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.     

TN油田加密调整效果及影响因素研究

针对TN油田砂体发育规模小、井距大,仅依靠注采系统调整无法有效改善目前动用状况的情况,以精细地质解剖为基础,以多学科油藏研究为手段,对TN油田进行了局部井网加密调整开发.本文对2012年底部署的加密井生产效果进行分析对比,通过动静态结合的方法,对加密区的新井的生产特征进行了分析,阐述了影响加密区新井生产效果的因素,为后续开发调整积累经验.     

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。     

喇嘛甸油田北北块二区萨Ⅲ4-10厚油层综合调整方法研究

本文从喇嘛甸油田厚油层开发特点入手,通过对北北块二区厚油层的井网加密调整、选择性射孔后,初期取得了一定的效果。但是,随着开采时间的延长,区块存在低效井比例多、注采比低、含水上升快等问题。针对上述问题,采取了行之有效的精细调整方法,取得了一定的效果,为喇嘛甸油田的厚油层加密调整提供了依据。     

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。     

数模技术在陈家庄油田开发调整中的应用

利用数值模拟方法，研究了陈家庄油田的分层生产状况、水淹过程，得到了各小层含油饱和度分布图、剩余储量丰度图等。同时研究了数值模拟技术在油田水动力学开发调整中的应用，如通过历史拟合确定剩余油富集范围，优化开发调整方案，通过打加密调整井、转注高含水井、分层注水改变液流方向等。该技术的应用达到了改善油田开发效果和提高采收率的目的，取得了很好的开发效果。     

稠油油藏不同热采开发方式经济技术界限

结合数值模拟和动态经济评价,建立稠油油藏热采开发经济技术界限研究方法.以乐安油田南区为原型确定稠油油藏直井蒸汽吞吐、直井吞吐加密、水平井蒸汽吞吐以及直井蒸汽驱等不同热采开发方式下的有效厚度、原油黏度及油价边界值等经济技术界限,并制作实用图版.结果表明:水平井吞吐对油藏有效厚度和原油黏度的适应范围最广;直井蒸汽驱具有最高的采收率,有效厚度界限也比直井吞吐加密小很多.不同热采开发方式的经济技术界限对比结果有助于选择最佳的热采开发方式对稠油油藏进行经济合理的开发.     

大王庄油田留70断块综合治理研究

留７０断块的综合治理的做法，是采取了加密井冈、分层系调整及卡、堵、分注、调剖等措施，从而调整了注水及产液结构，实现了油藏开发效果的全面改善．通过系统分析综合治理效果，总结出了几点认识．     

已开发油田异常高压层识别方法研究及应用

从同一油层由于孔隙压力变化造成裸眼测井的响应有差别出发,利用已开发区块加密调整井测井信息,当孔隙压力增大时,声波时差增大,过滤电位增大到不可忽略的程度,致使异常高压层的自然电位增大明显,建立了孔隙压力与声波时差、自然电位二者的量化关系,确定了利用测井曲线响应特征识别注水开发区块异常高压层的方法。应用该方法,将油田调整井的测井信息转化成压力信息,搞清了异常高压层的分布状况,并通过开发分析明确了形成原因,进行了针对性的开发调整,通过二次加密调整井验证,油田异常高压层明显减少,油水井套损比例明显下降,油田开发效果好转。     

水驱油藏开发后期经济井网密度计算的改进方法

井网加密调整是水驱油藏开发后期提高采收率的一项重要手段。通过计算确定合理的井网密度,既能提高油藏最终采收率,又能提升经济效益,对水驱油藏后期开发具有重要的现实意义。对水驱油藏开发后期经济的计算方法做出了改进。首先,采用加密调整后油藏最终采收率与加密调整前采出程度之差计算新增可采储量;然后,利用产量递减规律预测油藏井网加密后未来生产年限中的产油量;最后,在充分考虑储层物性、原油物性、注采井数比以及经济因素的基础上,根据净现值原理计算经济合理井网密度与经济极限井网密度。实例计算与对比分析表明,改进方法计算结果可靠,更符合水驱油藏开发后期的客观实际,对油藏开发后期合理井网密度的确定及井网调整具有重要的指导意义。     

双台子油气田气顶驱开发中的问题探讨

详细讨论了辽河双台子油气田气顶砂岩油气藏在开发过程中气窜严重 ,导致大量气顶气过早采出 ,使该油气田中后期开发效果急剧变差的问题 .研究表明 ,该油气田气窜严重的原因 ,一是1 984年 9月以后 ,油井大幅度放大压差生产使气窜加剧 ;二是 1 985年以后频繁补孔使油井避气厚度减少致气窜更趋严重 .此外 ,该油气田加密调整效果不好 ,加密井与老井的井间干扰明显 ,说明油层连通渗流条件较好 ,原有 60 0 m井距已可有效控制储量 ,加密调整似嫌多余     

