致密油藏分段压裂水平井注二氧化碳蓄能吞吐方式

随着油田勘探开发程度不断加深,水平井初期产油量低且递减快、地层能量补充不足等问题严重的影响了油田的后续开发。本文通过油藏数值模拟技术,建立概念模型和实际模型,对致密油藏水平井注二氧化碳展开针对性研究,优化能量补充方式,选择合理的生产参数,明确致密油层水平井开发技术对策。结果表明,相同储层条件下,平注平采较直注平采的开发方式可以有效补充地层能量,而二氧化碳吞吐开发方式更合适在渗透率在0.2~0.3mD以下的储层。就研究区块而言,优选其开发方式适合于注二氧化碳吞吐,同时,相较于每吞吐轮次等量注入二氧化碳的方案,逐步提高每吞吐轮次的二氧化碳注入量的方案可以更为有效补充地层能量,使每个吞吐周期产出更多的油,随着吞吐周期的增加,开发效果愈加明显。     

庆城页岩油后期补能注伴生气吞吐注采参数优化

页岩油的开发缓解了中国石油能源供应紧张的局势,是未来重要的接替资源。长7页岩油开发方式以天然能量为主,随着开发的进行存在产量递减快、采收率低等问题;长期天然能量开发地层能量亏空较大,亟须补充地层能量实现二次有效开发。针对以上问题,为探索有效补充能量、提高采收率方式,基于长庆某页岩油区块,开展室内实验对比不同种类气体与原油体系性质差异,并利用油藏数值模拟手段,建立矿场尺度数值模拟模型,优化伴生气吞吐补能技术政策。优化参数为注气量90×10⁴ m³、注入速度3×10⁴ m³/d、焖井时间20 d、吞吐轮次10轮。在整体统一优化的基础上,针对补能效果较差的井进行个性化注气量优化设计,单井注气量增大至150×10⁴ m³,保障所有吞吐井整体能量补充水平一致,进一步提升了注气吞吐增油效果,注气吞吐较衰竭开发累产油量可提高33%。研究探索了页岩油后期有效补能提采方式,研究成果为长庆页岩油实现注伴生气吞吐有效开发提供了理论依据。     

姬黄37区提高单井产量对策研究

姬黄37区长6油藏属于低孔、低渗、低产的油藏,针对其开发过程中出现的含水上升快、高含水油井增多、单井产量递减严重的情况,从地质、开发两方面分析产生的原因有储层物性差、非均质性强、注水时机不当、单砂层注采关系不完善、个别井区注入水单向突进严重及地层堵塞等,对此提出针对性的治理措施有压裂改变渗流方式、超前注水增加地层能量、精细注水改善水驱、化学堵水治理裂缝、改善注水水质防止污染、化堵调剖进行解堵等,达到了降低产量递减的目的.措施井平均单井日增油达1.35 t.     

园峁湾项目区注水调整治理研究

通过开展基础地质研究、精细划分注采小层、完善注采井网等措施,提高注入水波及体积,整体提升地层压力,提高水驱控制程度和水驱动用程度.同时,在地层能量恢复区域对低产、低效井和停躺井进行恢复改造,从而提高单井产量和最终采收率.研究结果对该区块注水优化及同类储层具有一定实际意义.     

胜坨油田坨28块东二段砂岩岩石学特征

胜坨油田坨28块东二段一直采用天然能量开采,产量递减快,但采出程度不到15%,因此,正在转注水开发补充地层能量,提高单井产能,以提高储量动用率和采出程度。在岩心精细描述的基础上,应用薄片分析、扫面电镜分析、X衍射粘土矿物分析等室内分析方法,对坨28块东二段砂岩岩石学特征进行了较系统的研究,论证该块敏感性成因,为后期注水开发提供一定技术支撑。     

大庆长垣外围油田规划编制中产量预测方法

确定规划期的总产量和产量构成是油田开发规划的最主要工作。目前国内从事油田开发规划方面研究的单位积累了一定的经验,但是以产量规模作为主要的规划指标时,指标预测的准确性与可操作性有待提高,规划编制的科学性和自动化程度有待加强。本文根据油田开发实际情况和规划安排需要,可以将产量构成划分为三大部分:一是开发时间较早,目前已经出现较长时间递减的区块或井,采用Arps递减曲线法;二是开发时间较短,目前刚进入递减或即将递减的区块或井,采用分类多元回归方法;三是新投产区块产量预测,采用"五率"配产方法。从而为外围低渗透油田开发规划方案的编制提供科学依据。     

