高含水油藏细分注水层段组合优选方法研究

针对高含水期油藏层系细分后层间干扰依然严重、层间矛盾突出、注入水无效循环等问题,细分注水技术为 提高注水利用率和改善注水开发效果提供了有效手段,其成功的基础是根据各小层物性资料和开发动态确定合理的 层段组合。为此,采用最优分割法,综合考虑影响细分注水层段组合的各种动静态因素,将判别分析中的费歇准则思 想与反映细分注水开发效果的各种指标以及主客观权重方法相结合,引入层段直径概念,建立定量化的细分注水层段 划分方法,从而快速地确定最优层段划分方案。实例分析与油藏数值模拟表明,该方法结果可靠、计算简便,便于实际 操作,有助于指导多层油藏高含水期的细分注水调整。     

高含水期利用指进现象调整油藏注采结构

注水开发油藏时,储层各小层之间的物性差异会引起水驱前缘的不均匀推进,即形成指进现象。储层渗透率差异、油水黏度差异和储层倾角等都会影响指进的程度。储层渗透率差异和油水黏度差异的增加会加剧孔道内油水流动速度的差异,进而加剧指进现象;而储层倾角的增大则使水驱前缘的含水饱和度增大,移动距离变小,有利于削弱指进现象。在油藏高含水阶段,指进现象十分明显,会严重影响油田水驱的开发效果。通过对指进现象的研究,分析形成指进现象的原因,进而利用指进现象调整油田开发的注采结构模式,为改善高含水期水驱油藏的开发效果提供理论指导。通过实验,进行注采结构调整时,采收率提高2.97%,说明利用指进现象调整油田开发的注采结构模式具有可行性。     

利用采油速度干扰系数评价油藏层间干扰

多层油藏合采时,层间地层压力将自动平衡,会导致注水开采阶段合采各层水淹程度及水驱动态特征具有较大的层间差异,降低了注水油藏的整体采收率。因此,需实时评价层间干扰,并制定合理的井网加密及层系细分调整方案,以提高储量动用的均衡程度。针对多层油藏注水开发中后期的层间矛盾,以开发过程中层间压力及水淹程度的变化差异为基础,利用油藏工程及数值模拟方法建立评价储量动用层间均衡程度的影响因素图,以油藏整体均衡动用为目标,分析注采过程中水淹及压力的层间变化差异对整体开发效果的影响规律。采油速度能够同时体现产能大小及储量动用程度,借鉴产量层间干扰系数的定义,建立了采油速度层间干扰系数的计算方法。结果表明,利用采油速度层间干扰系数能够更加合理地评价合采各层的均衡动用程度,并为制定层系细分界限提供定量依据。     

特高含水期油藏调整挖潜研究

经历了30多年的开发,胜坨油田已经进入了特高含水开发后期,调整和挖潜的难度增大,在非均质油藏中,潜力往往分布于压力水平较低的层段,从压力状况入手分析油藏潜力是一种新的尝试。通过对胜坨油田二区83-5单元地层压力状况的分析,指导特高含水期油藏调整挖潜的工作,总结出了对特高含水期油藏开发有着指导意义的一些结论和建议,在开发实践中取得了较好的效果,对进入特高含水后期的老油田的开发有一定参考价值。     

海上油田高含水期剩余油分布及调整挖潜技术研究

针对我国东部海上注水开发油藏进入高含水期后水驱采收率低的问题,以JZ9-3油田为例开展了高含水期剩余油分布及调整挖潜研究。结合海上油田生产特点,以储层精细地质研究为基础,开展了小层水淹和剩余油分布定量化研究,针对不同的剩余油分布类型提出了不同的挖潜调整策略和相应技术。     

海上薄互层砂岩油藏层系划分及射孔优化方法——以蓬莱19-3油田为例

海上薄互层砂岩油藏小层层数多、厚度薄、展布范围有限,物性差异大,并且海上注采井距大,导致其层间干扰影响因素更为复杂,传统预测方法适用性差,层系划分及射孔优化难度大.针对海上薄互层砂岩油藏的储层发育特征,通过引入小层动态连通系数、小层流动能力系数、小层干扰系数等参数全面考虑不同井距条件下小层注采连通状况、小层物性、流体差异程度以及小层水淹程度等关键性因素;以蓬莱19-3油田为例,油藏工程和动态分析相结合建立了海上薄互砂岩油藏层间干扰规律定量预测方法;通过修正传统产能公式,建立了适用于海上薄互层砂岩油藏的定向井合采产能预测方法;研究方法在蓬莱19-3油田现场进行实例应用,预测精度高,实用性强,可有效指导新区开发井的层系划分及老区加密井的射孔优化等工作,应用效果理想.研究表明:海上薄互层砂岩油藏层间干扰主要受到小层注采连通状况、物性、流体以及水淹程度等因素的影响;建议将流动能力级差5.0作为海上薄互层砂岩油藏的层系划分标准,后期选择合理时机进行层系调整,减缓层间干扰.可见研究方法考虑因素全面,预测精度高,现场实用性强,能够为此类油田的新区开发井的层系划分及老区加密井射孔优化提供有力支持.     

