窄河道型油田注水见效时间与见效类型研究

渤海地区窄河道型油田多采用注水方式进行开发,但其注水见效程度存在较大差异。应用渗流力学理论,推导出了窄河道型油田注水见效时间公式,并应用现场实例进行了验证。结果表明与实际情况相符合。同时根据不同的注水见效特征,将窄河道型油田注水见效类型划分为三类。研究为预测窄河道型油田注水见效提供了一种重要手段。     

渤海海上窄条状油田稳油控水研究及应用

渤海海上窄条状油田含油层系为新近系明化镇组下段,为分支河道型浅水三角洲沉积,具有平面上呈窄条状分布(平均宽度300 m)、纵向叠合程度差、厚度薄、层间矛盾突出、含水上升快等特点,且国内外对该类型油田并无成熟经验可以借鉴,导致开发难度大。近年来渤海针对窄条状油田含水上升速度快的特点,开展了该类型油田稳油控水技术攻关研究:推导了窄条状油田注采井网见水时间公式,并利用均衡驱替原理对注采井组进行调整;研究了周期注水在窄条状油田中低含水期的应用,取得了较大进展。已经成功应用到了渤海海上窄条带状油田中,含水上升率明显下降,已实现累增油40万m3,取得了很好的应用效果。     

镰刀湾油田长6油藏注水开发效果分析及井网调整浅析

随着油田大发展的需要,长4＋5、长6、长8作为公司的主力油层,日益受到重视,但随着油层物性的逐渐变差,注水开发过程中微裂缝开启,油井液量低与注水不见效、裂缝型见注入水的矛盾也日益突出,本文依据镰刀湾油田长6油藏的地质特征和注水开发效果评价,分析了超低渗透储层有效驱动体系、裂缝储层水驱油特点,以提高裂缝性油层有效动用为核心,提出了线状注水及井网加密调整意见希望能够为今后的开发思路提供参考,起到抛砖引玉的作用。     

塔河缝洞型油藏单井含水变化类型定量评价

塔河油田的储集体有溶洞型、裂缝型、裂缝溶洞型、溶洞裂缝型和缝孔型,导致实际生产中经常出现油井暴性水淹、油井停喷、产量递降、压水锥无效等复杂难题。可以通过分析水驱曲线的变化来评价不同储层类型或工程措施对生产的影响情况,前人通常采用两种方法来评价油井见水快慢程度：（1）通过生产曲线形态定性地表征油井见水快慢,将油井划分为缓慢出水型、含水突发上升型和间歇出水型等;（2）简单地用两个时刻含水率之差来评价单井或井与井的含水上升速度。基于评价油井见水快慢的传统方法的缺陷,本文提出一种新型双水驱曲线来分析油井动态生产情况,并用一种新的评价指标水油比（拟合直线斜率k）来定量评价油井见水快慢,并最终对塔河四区S48 单元井的含水变化进行了系统分类。     

碳酸盐岩缝洞型油藏产水机理及控水措施研究

塔河油田4区奥陶系油藏是典型的复杂碳酸盐岩油藏。油藏开发进入高含水之后,油井产液量急剧降低,油井出水问题已经成为该油田开发的突出问题,严重制约着油田采收率。以塔河油田4区主力缝洞单元S65与S48为研究对象,在归纳出缓慢出水型、突发上升型、间歇出水型等3种产水类型油井基础上,利用地震、钻井、测井等资料,结合生产动态特征进一步分析3种类型油井的产水机理。据此提出合理、有效的控水措施:缓慢出水型油井在单元低部位注水保持能量;突发上升型油井应考虑堵水、上返高部位侧钻;间歇出水型油井考虑关井压锥,堵水控制水窜范围和规模。措施效果明显,可指导该类油藏高效开发。     

强边底水油藏水驱开发效果评价

针对目前水驱开发评价方法主要是评价油田整体开发效果,很难对具体注水井的注水效率进行评价,以及强边底水油藏中油井产水的主要来源等问题。基于井间油水动态的连通性计算模型,结合油田地质参数和实际生产数据进行自动历史拟合。示踪剂分析验证了该模型具有很好的可靠性。采用该模型计算注水井注水劈分系数,确定注采优势通道以及注水井驱油效率。该模型同时也可以计算注水井和边底水对油井产油产水贡献百分比。实例油田应用表明,该模型可靠性很好,与示踪剂测试结果吻合,计算结果能很好地评价注水井的注水效率。     

低渗透油田反九点井网面积波及效率影响研究

根据低渗透油藏面积注水开发的特点,在流管模型的基础上,推导出了考虑启动压力梯度的反九点井网面积波及效率和油井见水时间计算公式,解决了低速非达西渗流不同于达西渗流的面积波及效率理论计算问题。研究表明,低渗透油田反九点井网中角井和边井的见水时间和面积波及效率不同,需要对边井和角井采取不同的工作制度以调节水驱均匀程度。为低渗透油藏反九点井网的开发设计和评价提供了理论依据。     

致密油藏注水井体积压裂改善注水开发效果技术探讨*

鄂尔多斯盆地致密油藏的开发还处于试验阶段,由于储集层致密,启动压力梯度高,常规注水开发压力传递较慢,有效驱替系统难以建立,加之存在裂缝等优势渗流通道,整体表现出注水不见效,见效即见水的水驱矛盾。应用水驱前缘和示踪剂监测资料,研究了致密油藏开发中的见水特征及原因。改变了以往只在油井压裂开发的经验,优选了一个注水井组,进行注水井体积压裂试验,观察人工压裂后的规律。An83区长7致密油藏,油井为多方向见水,原因是早期地质运行过程中形成的多期裂缝相互叠加,注水井经过体积压裂后,人工裂缝取代天然裂缝成为主要渗流通道,改变了水驱方向,水驱效果得到改善,对油田调整挖潜有重要的指导作用。     

