计算方法研究

底水油藏油井临界产量是开采油藏时的重要研究内容,现有的临界产量计算公式均未考虑半渗透隔板对临界产量的影响,因此,为了更准确地对该类油藏的临界产量进行预测,综合考虑隔板渗透性和隔板厚度对油井临界产量的影响,并运用等值渗流阻力、镜像反映法分别推导出带半渗透隔板底水油藏直井和水平井的临界产量公式,通过实例分析发现,用直井开发此类油藏时,当油层厚度小于40 m时,隔板主要起抑制水锥的作用;当油层厚度大于40 m时,隔板会削弱底水的驱动能量。对于水平井,用常规的水平井临界产量公式评价半渗透隔板底水油藏的水平井临界时,会低估油井的临界产量。这对类似底水油藏的开发具有一定的指导意义。     

西峰油田白马中区单井产能判识及应用

针对西峰油田白马中区单井潜能分析难度大的特点,采用实际地质特征与油藏工程理论相结合的方法进行了分析研究,分析结果表明,储层渗透率、有效厚度和压裂缝是影响单井产能的主要因素,其中储层渗透率是最关键的因素,因此,区块高产井往往不是油层厚的井,而是存在高渗油层的井。在此基础上。推导出区块合理的单井产能判识公式。对今后该区块的产能建设部署和开发井的措施挖潜具有重要的指导意义。     

陆梁油田底水油藏高含水期提液方法研究

根据陆梁油田底水油藏的实际生产问题，综合利用地质研究、测井解释、试油试采、生产测试和开发动态等资料，动、静结合对典型底水油藏的开发特征和提液效果进行分析，明确了影响提液差异性的关键因素，通过对剩余油进行分类描述明确了提液挖潜的机理和潜力；本次研究取得的成果结合实际生产动态和机理模型，明确了油层厚度、提液时机、单井采出程度、避水厚度等对提液效果的影响规律。从地质角度而言，油层厚度和油厚比是影响提液效果的客观条件，需要在提液选井时重点考虑；从开发角度而言，提液幅度和提液时机是影响提液效果的关键因素，需要在制定提液方案时充分论证；对于底水油藏，避水厚度对最大采液速度的限制更为重要。     

高含水期点坝水平井挖潜适应性界限研究

利用孤岛油田Ng4 砂组地质及动态数据,对点坝内部侧积夹层进行定量化描述,建立了一系列反映点坝内部构型的三维典型精细地质模型,结合水平井经济极限产量,以不同注采条件下的点坝剩余油分布模式为基础,应用油藏工程以及数值模拟方法,对高含水期点坝水平井挖潜适应性界限进行了研究。研究结果表明,顺侧积夹层注水开发时,侧积夹层渗透率小于12 mD、倾角小于7°、延伸比例大于0.46、间距小于60 m 时,适合水平井部署水平井挖潜;逆侧积夹层注水开发时,侧积夹层渗透率小于30 mD、倾角小于11°、延伸比例大于0.33、间距小于90 m 时,适合水平井进行挖潜。这将为高含水期点坝储层中水平井部署提供一定的理论指导。