层间干扰实质与再认识

受各储层段岩性、物性以及开采过程中各层段地层压力与流体物性差异等因素影响,多层油藏在采用合注合采开发时,始终存在层与层之间相互制约和干扰的问题。不恰当的注水开发模式会导致各层吸水能力、出油状况及水淹程度差异加剧,生产动态上表现出较大的层间矛盾,从而影响各层段和油藏整体的均衡动用及最终采收率。目前定义的多种层间干扰系数能定量表征层间干扰现象,但其物理内涵与实际注水开发渗流过程不符。针对前期层间干扰研究存在的不足,以海上某油田典型多层油藏X为例,结合室内实验方法、油藏工程方法和数值模拟方法,剖析了多层合采早期实验测试及理论研究中存在层间干扰的根源和实质,确定了分段测试与整体测试之间表现出的层间干扰实质是油藏压力场与渗流场的非均衡性所致,并基于层间干扰实质研究成果,建立了考虑层间干扰的油井产能计算新方法。实例应用结果表明,基于层间干扰实质的层间矛盾定量评价及油井产能计算新方法更符合油藏实际情况,为多层油藏合注合采产能的预测及降低层间干扰对实际生产效果影响的策略制定提供了理论依据。     

水驱砂岩油田小层注采关系分析方法和应用效果

针对一些老砂岩油田开采初期缺少油藏监测资料,在多层合采的情况下,引起含水上升的小层注采关系不清,进入高含水开发阶段后,平面矛盾和层间矛盾加剧、无效水循环严重等问题,以吉林扶余油田的油水井试验,打破常规动态分析方法,从分析小层水驱方向入手,结合生产资料、电测资料、沉积微相和多井的现场信息,对受效井逐层分析,提出一套小层注采关系分析方法,为油水井动态分析提供了新的途径。经示踪剂验证,与分析结果吻合。利用该方法对研究区井网进行全面调整后,开发效果显著。     

马2断块油藏数值模拟及开发调整方案设计

马2断块油藏开发历史长,已进入中高含水期,存在着水驱控制程度低,层间及层内矛盾突出,低渗透部位的剩余油难以开发等问题。为了有效控制产量递减和提高采收率,利用数值模拟技术对开发过程中存在的主要问题进行综合分析研究,对各种可行的开发调整方案进行预测和优选。研究表明,对马2断块现有的开发状况进行调整是必要和有效的。在马2断块油藏开发中后期,及时调整注采比及采油速度,不仅可以提高开发效果,而且能提高最终采收率,达到稳油控水的目的。     

基于多层次模糊综合评价的剩余油分布研究方法

大庆油田杏六区油藏经过43 a 的注水开发,现已进入高含水开发后期,总体采出程度高,水淹严重,地下油水 关系复杂,亟需对剩余油分布进行精细研究。在对影响剩余油分布的地质因素和开发因素综合分析的基础上,结合杏 六区油藏的动静态资料,筛选出4 个地质因素、5 个开发因素共计9 个动静态因素构成剩余油潜力评价因素集。依据 二次加密后取芯井资料和各小层水洗资料,对各因素进行层次划分和权重统计,运用多层次模糊综合评价法研究剩余 油分布。将最终计算出的S2 7 小层各单井点剩余油概率评价结果绘制成剩余油平面分布概率图,并与数值模拟结果 和现场取芯分析结果对比,单层剩余油识别符合率达到86.7%。该方法能够精确预测剩余油分布,具有较高的实用性 和可靠性,为类似油藏的剩余油分布研究提供了依据。     

特高含水期整装油藏数值模拟中的几个关键问题

油藏经过长期注水冲刷以后,储层渗透率及油水运动规律发生明显变化,特别是进入特高含水期后,储层的这种变化特征以及夹层和高渗流带对剩余油的影响,是油藏数值模拟需要考虑的重要因素。通过对泥质、灰质、物性夹层参数进行分类赋值,并建立储层物性渗透率时变模型和不同含水阶段相对渗透率模型,实现高精度历史拟合和剩余油描述,为制定开发技术政策界限以及设计优化开发调整方案提供可靠依据。     

白于山区长4+5油藏合理开发对策

为确保绥靖油田白于山区长4+5油藏持续高效开发,达到提高最终采收率,实现油藏稳油控水的目的,对研究区生产数据及历年压力测试等相关资料分析研究,确定出合理地层压力、流动压力、注采比及注水井最大井口注入压力等参数.分析后对不合理开发对策进行调整:降低注采比,适度降低地层压力;开展周期注水试验,减缓油井见水速度;开展区域化学调剖试验,治理见水油井;实施酸化解堵,提高油井产量措施,为实现油藏的稳油控水提供方法和依据.     

