哈南油田阿尔善组油藏剩余油分布规律及开发对策

哈南油田阿尔善组油藏是一断层发育、构造复杂破碎的多层油藏,其油藏流体类型属于黑油．该油藏 １９８９ 年 ６ 月正式投入早期注水开发,经历了三次大的调整（层系细分） 和不断加密、完善井网,至 １９９７ 年 １２ 月,基本形成了四套较完善的独立井网注采四套层系的局面,综合含水率已达 ６４％ ,而采出程度仅为 １６％ ,稳产难度越来越大．针对这种局面,利用三维三相黑油模型对哈南油田阿尔善组油藏８ 年半（到１９９７ 年１２ 月底）的开发历史分断块进行了精细历史拟合,纵向上深入到了小层,得到了 ４０ 个小层的剩余油分布规律及其影响因素,并在此基础上分层系提出了进一步挖潜的调整对策．     

阿尔善组油藏余油精细描述及稳油控水效果

哈南油田阿尔善组油藏是一断层发育，构造复杂破碎的多层油藏，其油藏流体型属于黑油。该油藏1989年6月正式投入早期注水开发，经历了3次大的调整（层系细分）和不断加密，完善井网，至1997年12月，基本形成了4套较完善的独立井网注采4套层系的局面，综合含水率已达64％，而采出程度仅为16％，稳产难度越来越大，针对这种局面，利用三维二相黑油模型对哈南油田阿尔善组油藏的开发历史，分断块分层系进行了精细历史拟合，纵向上深入到了小层，得到了40个小层的剩余油分布规律，分析了其影响因素，并在此基础上分层系提出了进一步挖潜的稳油控水调整措施，据此加密了3口油井，效果良好。     

不同类型油藏的分类治理与分类开发——以东辛油田为例

东辛油田有各种油藏五大类十余种，经过三十余年的开发，采油难度与日俱增．本较为系统地论述了不同类型油藏的地质特点，尤其是剩余油的分布特点．并根据不同油藏的剩余油分布特点，应用水平井技术、细分层开采技术、完善井网技术、不稳定注水等四大开发技术分类进行治理，使油藏的各项开发指标都有明显的好转，有效地改善了油藏开发放果，取得了明显的社会经济效益．     

阿尔善组油藏剩余油精细描述及稳油控水效果

哈南油田阿尔善组油藏是一断层发育、构造复杂破碎的多层油藏 ,其油藏流体类型属于黑油 .该油藏 1 989年 6月正式投入早期注水开发 ,经历了 3次大的调整 (层系细分 )和不断加密、完善井网 ,至 1 997年 1 2月 ,基本形成了 4套较完善的独立井网注采 4套层系的局面 ,综合含水率已达6 4 % ,而采出程度仅为 1 6 % ,稳产难度越来越大 .针对这种局面 ,利用三维三相黑油模型对哈南油田阿尔善组油藏的开发历史 ,分断块分层系进行了精细历史拟合 ,纵向上深入到了小层 ,得到了 40个小层的剩余油分布规律 ;分析了其影响因素 ,并在此基础上分层系提出了进一步挖潜的稳油控水调整措施 ,据此加密了 3口油井 ,效果良好 .     

辫状河流沉积油藏注聚初期调整方法及效果

针对孤岛油田中一区 Ng5 - 6砂质辫状河沉积油藏 ,注采对应程度较低 ,平面矛盾突出 ,在注聚初期表现出了与曲流河沉积油藏不同的动态特点 ,在深化油藏地质特征认识的基础上 ,分析了注聚初期油藏动态变化特征 ,采取了完善井网、水井调剖、调整产液结构等措施 ,取得了良好的开发效果 ,2 0 0 1年累计增油 2 .2× 1 0 4 t     

断块油藏水平井与直井组合井网渗流解析解及其应用

通过坐标转换,将渗透率各向异性断块油藏转换为等价的各向同性断块油藏,分析水平井与直井组合井网及断层边界的变化;基于保角变换方法计算断块油藏水平井和直井组合井网势的分布,并研究组合井网在地层中的流线分布;建立渗透率各向异性断块油藏水平井与直井组合井网的产能计算公式.结果表明:断块油藏部署水平井与直井组合井网时,主流线与水平井的交点位于水平井两端点之间,并随水平井距断层距离的减小而向水平井中心点靠近;组合井网产能公式计算误差小于常用的水平井产能计算公式的,与实际生产数据吻合较好.     

