用测试资料评价水驱示范区块细分调整效果

水驱精细挖潜是当前油田开发的一项重要工作,随着油田开发的进一步深入,示范区块杏六区主力油层PI1-3已转为三元驱开采。水驱油水井主力油层实施封堵,开发形势呈现产液量下降,产油下降,含水上升的局面。为了控制含水上升速度,改善吸水状况,最大限度的提高储层有效动用程度和挖掘油层剩余油,必须通过细分调整措施,提高油层动用厚度,优化注水结构,以改善水驱开发效果。通过测试资料可以了解细分调整前后注入、产出剖面。对水井细分、压力评价、增产措施的制定提供依据和进行效果评价。     

河4断块区高含水期剩余油分布规律研究

研究已经进入高含水及递减开发期的河 4 断块剩余油的分布规律,加强优化配套工艺措施,深入挖潜区块开发潜能.经过三年调整,河 4 断块开发效果得到了明显的改善,实现了三年综合不递减,累增油4.8万吨,可采储量由364万吨上升到385万吨.     

葡萄花油层水平井含水上升及控水分析研究

从葡萄花油层水平井的开发现状出发,根据水平井实际与理论采出程度-含水率变化曲线的对比,研究了水平井含水上升特征和不同含水上升类型的开发特征及产生机理。从连通、储层裂缝、措施改造等因素分析了含水上升的原因,提出了水平井分类控水的方法和技术手段。     

海上潜山油田压力监测系统优化研究

井下压力计是获取地层压力的直接手段,每口井均下压力计能够全面取得地层压力参数,但增加了操作成本和油井管柱的复杂性。通过对JZ25-1N潜山油田压力分布、井位分布、构造特征等分析,综合考虑油田各井流动系数、产液、综合含水等参数对压力监测井位的影响,提出了海上潜山油田压力监测系统优化方法,并建立了数学模型。利用该方法优化了JZ25-1N潜山油田合理的压力计监测井位,定量分析压力监测井位以及压力监测井最小井数、比例等参数,所选取压力监测井位既代表了全油田的生产井和压力分布特征,又保持了合理的监测比例,实现了JZ25-1N潜山油田压力监测系统的优化部署。     

低渗透窄薄砂体油田含水变化规律

为了更好地预测低渗透油田水驱含水变化规律,通过数值模拟、理论计算,研究了油层非均质性、原油粘度和含水阶段等地质因素对含水上升规律影响,分析了葡萄花油田开发过程中采取的调整方式、调整措施等开发因素对含水上升规律的影响,采用结构分析法和贡献值法,分析了结构调整以及打加密井、压裂、换泵、堵水、关井等生产措施对控水的作用。建立了基于油量的水驱曲线微分形式含水预测模型。结果表明,与传统公式相比,该模型更能掌握含水随时间变化的详细过程,准确预测含水变化。在高含水期开发中,可以准确预测开发指标变化趋势,对科学制定开发技术政策、指导油田合理开发有一定的参考价值。     

延长油田延安组油藏优化注水技术

以延长油田西部延安组注水油藏为研究对象,针对目前油藏含水上升快,注采关系不对应,水驱控制程度低等问题,以实现均衡温和注水、提高最终采收率为目的。主要做法是纵向上对开发层系进行精细划分,减小层间干扰,平面上根据该区油藏开发特征对井网进行优化调整,以边缘注水和点状注水相结合的方式提高注水效率、对采油井增产措施与参数优化并举以达到驱替和压力平衡。本文以老庄区块注水开发为例,为延长油田延安组注水开发区块的开发提供了经验。     

超低渗透油藏水平井数值模拟研究

在数值模拟研究过程中精细等效分段压裂过程,提高了初期拟合程度,并在此基础上,开展了注水量优化数值模拟研究,结合生产实际适当调整注水量,含水大幅度下降,取得了较好的开发效果.     

裂缝网络模型的建立及其在任丘潜山油藏中的应用

裂缝网络参数是潜山裂缝油藏开发和剩余油挖潜不可缺少的重要参数.针对潜山裂缝油藏依据油田区资料无法建立裂缝网络模型这一特点,提出了通过建立相似露头区裂缝网络模型来实现这一目的的思路和方法,并应用到任丘潜山油藏中.结果与开发动态资料吻合得非常好,说明利用相似露头是建立潜山裂缝油藏裂缝网络模型的有效手段.     