影响无能量补充井采收率的因素分析及对策

影响无能量补充井采收率的主要因素包括流体性质、油气相渗、地层能量、井位和渗透率等 .运用正交试验法对各种因素进行了敏感性分析 ,并以此为依据 ,结合无能量补充井的开采特征 ,提出了提高其采收率的几项措施     

低渗透油田强化注水压力界限研究

低渗透油藏开发的难点就是注水不足,地层能量得不到有效补充,油井产量下降迅速。提高注水压力是解决此问题的最直接的办法,但不可能无限制地提高注水压力,还应该充分考虑地层、套管、地面设备的承受能力,因此有必要开展强化注水压力界限的研究。本文针对低渗透油田的地质特点,提出了合理注水压力的确定原则;依据材料力学理论,建立了套管承压能力计算数学模型,结合压裂施工参数,研究了油层破裂压力的计算方法,针对朝阳沟油田某区块的具体情况,确定了强化注水压力界限。     

鄂尔多斯盆地长7致密油水平井体积压裂开发效果评价及认识

鄂尔多斯盆地长7致密油水平井衰竭式开发产量递减变化规律可分为3个阶段:一是初期稳产阶段,主要受人工裂缝周围体积压裂未返排液补充能量的影响;二是递减较快阶段,由压裂未返排液能量补充向溶解气驱的转化过程;三是稳定递减阶段,主要受溶解气驱的控制,基本符合双曲递减规律。在这些基本规律认识的基础上,结合现场开发试验效果评价,确定合理的水平井体积压裂衰竭式开发关键技术参数:井距500~600 m,人工裂缝段间距90 m;排量10~12 m3/min,单段入地液量和加砂量分别约为1 100和100 m3;生产流压在初期稳产阶段略大于饱和压力,递减较快阶段略低于饱和压力,稳定递减阶段保持不低于饱和压力的2/3;致密油示范区水平井初期单井产量达到周围定向井的8~10倍;年累积产量达到同样面积直井的1.4~1.8倍,取得了较好的实施效果。     

ZPS-2型水井调剖剂的现场应用及效果分析

ZPS-2型调剖剂是通过调整其组分来适应文东油田不同的孔喉半径,使其进入地层,并停留在孔隙中,以增强堵水效果,从而控制了含水上升。这种调剖剂配制方便,常温下地面粘度小易泵送,地层条件下经交联后封堵强度高、抗盐、耐高温性能好,有效时间长。现场应用表明,化学调剖后,注水井注水剖面得到了改善,连通油井明显受效;区块化学调剖表明,注水井的吸水层数和厚度增加,减缓了区块产量递减速度和含水上升速度,实现了区块开采效果的改善。     

用数值模拟方法研究气井产量递减

运用数值模拟软件的单井模拟器,建立了异常高压气藏气井和正常压力气藏气井产量递减的单井模型,得到了异常高压气藏气井和正常压力气藏气井的产量递减数据。根据这些产量递减数据,由两种产量递减自动拟合模型分别计算了异常高压气藏气井和正常压力气藏气井的产量递减参数、地层物性参数(k_gh、k_g/Φ)及地质储量。为了提高计算精度,采用根据拟稳态的产量递减数据(去掉不稳定的递减数据)来反求地层参数和地质储量,并根据自动拟合模型的检验标准对计算结果进行了检验。结果表明,由两种产量递减自动拟合模型计算的产量递减参数和地质储量与数值模拟的计算结果非常吻合,再次证明了这两种产量递减模型的适用性。     

塔里木油田缝洞型碳酸盐岩油藏开发特征

探讨塔里木盆地碳酸盐岩缝洞型油藏的开发动态特征.通过储层研究,储集体主要以溶蚀孔洞、裂缝为主.依据地震反射特征将地震反射类型分为深串、浅串、整体串、片状反射、杂乱反射;结合塔里木油田生产特征及地震反射特征,分析了研究区的产液能力特征、产量递减规律、含水变化及出水类型、油藏天然能量.结果表明区块的产能主要来自于深串和整体串,单井衰竭式开采产量递减快不能维持稳产;油井出水类型以缓慢型和台阶型为主,且构造位置对出水特征影响明显,暴性水淹型都处在构造边部位;整体天然能量不充足,少数井具有一定能量与含水分析结果一致.该区生产状况一般,需进一步开展研究完善开发方案.     