各向异性油藏中五点井网的变形作用

针对各向异性油藏中水驱开发的研究主要集中于各向异性方向垂直或平行于井网单元中任意两口井的连线方向等特殊的情形,而对于其他布井方向的研究相对缺乏的这种情况,采用坐标变换方法将各向异性油藏转化为各向同性油藏,然后利用流线方法计算正五点井网的开发指标,分析了各向异性程度和方向对水驱开发效果的影响。结果表明,在各向异性油藏中,各向异性程度越大,井网的变形程度也越大;当井网单元中任意两口井的连线与渗透率主轴方向既不平行又不垂直时,井网开发效果对各向异性程度的变化反应十分敏感,井网单元可能会发生的破坏和重组现象,这种破坏和重组现象是各向异性方向和大小两者共同作用的结果,从而造成了井网开发效果的不确定性。为了有效避免可能发生的井网的破坏和重组现象,布井时最好选择注水井生产井方向或者注水井注水井方向平行或者垂直于渗透率主轴方向。     

双河油田Ⅵ油组剩余油分布及井网综合调整研究

针对双河Ⅵ油组地下剩余油分布零散、开采对象由主力油层转向非主力油层或小油砂体、现生产井网不完善、依靠单项措施难以改善单元整体开发效果的特点,在油藏精细描述、剩余油分布研究的基础上,对目前井网进行了全面分析,提出井网细分重组动态组合单元的调整思路.根据Ⅵ油组五类油砂体空间展布、叠合状况,结合储层物性、动用状况与井网现状等,细分重组为3套动态组合单元,分单元进行井网完善,提高水驱采收率1.61个百分点,对稀油老油田开发后期井网的综合调整具有一定的指导意义.     

低渗透油藏有效驱动体系和井网加密作用分析

本文根据低渗透油藏非达西渗流理论,在对低渗透油藏储层各向异性分析基础上,评价了低渗透油藏井网的适应性和井网加密作用与效果.指出对于低渗透油藏实施井网加密可以有效的降低渗流阻力、增加有效驱动能力和有效驱动程度,提高油藏采油速度和采收率,达到改善油藏开发效果和提高经济效益的目的.     

含裂缝低渗透油藏井网调整平面波及效率研究

合理部署注水开发井网以及研究低渗透油藏的水驱油渗流规律是经济有效地开发低渗透油藏的前提条件。通过对物理模拟结果的灰度处理,对比正方形反九点井网和菱形反九点井网的平面波及效率,优选出适用于含裂缝低渗透油藏开发的基础井网。通过对比正方形反九点井网与菱形反九点井网,发现:含裂缝低渗透砂岩油藏中,菱形反九点面积井网能有效扩大平行于裂缝方向的注采井距,缩小垂直于裂缝方向的注采井距,可有效改善平面上各油井的均匀受效程度,延缓角井水淹时间。开发后期,角井含水较高,基础井网不能满足开发需要时须适时进行加密转注调整。通过对比三种加密调整方式的面积波及系数,优选出适合含裂缝低渗透油藏的加密调整方案,有效指导含裂缝低渗透油藏的开发。     

各向异性油藏菱形反九点井网合理井排距研究

油藏的各向异性对油田开发过程中的井网布置和油井产能具有重要影响,常规规则井网不能很好地适应各向异性油藏,渗透率主方向油井见水时间短,而渗透率侧方向储层水驱效果不佳或油井未见效。为解决该问题,突破传统的常规规则井网形式,根据水驱油的流管法原理和物质平衡方程,构建平面各向异性油藏菱形反九点井网。当边井和角井见水时间相等时,各向异性油藏可以达到均衡驱替的效果。根据各向异性油藏的基本特征,建立了各向异性油藏菱形反九点井网合理注采单元几何参数的定量计算公式,并通过实例对所建立公式进行了验证。在各向异性油藏中,短轴角井井距随着长轴角井井距的增加而增加,随各向异性系数的增加而迅速降低,在各向异性系数为10时,短轴角井井距的减小趋于平缓。新的菱形反九点井网提高了油藏的采出程度和注入水的波及效率,为平面各向异性油藏构建合理的九点井网提供了理论依据。     

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.     

