水平井在定边油田长7致密油藏的开发效果分析

定边油田长7油藏是典型的"三低"即低压、低渗、低产油藏,具有连续性好、规模大的特征,初步估算含油面积约300 km~2,储量估算约1×10~8t。本研究主要针对常规井网难以有效动用致密油藏的问题,采用不同井网试验效果分析,总结优选适合本区域的水平井注采井网。研究认为:水平井开发是目前开发致密油藏最有利的开发方式,其中水平井七点井网、交错七点井网、五点井网应用效果较好。同时,对水平井的注水开发、天然能量开发以及注水吞吐3种不同开发方式,进行效果分析,为后期定边油田长7致密油藏规模建产提供了参考。     

王盘山区块定资44150区长8层开发方式的确定

王盘山区块定资44150井区属于樊学油区王盘山区块,位于已开发区域刘山区的正西,开发现状目前存在三个主要问题：油井初期含水率很高,有的井只产水不产油;井网不完善,井网还处于初步建设阶段,需要逐步完善,提高水驱效果;储层物性差,注不进去水,月注采比和累积注采比都很低。本文通过对自然能量开采预测采收率,得出长8油藏天然能量贫乏,若仅靠天然能量开采,采收率低。无论从注水机理上,还是从矿场注水试验看,研究区长8油藏采用注水开发是可行的、有效的。     

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。     

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。     

扎哈泉油田扎11井区上新统下油砂山组低渗透油藏注采井网适应性评价

柴达木盆地扎哈泉油田扎11井区上新统下油砂山组(N_2~1)油藏存在地层压力保持水平低、产量递减快、注水见效差异大、开发效果差等问题。针对此问题从井网型式、井网密度、水驱储量控制程度与动用程度、压力保持水平、产液(油)能力、注水见效差异性等方面进行井网适应性评价。评价结果表明,扎11井区N_2~1油藏采用的280 m正方形反九点井网适应性较差,是开发效果变差的主要原因。在此基础上,提出了构建单砂体注采井网、局部加密调整、注采井组缝网压裂等一系列具有针对性的调整方案,在现场实施证实方案可行,效果明显,对同类油藏有参考意义。     

鄂尔多斯盆地致密油藏天然裂缝与人工裂缝特征及开发意义

裂缝特征参数是致密油藏开发方式及井网优化的依据;针对致密油藏体积压裂下如何确定开发方式,通过对矿场测试的人工裂缝、天然裂缝和地应力方向采用高斯函数拟合,研究三者之间优势方向的耦合关系。针对致密油藏体积压裂人工裂缝有效参数的认识,提出以自然能量开发井网为研究对象,依据人工压裂缝控制区域和非控制区域压力变化规律的差异性,通过建立水平井分区渗流模型及拟合水平井生产数据,确定人工裂缝有效缝长;在此基础上,建立典型井精细地质模型及数值模型,对比不同裂缝有效宽度下数值模拟平均单段产量与实际统计单段平均产量,观察水平检查井取芯结果。结果表明:人工裂缝的优势方向与地应力优势方向基本一致;地应力的优势方向与天然裂缝优势方向差异较大的致密油藏,采用准自然能量开发,基本一致或差异小的致密油藏,具有注水补充能量的潜力;人工裂缝平均有效宽度小于等于10 m。     

延长油田滞后注水区注水开发特征及效果

 延长油田地理位置处于黄土高原之中,水资源匮乏,地面条件恶劣,早期开发未实施注水,且井网很不规则.为高效开发石油资源,近年采取补救性注水开发,取得了显著的增油效果,但也暴露了很多问题.本文通过注水区产量、含水、地层压力、注水压力、注采比及采收率分析,研究了延长低渗透油田注水开发特征,评价注水开发效果及注水参数的适应性.不同的油藏性质表现出不同的注水开发特征,反映了对不同注水技术政策的需求.延安组底水油藏和弱底水发育的延长组长2油藏,储层物性相对较好,渗透率在2.0×10^-3—80×10^-3μm²之间,在温和注水条件下,储层流体以孔隙渗流为主,注水各向受效均衡,油田原有不规则井网基本适应.延长组长6油藏为裂缝性岩性油藏,储层物性差,渗透率在0.3×10^-3—2.0×10^-3μm²之间,注水开发受储层裂缝及砂体展布方向影响较大,油田原有不规则井网注水适应性差,方向性含水上升快,后期调整困难,沿裂缝强化注水方式很难在老井区实施.指出针对长6油藏不规则井网,常规堵水、调剖措施将是改善注水开发效果的有效途径,并提出增加注水井的“多点少注”的注水开发方式的设想.针对长6油藏纵向多油层复合连片的特点,提出分层注水的必要性.     

超低渗致密砂岩油藏水平井井网优化研究——以西峰油田长8油藏为例

鄂尔多斯盆地西峰油田长8油藏是典型的超低渗致密砂岩油藏,油水关系复杂。若全部采用直井开发,不但井网密度大,开采时间长,而且直井见水后产量低,容易造成大面积裂缝性水淹,开发效益不明显。针对该类油藏特点和开发中存在的问题,通过分析研究不同井排方向、井网形式、布缝方式、水平段长度、人工裂缝密度、井距和排距对注水开发效果的影响,进行了水平井井网的优化。研究证明,鄂尔多斯盆地西峰油田庄19区块长8超低渗透油藏应用水平井开采时,采用五点井网、纺锤形布缝、水平段方位应垂直于最大主应力方向,水平段最佳长度为400~500 m,能取得较好的开发效果和经济效益。同时,采用大排量混合水体积压裂工艺和水力喷砂分段压裂工艺均会取得良好开发效果。     

B239超前注水建立有效驱替压力系统研究

B239井区长6超低渗透油藏试验区块实施超前注水开发,开发效果未达到预定方案指标,为此开展了超前注水改善开发效果有效性的研究。主要在加密调整井网的基础上,采用油藏工程与数值模拟相结合的方法,设计了相应的研究方案。研究结果表明:对井距达到有效作用距离的井网系统超前注水才更为有效。如果井距过大,即使采用超前注水也不能充分发挥作用或者作用甚微,只能在井底形成局部高压,不能形成有效驱替,注入水不能有效向油井推进。该项研究对同类低渗、特低渗油田超前注水开发提供了理论依据和技术支撑,对于该类油田开发具有重要的指导意义。     

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。     

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.     

