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。     

平面非均质性对剩余油分布规律的影响研究

为了明确储层平面非均质性对剩余油分布规律的影响,运用人造物理模型制作技术制作了三维物理模型,并用恒速法对不同的三维平面非均质模型进行水驱油试验。实验发现:注入井位于垂直沉积相带的驱油效果优于注入井位于沿沉积相带;注入井位于中低渗层时调整井网增产效果明显;井网垂直沉积相带低注高采总注入PV数比其他方案少,且采出程度最高。测定不同时刻电极的电阻率,利用双狐软件画出不同平面非均质模型剩余油分布情况。测定结果表明,平行沉积相带布井方式,注入井布于高、中渗层时,水驱剩余油主要分布在低渗带处;注入井布于低渗层时,剩余油富集在注入井对角处。垂直沉积相带布井方式,注入井位于低渗时,剩余油分布较均匀,无明显的剩余油富集区,模型全部波及。注入井位于高渗时,剩余油主要分布在低渗相带,是剩余油进一步挖潜的主要目标。     

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。     

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。     

复杂小断块油藏水平井井网开发效果研究

针对复杂小断块油藏地质构造、流体性质、油水系统等特点,通过分析研究水平井与直井夹角、渗透率、有效厚度、水平井段长度、油水粘度比、直井完井井段等因素与注采井距的关系,研究不同条件下直井注水、水平井采油和直井采油、水平井注水2种组合井网的开发规律,找到合理的井网组合形式。研究证明,油藏的采出程度随着渗透率的增加、水平井段的增长、油水粘度比的减小而不断提高,有效厚度对采出程度影响不大。采用直井注水、水平井采油的组合井网可以更充分地发挥直井和水平井的双重优势,极大地提高复杂小断块油藏的采收率。     

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。     

平面非均质性对聚驱及二元驱驱油效果的影响研究

平面非均质性直接影响面积波及系数,从而间接影响油田采收率。进行平面非均质性对驱油效果的实验研究,找出其影响规律,对搞清油田剩余油的分布、采取合理性措施、提高油田采收率显得十分必要。根据陆上某油田地质油藏特征,制作内置微电极物理模型,设计了注入井平行渗透率条带、垂直渗透率条带等七种井网模式进行聚驱及二元驱实验;研究注入井位于低、中、高渗透率聚驱及二元驱的驱替差异,明确平面非均质性对聚驱及二元驱驱油效果的影响。研究结果表明:聚驱效果好的方案,二元驱结束时效果也好,最终采收率也较高。其中注采井与沉积相带成90°角且注入井位于高渗带时二元驱最终采收率最高;注采井与沉积相带平行且注入井位于中、高渗带时低渗带剩余油较多;注采井与沉积相带成45°角时低渗带剩余油较多;注采井与沉积相带成90°角时,无明显的剩余油富集区;无论何种布井方式,位于注入端的沉积相带的驱油效率均比远离注入端的沉积相带高,至二元驱结束时,近注入井地带剩余油基本全部被驱替出来。     

太平边底水稠油油藏高效调整技术

针对太平油田边底水稠油油藏直井开发含水上升快、储量动用程度低、采收率低的问题,为了改善开发效果,提高储量动用程度和采收率,开展了边底水稠油油藏水平井整体调整技术研究,初步形成了边底水稠油油藏剩余油分布规律研究、隔夹层研究、水平井技术等水平井整体调整配套技术,在太平油田应用后取得好效果,对太平油田边底水稠油油藏及同类油藏的开发具有较好的指导和借鉴意义。     

特低渗透裂缝性油藏超前注水井网评价方法

大庆油田外围某特低渗透试验区天然裂缝发育,微裂缝一方面可以增大油、水渗流能力,另一方面会加剧注入水窜流,认清裂缝发育特低渗透油藏超前注水的水平井井网部署对开发效果的影响是很有必要的。考虑特低渗透油藏非线性渗流规律,对微裂缝采用等效渗流介质理论,运用室内岩心分析数据和数值模拟的方法,探讨了超前注水水平井井网部署。根据井网与微裂缝匹配关系,建立12套模拟模型。通过分析各方案采出程度与含水率关系、地层压力保持水平和压力梯度场分布,明确了各方案的开发效果和适应性。分析结果表明水平井井筒垂直于最大主应力方向井网开发效果好。七点水平井网开发效果好,应优化井距以驱动注水井间的原油。九点井网见水快,应合理设计注水井位置,避免过早见水。水平井五点井网不适用于该地区。     

特低渗透油藏压裂水平井新型布井方式研究

考虑长庆油田特低渗油藏地貌特征和储层各向异性,提出了一种压裂水平井新型布井方式。从钻井和油藏两个角度论证新型布井的可行性。丛式井技术可确保压裂水平井新型布井的顺利实施。利用油藏数值模拟方法,分别从单井产能、阶段采出程度、含水率、波及面积等方面评价了压裂水平井新型布井在交错、菱形和矩形井网中的开发效果。研究表明,新型布井与常规布井在交错井网中具有相同的开发效果;菱形和矩形井网中,新型布井可以提高阶段采出程度、单井产能和相对波及面积,降低相同采出程度对应的含水率。新型布井在菱形井网（矩形井网）30 a 的相对波及面积和采出程度分别提高6.00%（10.00%）和0.96%（1.60%）,含水率95% 的采出程度提高1.05%（1.50%）     

平行水平井网水驱剩余油分布规律实验研究

海洋油田狭窄的开发环境与高开发成本,促进了水平井开发方式在海上油田注水开发中广泛应用.针对中国海上油田储层多为三角洲碎屑岩沉积,储层非均质性强,目前采用平行水平井网注水开发效果欠佳,大量剩余油存在的实际情况,采用水驱油物理模拟实验方法,研究了驱替速度和储层非均质性对平行水平井网水驱剩余油分布规律的影响.实验结果表明,均...     

