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。     

孤东二区Ng~5细分变流线井网调整技术研究

针对孤东二区开发单元2011年转入后续水驱后存在的套损事故井多造成局部井网不完善、储量失控大;合采合注井多,层间矛盾突出;一套井网开发,井网形式相对固定,平面层间剩余油得不到有效动用,单元目前采收率低(35.5%)等问题,开展了孤东二区Ng~5细分变流线井网调整技术研究,通过层系细分、老井改层以及新井调整井网、转变流线,利用建模数模一体化技术研究剩余油的分布,表明目前排间分流线、油井之间剩余油仍较富集,具备进一步提高粟收率的潜力。     

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。     

大庆油田典型注聚区块开发效果评价与分析

通过认真收集整理了大庆油田萨中地区三个典型的已经完成注聚区块的历年开发及调整方案、检查井资料、水淹层解释资料,在精细地质研究成果基础上详细解剖了三个区块井网井距对储层的控制程度,全面跟踪分析了注聚全过程区块及完善中心井聚合物驱开采动态及受效特征,利用驱替特征曲线法、流管法与归一化三种方法对三个工业注聚区块聚合物驱提高采收率进行了整体评价;利用吸水剖面、数值模拟及聚驱后检查井和水淹层解释资料,分析了聚合物驱后剩余油潜力和分布.本文全面系统地评价与分析聚合物驱的开发效果,旨在指导后续注聚区块的合理有效开发,以及为聚驱后进一步提高采收率提供技术数据.     

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。     

特高含水后期矢量开发调整技术研究及应用

针对胜利油区整装油田特高含水后期油藏开发面临层间干扰严重、井网不完善、驱替不均衡的问题,基于油藏工程理论和数理优化方法,攻关研究整装油田矢量开发调整提高采收率技术,建立了一级层间矢量层系重组、二级平面矢量井网重整到三级注采优化调整的矢量开发调整技术。该技术具备井网形式灵活、老井利用率高、投资成本低的特点。应用实例表明,该技术控水稳油、降本增效作用明显,有利于实现特高含水后期油田进一步提高采收率。     

孤岛N28-1井区活性剂驱矿场试验

:N2 8 - 1井区是典型的高渗透、高饱和压力、高粘度的疏松砂岩油藏 .经过 2 4年的开发 ,采出程度 2 6.72 %,靠进一步提液或井网调整来提高原油产量的潜力不大 ,为提高该区块的采收率 ,改善驱油效果 ,采用了活性剂驱油方法 .现场设计 2段塞注入方式 ,于 1 998年 2月进行了矿场试验 .试验进行至 1 999年 1 2月 31日 ,累计增油 1 0 952 t,含水率下降 1 0 %,提高原油采收率 0 .89%.这表明了该种方法增油效果显著 ,能够达到提高采收率的目的 ,有较好的应用前景 .     

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。     

王盘山区块定资44150区长8层开发方式的确定

王盘山区块定资44150井区属于樊学油区王盘山区块,位于已开发区域刘山区的正西,开发现状目前存在三个主要问题：油井初期含水率很高,有的井只产水不产油;井网不完善,井网还处于初步建设阶段,需要逐步完善,提高水驱效果;储层物性差,注不进去水,月注采比和累积注采比都很低。本文通过对自然能量开采预测采收率,得出长8油藏天然能量贫乏,若仅靠天然能量开采,采收率低。无论从注水机理上,还是从矿场注水试验看,研究区长8油藏采用注水开发是可行的、有效的。     

孤岛N28—1井区活性剂驱矿场试验

Ｎ２８－１井区是典型的高渗透，高饱和压力，高粘度的疏松砂岩油藏。经过２４年的开发，采出程度２６．７２％，靠进一步提液或井网调整来提高原油产量的潜力不大，为提高该区块的采收率，改善驱油效果，采用了活性剂驱油方法。     

卫81块低渗油藏优化注采系统研究

该油藏于1982年投入开发,通过合理的部署开发井网、及时的实施早期注水和成功的应用大型压裂改造增产手段等,区块采收率得到不断的提高。随着油藏的深入开发,近年来由于上返采油和转采气井多及新增事故井影响,区块注采井网受到损坏,油藏稳产和调整挖潜难度加大,开发形势明显变差,因此卫81块需完善注采井网、优化注采系统以改善其开发效果,使递减得到控制,遏制产量的持续下滑。     

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。     

沙三中6-10储层潜力分析

该文通过水驱特征曲线法、Logistic法、无因次采出注入法等方法对油藏开发潜力进行预测,发现油藏的剩余油可采储量较大,最终采收率较高。通过对剩余油的定性研究,绘制小层水淹图,得到剩余油的层间和平面分布规律,为下一步的井网部署提供依据。通过对储层物性与开发现状的研究,结合经济技术条件确定了层系划分与组合的原则,确定了合理的注采井距与井网密度,确定了合理的井网部署原则,最后对注水开发的适应性进行了分析。     

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。     

胡状集油田胡十二块采收率研究

胡十二块属于严重非均质油藏,经过十几年的注水开发,目前开发面临着高含水、低采出的问题。为了更好地提高区块的注水采收率,运用室内试验资料、国内外经验公式及矿场资料,用多种方法对胡十二块注水采收率进行了预测。经分析研究后认为:胡十二块具有提高注水采收率的潜力,应在提高注水波及体积上做工作;并提出了胡十二块今后进行区块治理要运用细分层系开发、对局部井网进行注采关系完善、层内调剖及三次采油等常规方法,来扩大注水波及体积,提高注水采收率。     

透镜状致密砂岩气藏井网加密技术与应用

致密砂岩气藏中,多层叠置连片分布的透镜状砂岩气藏约占一半,井网加密是此类气藏提高采收率的技术关键。该文介绍了国外两种可以进行快速评价的井网加密技术：地质统计法和“移动窗口”法。然后通过大量实例分析,探讨了井网加密时机、加密程度和加密效果：动态确认具有加密潜力,即可实时井网加密;加密后井网密度约等于气藏范围内地质统计泄气面积的中值;采收率可以提高到50%以上,Rulison气田甚至达到75%。最后以我国苏里格气田为例,分析了苏6井区井网加密潜力,认为利用直井开发极限井网密度可以达到0.24 km2/井,采收率可以在目前基础上提高一倍。     

大型高叠置致密砂岩气藏提高采收率技术

新场气田沙溪庙组气藏储层致密、特低渗、低孔,自然产能极低,主要通过人工压裂开发,通过系统分析影响气藏采收率的主要因素,形成了以气藏精细描述及分类评价为基础,建模—数模一体化的剩余气分布规律定量评价和利润为约束的剩余储量开发潜力评价为核心,井网立体开发及差异化对策优化为手段的提高采收率技术。研究结果表明,致密砂岩气藏依靠单一技术提高采收率非常有限,多种技术联合攻关能最大限度提高采收率,切实提高新场沙溪庙组气藏采收率31.71%。多轮次的气藏精细描述为提高采收率对策选择奠定了基础,复算储量误差率小于2%;剩余气定量描述及潜力评价为气藏加密调整及效益开发提供了可靠的保障,明确了气藏剩余气类型及其效益开发界限,提高采收率8.28%;多层组混合井网立体化开发和差异化开发对策是气藏实现提高采收率的主要手段,提高采收率23.43%。     

陕北张天渠油田延长组储层划分与注水开发研究

文章通过油藏精细描述和储层连通性的研究，对注采井网优化部署并适时合理调整，单井产量及采收率明显提高，驱油速度均匀平稳，避免采油井暴性水淹，油田开发效益明显，具有对类似油田开发工作借鉴参考意义。