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。     

鄂尔多斯盆地西部新安边地区延长组成藏模式

鄂尔多斯盆地西部新安边地区勘探程度低,石油勘探潜力大,为此有必要进行系统的地质研究。研究认为,烃源岩发育良好,有机质类型为腐殖-腐泥型,有机质丰度高、生油潜力大;储层以三角洲前缘水下分流河道砂体为主;油源分析表明延长组原油主要来自长7烃源岩;区域上分布四套盖层,盖层分布广,发育较为稳定;连通砂体和裂缝发育带是油气运移的主要通道;生储盖配置良好,形成了长8油藏为＂新生古储＂,长4＋5-长6油藏为＂古生新储＂的生储盖配置组合,而总体上延长组可认为属于＂自生自储＂组合类型。本区油藏类型主要为岩性油藏和构造-岩性油藏,油气勘探以寻找近油源处三角洲前缘砂体为主,低幅构造在控制成藏方面也起到了一定的作用。     

西峰油田合水地区长8储层特征研究

西峰油田自投产以来还未对影响开发效率的储层孔隙结构、裂缝、敏感性等开展专项研究。在前人研究的基础上,进行了野外岩心观察、室内薄片鉴定、古地磁试验、黏土X衍射分析、敏感性分析、水驱油试验、非均质性研究等多项研究。认为长82的储层物性略好于长81的储层物性;研究区的敏感性较弱,对开发影响不大;微观、宏观的裂缝均较发育,对研究区储层有控制作用,宏观裂缝主方向是南西、北东向。     

鄂尔多斯盆地长7储层致密油水平井CO2补充能量与吞吐参数优化

长7储层是鄂尔多斯盆地主要的致密区块,近一半的致密油分布其中。针对长7储层开采渗透率低、开采难度大、依靠弹性开采产能较低、能量衰竭较快等问题,通过数值模拟的方法,构建水平井分段压裂数值模拟模型,首先对比不同吞吐方式对油田产能的影响,优选出CO₂吞吐为首选的补充能量方式。其次对井网形式、井网参数及吞吐参数进行优化研究。最终优选出合适的吞吐方案,达到提高生产效率的目的。结果表明,该储层的最优注采吞吐参数为：周期注入量为2 673 t、注入压力为21 MPa、注入速度为90 t/d、焖井时间为10 d。研究对鄂尔多斯盆地长7储层提高采收率具有一定的参考意义。     

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。     

普通稠油油藏水驱转热采井网优化研究

水驱普通稠油油藏开发后期由于物性差异开发效果差别较大,地层中已形成稳定的流线场,加密对开发效果难有较大改善.结合胜利油田实际区块营8断块注水开发已进入中高含水采油期的实际情况,通过建立油藏数值模型,结合数值模拟和油藏工程综合研究,找出剩余油分布规律,研究水驱普通稠油油藏开发后期转热采井网优化方式等方面的问题.在综合考虑开发效果的基础上,得到对普通稠油油藏进行井网抽稀可改善开发效果;不同井网优化方式下五点法稀井网的最终采收率最高;水驱普通稠油油藏转热采在含水80％时进行井网优化效果较好等结论.研究结果可为目标区块以及同类区块的有效开发提供技术依据.     

镇北油田长8油层有机膦酸酸液增注体系研制及应用

酸化技术是储层改造最为常用的技术之一。根据镇北油田长8层的储层物性特征,研制并优化适合该储层的酸化增注体系。研究表明,有机膦酸酸液体系主要成分为有机膦酸和含氟化合物,通过酸液添加剂的筛选与研究,确定了酸液体系配方。主体酸配方:2%NH4F+10.0%有机膦酸+0.5%柠檬酸+1.5%乙酸+0.5%助排剂TF-1+2%缓蚀剂SJC;前置酸配方:12%HCl+3%乙酸+0.5%柠檬酸+1%缓蚀剂SJC+2%防膨剂PDMD。岩心伤害试验结果表明有机膦酸体系对镇北油田长8层岩心的渗透率显著提高。2014年9月至12月,应用有机膦酸酸液分别对镇北长8层镇2x井、镇3x井和镇9x井进行现场试验,累计增注2 219 m3,平均降压5.77 MPa。     

姬塬油田长8油藏注水井欠注主控因素

姬塬油田长8油藏具有欠注井数多、欠注程度高、形成原因复杂等问题,造成地层能量低和油井递减快,目前已成为制约油井稳产的重要因素之一。针对这一问题,从地质因素和开发因素出发,系统分析了储层渗透率、储层微观特征、敏感性、润湿性、注入水水质和水型配伍性等对注水井欠注的影响,在此基础上,建立了主成分分析(PCA)和最大隶属度相结合的欠注主控因素判别方法,以油田133组欠注井数据为样本,求取了24项关键特征参数的影响权重,发现储层物性、注入水水质和水型配伍性是对姬塬油田欠注影响最为显著的因素;实例应用表明,该方法能够定量、准确地判别注水井的欠注主控因素,为后续有针对性地制定治理措施提供依据。