海上油田丛式井网整体加密调整技术研究

以绥中36-1为代表的海上稠油油田已经进入开发中后期,逐步暴露出注采矛盾突出、层间和平面上储量动用差异大、单井控制储量过高、采油速度和采收率较低、综合含水上升快,产量递减快等问题,针对中国海油稠油开发面临的挑战,首次提出海上油田大规模综合调整研究,由于海上油田特殊的开发方式,陆地油田综合调整工作中成熟的研究思路和技术路线无法复制到海上油田,海上油田整体加密调整技术研究面临诸多技术难点,因此,本次研究结合绥中36-1油田I期自身特点和开发方式,针对油田开发存在的问题,创新性地提出一整套海上油田的整体挖潜和调整的技术思路和研究方法,完成绥中36-1油田I期整体加密调整方案,调整后油田井网由反九点面积注水井网转变成为行列注水井网,探索“定向井+水平井”开发模式,整体加密实施效果良好,油田水驱状况明显改善,水驱储量动用程度从调整前的80.5 %提高到调整后的91.3 %,采收率大幅度提高,预计提高采收率10.4 %,整体加密调整技术必将在同类油田中推广应用。     

渤海SZ油田剩余油控制因素及挖潜策略研究

渤海SZ油田经首次加密调整后开发效果大幅提高,但随着油田逐渐进入高含水阶段,剩余油分布日趋复杂,进一步调整和挖潜的难度增大,需要探索新的技术手段和开发策略以实现油田的可持续开发。针对此现状,在三角洲相储层构型理论的指导下,综合利用岩芯、地震、测井等资料,详细刻画了单一成因砂体在垂向及平面的接触关系,并在此基础上分析了储层构型对油水运动的控制作用。结果表明,油田进入高含水期后,层间相带干扰、层内夹层及平面构型单元接触关系是控制剩余油分布的主要因素。为了进一步提高油田开发效果,提出了基于构型单元的层间水平井挖潜策略、基于构型单元的层内水平井挖潜策略、基于构型单元的平面小井距加密策略等,构建了一套海上三角洲相油田综合调整后的剩余油挖潜技术方法,并取得了良好的应用效果。     

致密砂岩气藏剩余气开发潜力定量评价

致密砂岩气藏剩余气分布规律复杂、开发潜力难以定量评价，制约了开发中后期的加密调整。针对剩余气定量表征存在的问题，以川西地区新场气田沙二气藏为例，综合数值模拟、已实施加密水平井开发效果及经济效益，确定了影响剩余气潜力的因素由大到小依次为地层压力、储量丰度和渗透率。为综合考虑上述各因素对剩余气区加密井经济可采储量的贡献，定义了剩余气潜力指数，并结合经济评价建立了剩余气潜力指数与加密水平井经济可采储量的数学表达式，实现了对剩余气开发潜力的定量化表征。实例分析表明，新场气田沙二气藏中剩余气开发潜力指数大于0.7的井区具有利用水平井加密的潜力。据此，在主力开发层系J$s_2^4$气层东北部筛选出剩余气潜力区1个，通过实施部署水平井实现了对边部高含水剩余气区储量的有效动用。部署的加密水平井效果良好，验证了所建立剩余气开发潜力定量评价方法的有效性。     

红浅1井区齐古组油藏加密区生产效果评价

针对红浅1井区齐古组油藏采出程度低、井网井距大、剩余油饱和度高的实际情况,对齐古组油藏进行了加密开发。对2009年到2010年部署的加密井生产效果进行跟踪评价分析,通过动静态结合的方法,对加密区的新老井的生产特征进行了总结分析,总结了影响加密区新井生产效果的因素,论证了齐古组加密开发的可行性和风险性,为今后齐古组加密开发和生产管理提供参考和依据。     

垦东521稠油热采块加密调整做法及效果

垦东521稠油热采块实际动用储量仅占地质储量的56.8%,层间动用储量差异也较大,而原井网和注汽吞吐的开采方式不能适应进一步提高开发效果的需要。2003年利用数值模拟结果,在Ng43 4和Ng68～Ng71层系实施打加密新井、转蒸汽驱的调整方案,并对转汽驱时间、注采比、注汽排液速度等参数进行了优化,当年提高采收率5.0%,为同类油藏加密调整提供了有益的借鉴。     

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。     

稠油底水油藏地质研究及水平井调整实践

我国东部油田由于受沉积环境的影响,油藏类型大部分为复杂断块油藏,物性差,非均质性强。羊三木油田三断块Ngl油组是一个复杂断块稠油底水油藏,投入开发近30年,目前采出程度不足8%,开发效果一直较差。通过精细油藏描述及剩余油分布研究,搞清储层及剩余油在三维空间展布的基础上,提出三断块Ngl稠油底水油藏,采取钻水平井加密与钻直井加密相结合,并配合一定的油水井措施整体挖掘油藏潜力的井网调整策略。羊H₁井的钻探成功,为下一步的调整、挖潜打下了坚实基础,并对同类油藏的开发调整将具有一定的借鉴意义。     

王55低渗透区块油藏调整方案研究

基于王55区块油藏的地质特征和注水开发的动态特点,建立了低渗透油藏双重介质渗流的数学模型。根据区块的实际情况提出了反九点法加密井网部署的调整方案,对该方案开发结果进行预测,并对其效果进行评价分析。     

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。