海拉尔油田储层保护技术研究

随着大庆长垣内部高渗油田的开发,综合含水逐年上升;稳产的难度增大,加快外围海拉尔低渗透低产油田的开发,对大庆油田的产量接替和稳产都有着至关重要的作用.而海塔盆地地质条件复杂,储层保护的难度大,严重制约了勘探开发进程.为了适应海拉尔油田勘探的快节奏,针对海塔探区的地质特点,开展了海拉尔油田储层损害机理、保护储层钻井液体系等方面的研究,并优选了有效防止水敏损害和防止水锁损害的处理剂;优化后的钻井液体系现场应用效果良好.     

北一区东部过渡带综合治理实践与认识

北一区东部过渡带位于萨中开发区北部,油层发育差,渗透率低,原油物性差,存在严重注入采出困难、地层压力不均衡等矛盾.通过开展周期注水,实施综合挖潜,控制含水上升速度,提高油井前能,地层压力日趋平衡,改善了区块的开发效果.     

底水油藏含水上升规律研究——以Y2油藏西北区为例

Y2油藏西北区为底水油藏,开采效果差。研究含水上升规律对于改善该油藏的开发效果有重要的作用。首先通过实际的含水率曲线与相渗计算的理论含水率曲线对比发现,实际的含水上升速度远大于相渗计算的理论含水上升速度。单井含水率曲线主要表现为凸型。根据产油量和含水率的变化,分三类对单井的含水上升规律进行了讨论,并分析了每类的原因。最后在单井含水上升分析的基础上,分析了油藏整体的含水率曲线出现台阶状的原因。该油藏底水锥进严重,剩余油主要是富集在注采井间,因此,可考虑水平井技术用于该油藏的深度挖潜。     

基于J函数的低饱和油藏数值模拟及水平井含水模式研究

针对北部湾A油田低饱和油藏开发过程中水平井投产初期含水复杂问题,根据单井动静态特征细分含水类型,利用油藏数值模拟方法探讨低饱和油藏水平井投产初期见水特征及形成机理,确定低饱和油藏水平井含水上升模式。结果表明,北部湾A油田低饱和油藏水平井具有3种含水上升类型,即一般型、先升后降再升型、初期突升-平稳型,油藏产水包括边水、底水及储层可动水;利用J函数法成功解决了异常含水上升规律的拟合难题。在油藏数值模拟的基础上,确定了低饱和油藏中水平井含水上升模式,即边水推进型、可动水产出型和底水脊进型。     

海上早期聚合物驱开发特征研究

2006年渤海L油田开展了早期聚合物驱矿场试验,至今取得了一定的增油效果。目前陆地油田、渤海J油田高含水期聚合物驱的矿场试验中,见效后生产特征出现明显的含水下降漏斗或下降趋势,而在渤海早期注聚L油田见效后并未出现明显的含水下降漏斗或下降趋势,这主要由于L油田开发早期见水后含水处于快速上升阶段,聚合物驱“降水效果”不足以抵消水驱“含水快速上升趋势”。本文重点分析了渤海L油田早期聚驱注入压力及含水特征,及数值模拟研究含水在聚驱与水驱情况下的不同表现,说明早期聚驱开发特征。为早期开展聚合物驱矿场试验设计及效果评价提供参考依据。     

阿北安山岩油藏裂缝注水研究

阿北安山岩油藏储层由三期火山喷发形成,具有典型双重介质渗流特征,注水开发后由于注入水沿裂缝窜流,造成油藏含水上升速度快,产量递减大。为了改善油藏开发效果,根据裂缝发育规律设计了裂缝注水岩块采油等5种类型13个方案,应用FIFS油藏数值模拟软件优化沿裂缝注水岩块采油方案,提出了利用原井网实施沿裂缝注水岩块采油,以及周期注水,整体化学调剖等综合“调水增油”措施方案。经过6年的现场实施达到了方案设计指标,综合含水下降4%,累计增产油量4.2×10⁴ t,提高采收率2.5%,取得了十分明显的效果。可供注水开发同类油藏借鉴。     