改进的低渗透带隔板底水油藏油井见水时间的预报式

底水油藏开发面临的核心问题是底水的锥进,准确的预测底水油藏油井的见水时间至关重要,它可为合理地制定油藏的开发方案提供依据。基于底水锥进和低渗透非达西渗流原理,考虑隔板下部底水锥进的垂向渗流方式和沿隔板的径向渗流方式,推导出低渗透带隔板的底水油藏油井见水时间的预测公式。对于低渗透带隔板的底水油藏,由于考虑了启动压力梯度和应力敏感等因素的影响,计算出的油井见水时间要比不考虑以上因素的值大。经鄂尔多斯盆地某油井的实际计算,预测的见水时间与实际见水时间较接近。该公式为准确预测此类油井的见水时间提供了借鉴和指导意义。     

致密油藏注水井体积压裂改善注水开发效果技术

鄂尔多斯盆地致密油藏的开发还处于试验阶段,由于储集层致密,启动压力梯度高,常规注水开发压力传递慢,有效驱替系统难以建立,加之存在裂缝等优势渗流通道,整体表现出注水不见效,见效即见水的水驱矛盾。应用水驱前缘和示踪剂监测资料,研究了致密油藏开发过程中的见水特征及原因。改变了以往只在油井压裂开发的经验,优选了一个注水井组,进行注水井体积压裂试验,观察人工压裂后的生产变化。An83区长7致密油藏,油井为多方向见水,原因是早期地质运行过程中形成的多期裂缝相互叠加,注水井经过体积压裂后,人工裂缝取代天然裂缝成为主要渗流通道,改变了水驱方向,水驱效果得到改善,对油田调整挖潜有重要的指导作用。     

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.     

碳酸盐岩油藏携砂调剖工艺技术研究与应用

塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏经多轮次周期注水后,井间形成优势水流通道,注入水突破现象日益突出,注水效率逐年降低。针对注水突破技术难题,高温（140 ℃）高矿化度（24×104 mg/L）作业环境,开展调剖体系室内实验研究,优选增稠药剂、分选地表砂,并建立调剖模型、耐冲刷定性分析模型,形成增稠液携砂调剖体系及“细目陶粒+ 塔河砂+ 覆膜砂”三段塞调剖工艺技术。增稠液携砂调剖工艺技术现场试验取得了较好的调剖效果,对今后塔河油田碳酸盐岩调剖有一定的指导意义。     

井震联合窄小河道砂体预测方法研究

为了充分挖潜窄小河道砂体剩余油,以大庆油田北二西为例,在精细等时地层格架建立的基础上,用波形聚类、相干体、分频、属性分析等地震预测技术对窄小河道砂体预测适应性进行了分析。通过分析发现,不同技术对窄小河道砂体边界识别程度是不同的,波形聚类可以大致判断河流方向,对于窄小河道边界识别不明显;相干体对于窄小河道边界的识别好于波形聚类;分频可以清楚地看到窄小河道砂体边界细微变化。通过对RMS 属性分析,建立了薄互层砂体预测厚度与砂体实际厚度的关系,并利用后验井进行了验证。对于厚度>2 m 的砂体,预测精度高,对于厚度为12 m 的砂体,在预测相对误差<35% 时,预测精度可以达到60%,对于厚度<1 m 的砂体,属性预测不可靠。     

高台子地区周期注水方法研究

为了改善高台子地区的开发效果,控制含水上升速度,根据油田地质特征,模拟油藏条件,利用数值模拟方法对不同类型砂体的周期注水进行速敏性评价。结果表明,注入速度对不同类型砂体的周期注水效果有一定影响。研究了不同类型砂体周期注水的合理工作制度,结果表明,在相同条件下,同步周期注水的开发效果好于异步周期注水,不同类型砂体的合理工作制度均为注水井注水时间6个月,停注时间6个月,油井长期生产。在采用了合理注入速度和合理工作制度下,高台子地区不同类型砂体周期注水开发效果得到进一步改善,该研究成果对油田生产具有一定的指导意义。     

底水驱油藏水平井锥进的油藏工程研究

利用镜像反映和势的叠加原理，对底水驱油藏水平并稳定渗流问题进行了研究，得到了水平井流场分布、渗流速度、产能以及油井见水时间的计算公式．对水平井产能及见水时间的影响因素进行了分析，其结果和方法对水平井油藏工程设计和理论研究具有一定的指导意义．     

缝洞型碳酸盐岩油藏非对称不稳定注水研究

非对称不稳定注水广泛应用于强非均质和裂缝型砂岩油藏中,但由于大尺度碳酸盐岩缝洞型油藏地质构造和流体流动规律的复杂性、特殊性,在大尺度碳酸盐岩缝洞型油藏运用较少。笔者在深入调研国内外周期性注水理论、注水机理和影响因素、吸入过程非平衡状态、砂岩油藏中非对称不稳定注水理论及示踪剂监测技术等基础上,从非对称不稳定注水作用机理出发,结合碳酸盐岩缝洞油藏地质构造的特殊性,针对由于地质、流体参数难以有效获取而导致的不能确切计算合理的注水参数的难题,先后对注入量和注水周期和示踪剂监测的原理和意义进行了研究。研究表明,对于缝洞型碳酸盐岩油藏非对称不稳定注水,在注水初期可利用示踪剂监测峰值及衰竭时间来近似确定合理的停注时间,并进一步判断水窜风险;在注水后期,结合示踪剂突破时间和受效井生产动态进行动态调整可取的良好的效果。最后笔者通过实例分析进一步论证了,非对称不稳定注水对大尺度缝洞型碳酸盐岩油藏有很好的适应性。     

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。