杏八九区西部扩边井开发效果分析

本文通过对西部扩边井的开发效果，针对控制含水上升速度和同时减缓产量递减的生产措施现状，加大措施改造力度，通过措施提高吸水厚度和低含水层的吸水强度，并及改善该区块的层间矛盾，认识到措施及细分的综合调整，是解决层间矛盾的一条根本途径。     

影响无能量补充井采收率的因素分析及对策

影响无能量补充井采收率的主要因素包括流体性质、油气相渗、地层能量、井位和渗透率等．运用正交试验法对各种因素进行了敏感性分析，并以此为依据，结合无能量补充井的开采特征，提出了提高其采收率的几项措施．     

辽河油田锦州采油厂千12块开发接替研究

针对辽河油田锦州采油厂千12块产量递减趋势逐年加大,为减缓区块产量递减,通过精细地质研究,深入挖掘大凌河油层潜力及千31块莲花油层长停井复产的潜力,并在千22块莲花油层水驱井网转变开发方式,实施周期注水与注汽交替实施的开发方式,使得千12块产量在连续10年递减的情况下终于走出低谷,实现稳产。     

盐间非砂岩油藏敏感性分析及驱油机理研究

江汉盆地潜江凹陷盐间非砂岩油气资源丰富,油藏具有单层厚度薄、纵向层数多、累积厚度大、油层连片性强、分布范围广的特点。试油试采表明,潜江凹陷盐间非砂岩油藏具有较大的增产潜力。盐间非砂岩油井普遍产量递减迅速。要适当控制开采速度,合理利用天然能量,采取有效增产措施提高最终采收率。对江汉油田王平1井区和王北115井区盐间非砂岩地层开展了水敏和气敏等储层伤害因素室内实验评价,并分别选用水和氮气作为注入介质进行岩芯驱替实验。通过对比分析敏感性实验和岩芯驱替实验结果,提出针对该盐间非砂岩油藏不同区块的合理开采方式,即王平1井区储层注水有助于改善渗流通道从而改造储层,而王北115井区存在强水敏性,适宜通过注氮气进行开采。     

精细油藏描述,优化工艺措施,有效治理长停井

本文从分析了CB12区及注水开发以来出现的问题,在开发过程中通过针对性的分析,在精细油藏描述的基础上,对油藏进行重新认识,不断调整开发措施,在地层能量得到显著恢复的基础上优化工艺措施,针对区块长停井进行了综合治理,油井治理效果显著,井区整体开发效果提高。     

苏丹P油田注水时机实验及数值模拟研究

针对大型高凝油藏地层能量变弱、含水上升快、产量递减迅速等问题,结合海外油田高产稳产及高凝固点、高含蜡和高地饱压差等特点,建立了实际地层高温高压物理模拟实验系统,采用不同渗透率的岩芯,模拟不同驱替压力对开发效果的影响,得出最佳注水时机是脱出气体尚未形成连续相之前。采用数值模拟技术优化转注时机和采油速度,提出在合理利用天然能量的前提下,地层压力下降到3.4 MPa为最佳的注水时机,合理的采油速度是2.2%。注采井组试验结果表明:适时注水可较好地保持地层能量,提高产液量,改善开发效果。     

子长采油厂长2油层递减规律研究

以子长采油厂长2开采层位的产量递减规律研究为目标,利用阿普斯(J.J.Arps)递减模型,结合产量变化规律计算得出子长采油厂长2油层1985年、1986年、1998年、1999年投产井产量递减遵循指数递减规律,同时数值模拟了长2油层自然能量开发以及注水开发的递减规律。产量递减规律的研究,为该油藏制定开发方案、油藏配产提供了一定的理论支持和科学依据。     

川西坳陷高庙子地区沙溪庙组气藏动态特征研究

川西坳陷高庙子地区沙溪庙组是典型的低渗致密砂岩气藏,该研究区地质条件复杂,储量难动用,采速低,稳产差,面临提高综合开采效益困难等问题。本文主要是对研究区气藏动态特征进行综合研究,为研究区气藏高效开发提供建设性意见。本文首先建立了生产井类型划分标准将生产井类型划分为四大类,即高效井、中高效井、中效井及低效井。结合研究区生产井采气曲线、产量递减曲线等,分井组、区块对研究区气藏动态特征进行了分析,探讨研究区气藏产量递减、含水等现象,解释不同现象的主控因素,并结合地质特征和地层能量分析等,对研究区气藏开发的动态特征进行全面综合分析。基于上述分析,对研究区气藏可采储量进行了预测,对其生产潜力进行了评价,并针对生产开发过程中存在的问题,提出相应的解决对策,为研究区下一步地高效开发提供方向及思路。