水平井、直井联合开发压力场及流线分布研究

针对目前大庆长垣外围低产低效水平井比例较高，亟待开展水平井井组剩余油分布特征规律研究等问题，开展了水平井、直井联合开发注采井网流线和压力分布特征研究。应用源汇理论及压力叠加原理，建立直井、水平井、压裂水平井以及直井与水平井联合开发压力场模型，采用Euler方法对模型进行了求解，模拟了二注、三注和四注3种井网形式的压力场和流线分布。研究表明，不同完井方式水平井组压力场和流线分布特征主要规律一致；水井位于正对水平井的边井位置处，水井与水平井之间易形成线性推进；水井位于非正对水平井的角井位置处，不易形成线性推进，形成大面积的低压力区域；压裂水平井特别之处在于，水井非正对水平井时外侧裂缝压力梯度场大于内侧裂缝。通过与实际井组数值模拟研究的剩余油结果对比，进一步验证了研究结论的准确性，最终达到指导水平井组剩余油分布特征研究及开发调整的目的。     

水平井挖掘正韵律厚油层潜力影响因素分析

用整装油藏资料建立了正韵律厚油层的概念模型,对水平井挖掘厚油层潜力的影响因素和技术参数界限进行了分析。研究结果表明,为提高油藏采收率,水平井注采井组中注水直井在上部注水效果较好;地层垂向渗透率应保持一个最佳值;无因次隔层面积最好大于6.9。采用水平井挖潜,无因次水平段长度应大于0.25;剩余油富集地层厚度应大于4.3m;厚油层整体含水率应低于95%;生产压差和产液速度应保持合理水平。     

鄂尔多斯盆地长8层致密砂岩平板注水实验

为了探索致密砂岩油藏有效注水开发方式,采用鄂尔多斯盆地长8层露头岩心分别制作长宽高为40cm、40cm、5cm的平板模型6个,通过平板实验研究了周期注水、水平井同井异步注采、水平井异井异步注采对油水分布、压力分布、最终采出程度的影响。结果表明,周期注水平板初期注水流线向采出端均匀推进,形成扇形水驱前缘,在裂缝处形成窜流,注水半周期越长,裂缝水窜越明显,适当缩短注水半周期有利于提高采出程度。水平井同井异步注采实验由于裂缝间距小,注入水易水窜,剩余油呈块状富集在靠近采出端边角及平板中下部,水驱范围窄,最终采收率低。水平井异井异步注采实验注入水由注水缝向同井相邻的采油缝以及对面的采油缝同时流动,以相对缝间流动为主;水平井异井异步裂缝正对注采实验剩余油呈条状富集在靠近生产井边角处及平板中部,水平井异井异步裂缝错开注采实验剩余油呈折线状富集在靠近生采出端边角处及平板中部,二者水驱范围均较广,注采裂缝相互错开有效避免了过早水淹,提高了采出程度     

A井区梧桐沟组稠油油藏水平井体积压裂开发论证

A井区梧桐沟组稠油油藏具有埋藏深、中孔、低渗等特点,地层原油具有高黏度、高密度、中等含蜡量等特点,属于难动用储量。由于原油流度低,渗流困难,导致单井自然产能低,衰竭式或注水开发适应性差;由于油藏埋藏深度大,导致热采措施中井筒热损严重,经济效益差。为了改善本区开发效果,在中国类似稠油油藏压裂经验的基础上,结合该区前期直井压裂效果分析,论证了采用水平井体积压裂开发本区的必要性及可行性,采用了有限元压裂数值模拟技术优化了压裂规模、裂缝导流能力等参数,选取典型井组预测水平井体积压裂实际开发效果,单井衰竭开采15 a,累产油达23 031 t。     

水平井在姬塬油田铁平7井区的应用效果研究

鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西南部的铁平7井区油藏属于典型的底水发育的低渗透岩性—构造油藏,油藏具有油层厚度较薄,物性较差,单井产能较低的特点.通过对水平井与直井的应用效果分析对比后得出:水平井可以解决边底水突进过快的问题,并可增大泄油面积,提高单井产量,从而显著提高低渗透油藏产能,增加经济效益.     

底水稠油油藏单井条件下隔夹层参数研究

开发底水稠油油藏的主要问题在于底水的脊进,利用水平井开采可以有效地缓解这一开发矛盾。同时,隔夹层的存在能够大大减缓底水上升,提高采出程度,改善开发效果。讨论了单井条件下,隔夹层参数变化对开发效果的影响。影响开发效果的隔夹层因素较多,根据调研,并考虑到典型性和可行性,选取无因次隔夹层面积、无因次隔夹层垂向位置、隔夹层渗透率这3个参数进行隔夹层对开发效果影响的研究。基于渤海A油藏实际参数建立了含隔夹层的底水稠油油藏数值模型,通过油藏工程方法对采出程度曲线、含水上升曲线、流线模型场图和饱和度场图进行了分析,研究了单因素对开发效果的影响：无因次隔夹层面积越大,开发效果越好;隔夹层越靠近油水界面,开发效果越好;夹层渗透率较小时,开发效果优于隔层。在单因素影响分析的基础上,进行了正交实验,分析了多因素之间的影响,确定了3个参数的影响程度排序：由大到小依次为无因次隔夹层面积、无因次隔夹层垂向位置和隔夹层渗透率。