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。     

基于油藏流场强度的井网优化方法研究

受地质情况、井网条件、流体物性影响,在注水开发油藏中的某些部位会出现以注入水快速突破、注入水无效 循环等为特征的不均衡驱替。对于非均质油藏,为了实现相对较高的均衡驱替,获得更高的原油采收率,布井时必须 充分考虑储层的非均质性进行井网优化设计。通过分析,选取油藏流场强度变异系数最小作为优化目标,建立了井网 优化数学模型,使用遗传算法求解数学模型,获取与储层非均质匹配的最优井网。油藏实例进行的分析结果表明,用 优化后的井网进行生产,水驱状况得到改善,提高了采收率。     

缝洞型油藏气驱动态空间结构井网构建方法

塔河缝洞型油藏注气开发取得了较好的增油效果,但不同气驱井组增油效果差异大,现场亟需气驱井网构建技术以指导现场注气,提高注气受效井组比例。但缝洞型油藏气驱井网如何构建、评价,目前尚没有公开报道。基于不同岩溶背景实际井网分析及注气波及规律的认识,明确了缝洞型油藏气驱动态立体空间结构井网构建原则。将气驱井网影响因素分为基础地质条件主控因素和气驱井网优劣主控因素,利用主成分分析法,明确了3大岩溶背景基础地质条件主控因素及评价方法,提出气驱控制程度、气驱动用程度、气驱动用储量、平面均衡驱替程度、纵向均衡驱替程度和注采层位交错程度等6大气驱井网优劣评价指标,基于6大因素对提高采出程度的影响,建立了气驱井网优劣评价方法及标准。考虑现场实际,提出气窜井组动态调整方法,并形成了缝洞型油藏气驱动态立体空间结构井网构建方法及流程。气驱井网构建方法应用于W-1实际气驱井组,该井组累计增油达6×10⁴t,方气换油率达0.6 t,验证了该方法的可行性。     

超低渗油藏超前注水井网适应性研究

B153区长63油藏属超低渗油藏,单井产量低、产量递减速度快、稳产困难,目前采用超前注水的开发方式,但是效果不明显,单井产量并未明显提高。利用油藏工程与数值模拟方法,结合该区目前采用的井排距组合及井网类型,分析了超前注水开发效果不理想的原因。认为:目前井距过大,注入水只起到稳压并未起到驱油的作用,应适当加密调整;计算得到其合理井距为258 m,排距为152 m;井网类型建议初期选择方形反九点井网,后期调整为五点井网。研究为具有类似特征的油藏能够采用合理的井网井距进行有效开发提供了借鉴。     

巨厚生物碎屑灰岩油藏大斜度井开发井网模式——以伊拉克H油田Mishrif油藏为例

以伊拉克H油田Mishrif油藏为例,探索了大斜度井技术在井网部署中的应用。基于Besson产能公式绘制了井型选择图版,应用数值模拟方法对大斜度井长度和井型结构进行了优化设计,建立了"直井注水+大斜度井采油,注采井交错排状部署"的井网模式,形成了一套巨厚生物碎屑灰岩油藏开发井网部署技术。结果表明:采用斜井段开采Mishrif油藏上部低渗层、水平段开采下部高渗层可以充分发挥井型优势,实现不同物性储集层均衡开采;大斜度井最优长度在940 m左右,斜井段与水平段长度的分配比例在2∶1左右;井网调整过程中应规避和有效利用隔夹层。     

超前注水区块非线性渗流数值模拟

流体在超低渗透油藏中渗流偏离达西定律,符合非线性渗流规律,据此研制了超低渗透非线性渗流数值模拟软件。本文建立了考虑非线性弯曲段影响的渗流数学模型,并结合矿场实际和室内岩心数据建立了大45超前注水区块地质模型,然后根据此模型进行了数值模拟。结果表明,超前注水区块开发过程中压力梯度大部分位于非线性弯曲段,非线性渗流区域占据主导地位;现有井网条件下,超前注水区块剩余油饱和度高,储层大部分区域水驱未能波及,储层动用效果较差,没有建立有效的驱动压力体系;对现有井网的预测表明,现有井网适应性较差,需要通过井网调整或加密措施进一步完善井网系统。通过对不同开发方案的优选,认为角井直接转注为最优方案。     

辛1断块沙二砂层组油藏数值模拟研究

针对东辛油田辛1沙二砂层组油藏储层层间、层内非均质性严重,开采不均衡;井况差,井网完善程度低;地层能量低,压降大等情况,依据油藏类型和渗透机理建立了该油藏数值模型,在精细油藏描述的基础上,通过对开发动态进行历史拟合,分析了剩余油的分布特征及其控制因素,提出了合理的调整方案,为高效开发该油田提供了技术支持和决策依据.     

H31断块东二段水淹特征及剩余油分布研究

综合评价了海外河油田H31断块东二段注水开发油藏的水淹特征和剩余油分布规律。该油藏水淹特征在平面上受沉积环境和注采系统的影响，在纵向上受油层非均质程度的控制；剩余油分布与储层沉积相带、岩性、物性、非均质性以及注采系统、井网完善程度和注采强度等因素有关，按剩余油饱和度和可动油饱和度等指标评价，可将剩余油的分布展现在平面上。并采取相应的调整措施，达到改善其开发效果的目的。