低渗透复杂断块油藏高含水期稳产技术研究

百49油藏属典型的低渗透复杂断块油藏,地层倾角较大,开发难度大,含水上升快,目前已进入高含水期。针对影响油田开发生产的不利因素,充分利用新理论、新技术、新方法,油藏先后经历了压裂、酸化、补孔以及注水等措施,在高含水期实施了大修扶躺、封堵换层、周期注水等措施。现场实践取得了较好的效果,对油田增产、稳产发挥了较大作用。实现了低渗透复杂断块油藏高含水期的增储上产,有效控制了含水上升率,增加了可采储量,改善了油田开发效果。对其它同类低渗复杂断块油藏高含水期开发具有一定的借鉴作用。     

牛圈湖油田储层潜在裂缝特征及注水开发对策

牛圈湖油田西山窑组油藏为低孔、低渗、低压油藏,油藏天然裂缝不发育,但部分油井投入注水开发后,初期就出现含水快速上升,甚至早期水淹的现象.运用示踪剂监测、脉冲试井及生产动态资料等方法分析目前油藏见水特征,认为研究区次生裂缝分布广泛,裂缝主要为超破压注水与人工压裂形成,且裂缝发育方向受区域最大主应力方向及油藏构造形态控制.通过实施堵水调剖,控制注水压力,转注主向水淹井,调整井网等措施,可提高注入水波及程度,控制含水上升速度,达到最终提高采收率的效果.     

分层注水油藏水淹动态跟踪模型研究

注水开发是油藏主要的开发方式之一,注水开发过程中生产井过早水淹,将降低油藏采收率,影响开发效果,因此建立分层注水开发油藏水淹动态跟踪模型尤为重要。基于传质传热基本原理,根据井温曲线确定注水剖面,应用Poisson过程分析法与概率论方法,计算注水开发油藏任一时刻各小层中含水饱和度、见水时间和含水率。模型考虑了储层的微观孔隙分布,当储层逐步水淹后,计算含水率趋于实测含水率,计算误差小于5%。实例应用表明:注水强度大,存在裂缝等高渗透通道的小层,含水饱和度变化快,见水时间早,且含水率上升快,反之。研究成果为注水开发油藏采取抑制或延缓生产井水窜措施提供了时间保证。     

埕岛油田微幅度构造研究

为了达到极浅海埕岛油田高速高效的开发效果 ,从埕岛油田整体构造入手 ,进行了精细构造解释 ,并根据埕岛油田定向井多的特点 ,对砂体进行了平面和纵向归位 ,从而落实了砂体顶面微构造的准确形态 .并统计了各种微构造与含油性的关系 .开展了微构造类型与累油含水关系研究 .结果表明 :构造高部位和正向微构造含油性好 ,累油高 ,含水上升慢 ;负向微构造含油性差 ,累油低 ,含水上升快 .最终确定了有利的剩余油分布地区 ,包括正向微构造和断层夹持形成的微构造等 ,并为埕岛油田下步挖潜指出了方向     

渤海XX油田高含水期综合治理

xx油田为渤海典型的小蜜蜂边际油田,储量规模小,无修井,属于自产自销式采油平台。油田受限于平台处理能力及井槽数量不足,导致油田产量无法得到释放,储量动用程度低。xx油田目前已进入中高含水期,含水率持续上升,同时受平台液量处理能力限制,无法靠提液稳产,面临综合含水持续走高,产量递减的难题。对高含水油井实施开关层、提限液结合优化采油速度等措施,有效降低油井含水,取得明显增油量;引入新工艺,进一步提高储量动用程度;动态分析结合测试资料,科学指导提液及调整井方案优化。通过高含水期的综合治理,取得较高的投入产出比,最大限度提高了采油速度,加快成本回收,减缓含水上升率、自然递减率。     

宋芳屯油田开发效果主控因素及预警体系研究

宋芳屯油田开发效果主要受地质和开发两方面因素制约.针对油田开发主控因素,选取月均递减幅度和含水上升率两项指标建立区块开发效果预警体系,该体系能比较敏感的反映区块开发效果月度变化过程,且对全年开发效果有一定指导性作用,具有很强的实际应用价值.