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。     

喇萨杏油田特高含水期最低允许流压界限研究

针对喇萨杏油田特高含水期注水开发的特点,将注水系统、油藏系统和采油系统作为一个整体,结合注采平衡原理,给出了给定注水压力条件下最低允许流压的经验公式。应用该公式,结合注水井吸水能力及采油井产液能力的变化规律,可对不同注水压力、不同地层压力保持水平及不同含水率时的最低允许流压进行测算,为油田开发调整和规划编制提供依据。研究表明,最低允许流压随含水率升高而降低的传统认识只是一个特例,其变化规律还与注采能力、油水井数比等有关。对喇萨杏油田SZ开发区来说,为满足特高含水期的提液要求,须通过注采系统调整进一步降低油水井数比,增加注水井注水量。过度降低采油井井底流压将导致地层压力下降,影响最终水驱开发效果。提出的最低允许流压经验公式形式简单,参数易于收集,对特高含水期开发调整政策的制定具有很好的指导意义。     

低渗气藏多层合采层间干扰系数的确定

对低渗气藏,为达到工业气流,常采用多层合采的方法。气藏多层合采层间干扰系数的计算,目前还没有合理的方法。根据气井多层合采物理模型,利用气井二项式产能公式及井筒压力计算模型建立了气井层间干扰系数的计算方法。实例计算了低渗气藏Y的16口气井的层间干扰系数,并进行了线性回归,得到气井层间干扰系数与层间跨度、测井KH差、生产压差的一个经验公式。利用该经验公式得到了低渗气藏Y的不同层的层间干扰系数,并采用面积加权平均,得到了Y气藏的干扰系数,得出Y气藏可多层合采的结论。该方法为低渗气藏开发方案的合理制定提供了重要依据。     

底水油藏水平井水淹动态的数值模拟研究

针对多数底水油藏水平井水淹动态规律研究未考虑井筒压降的情况,在探讨考虑井筒压降必要性的基础上,利用数值模拟方法,研究考虑井筒压降时不同因素影响的水淹动态规律。结果表明:见水时间和无水期采油量随水平井产量的变化呈幂指数关系,随水平段长度的增加呈线性增加,随油层厚度的增加呈现"上翘"的非线性关系;隔夹层渗透率对水淹规律的影响只表现为完全不渗透隔夹层和无隔夹层,不存在半渗透隔夹层;当隔夹层的长度大于水平井筒长度时,隔夹层面积越大抑制底水脊进的效果越好。     

塔中16含砾砂岩段隔夹层对油水分布的影响

针对塔中16东河砂岩油藏含砾砂岩段分布复杂的隔夹层严重制约油田的水驱开发效果,致使油田产量低这一问题,综合运用岩芯、录井以及测井资料,以塔中16含砾砂岩段为解剖对象,划分了该层段内隔夹层成因类型,分析了典型单井的不同类型隔夹层的测井响应特征、预测了隔夹层的空间展布、剖析了隔夹层对剩余油分布的影响。研究表明：含砾砂岩段发育泥质、钙质、低渗透泥质砂岩3类隔夹层;钙质隔夹层主要分布在5小层底部、泥质隔夹层则主要分布在3小层底部、低渗透泥质砂岩夹层则零星分布在各小层砂体内部;隔夹层影响了流体的垂向渗流能力,致使含砾砂岩段形成了2套油水压力系统,在同一个压力系统内,夹层易造成高渗储层水洗严重,低渗部位剩余油富集。通过开展隔夹层成因、类型及分布特征研究,可明确油水分布特征及剩余油的富集部位。     

影响长垣油田固井质量的地质因素分析

为分析影响长垣油田固井质量的地质因素,根据长垣油田储层特征,选取六、一、三厂具代表性的岩心样品106块,通过室内试验,测定样品的孔隙度、渗透率及岩石密度。通过各项物性参数与固井综合优质率及非优井段分别进行回归拟合分析,得出其最大相关系数,以此区分影响固井质量的主要因素和次要因素。研究结果表明：对固井质量影响较大的地质因素是孔隙压力和气油比。气油比与非优井段比例相关系达到0.76,压力系数与综合优质率呈反相关,相关系数0.665。通过开展油田高含水后期油层物性变化对固井质量影响关系及配套技术的研究,定量分析油田高含水后期储层物性变化对固井质量影响,为研究适应油田开发需要的调整井固井工艺技术提供依据,对保证油田高含水后期开发效果具有重要意义。