线性注水方式在裂缝方向单一油田开发中的应用

新肇油田储层裂缝发育,注水开发初期即出现油井见水快、见水后含水上升快和产量递减快的特征,油田平面矛盾突出,注水调整效果差。为此,通过应用微地震和动态分析等技术手段对储层裂缝的发育状况进行了研究。结果表明,油田储层裂缝方向以东西向为主,与井排方向一致。在此基础上,结合裂缝性油田的渗流机理和数值模拟结果评价了目前井网的适应性,优选了注采系统调整方式,分批次地对古634区块转注了19口油井,形成线性注水井网。通过调整,有效利用了储层裂缝,使注水井排形成水线,促进了水线两侧油井储层的基质受效,进而缓解了由于裂缝造成的平面矛盾,扩大了注入水波及体积,增加了水驱控制储量,使油田含水上升速度和产量递减速度得到控制,尤其是较早转注的注水井区,见到了明显效果。     

黄沙坨油田火山岩油藏注水开发影响因素分析

黄沙坨油田为裂缝型边底水火山粗面岩油藏,储层属于裂缝-孔隙型双重介质。黄沙坨油田注水开发后,油藏能量虽然得以补充,但水驱控制程度、波及范围和注水效果却难以控制,增产效果不明显。为黄沙坨油田下步调整提供依据,分析了裂缝发育程度、注采井相对位置、油井生产状况、驱油效率、注水时间、注水强度等因素对注水开发的影响。分析结果表明:影响注水效果因素主要是裂缝、孔隙的发育程度及走向,裂缝发育区油井产能高,见水见效快、含水上升快,裂缝欠发育区油井产量低、见水见效慢;同一井组内井距及注水高差小的井注水见效快,反之则见效慢;平均日产液量大于10t/d、平均日产水量大于2t/d的油井注水效果好;油水两相区区域较窄,油藏可动油饱和度较低,油藏采收率不高;注水时间越长,注水强度越高,井组注水见效的反应越明显。     

苏北复杂小断块油田提高采收率技术应用研究

苏北油田为一复杂断块区,具有＂低＂、＂薄＂、＂窄＂、＂深＂、＂多＂的地质特点。共探明油藏20个,探明总储量达4200.39×104t,开发油藏17个共30个区块单元,动用储量2856.64×104t,可采储量630.42×104t。＂十一五＂以前,主要以试采为主,多数单元采用弹性水驱和试注水开发,由于构造破碎,储层横向变化大,注采连通性差,多数单元采收率小于15%。近年来,应用水驱、化学驱以及气驱等技术,重点开展提高储量动用程度和提高采收率攻关研究工作。其中,水驱以井网加密、油井转注、补开注采对应层等完善注采井网为重点;化学驱以开展化学调驱室内评价研究、矿场调剖试验为主;气驱以二氧化碳驱油提高采收率为主。从经济角度评价,受断块小及储量规模控制,水驱是现今提高复杂小断块油藏采收率的主要技术。而二氧化碳驱油技术及化学驱油技术,成本高、投资大,在绝大部分小断块中推广应用,不具备经济和技术优势。     

应用油藏精细描述技术指导密井网区块开发

以某油田FST研究区块密井网资料为基础,应用油藏精细描述技术,对某油田FST研究区块的储层沉积特征、储层裂缝特征、水淹情况及剩余潜力分布作了进一步分析、研究。根据研究结果,指导了射孔及压裂方案的编制;调整并完善了注采关系,共增加水驱厚度61.8m,增加水驱动用储量16.1×10^4t;改善了主力层和非主力层动用状况,调整井区40口油井,日产油增加3.1t/d,含水率下降1.1个百分点;指导注水调整,缓解层间矛盾;指导单井产能改造,累计增油4419.2t。     

低渗断块油藏周期性注水设计原则

周期注水是通过周期性地改变注入水量来改善低渗油藏和裂缝孔隙性油藏水驱开发效果的一项技术。金南3号油田是苏北盆地金湖凹陷2001年投入注水开发的低渗断块油田,因油水井水力压裂改造造成油田注采井距适应性变差,部分油水井出现水窜现象,导致油田开发效果差。2003～2005年选择试验区进行周期注水试验,有效地改善了油田开发效果。文章从周期注水驱油机理入手,结合金南3号油田周期性注水试验区试验成果,论述了低渗断块油藏周期性注水的设计原则。     

朝948区块杨大城子油层密井网条件下的储层再认识

以朝948加密区块杨大城子油层为研究对象,依靠油田密井网测井资料对区块加密后砂体平面展布特征进行再认识,指导区块加密后射孔、注采系统调整。对13口井19个测井解释为中水淹的沉积单元进行射孔,目前平均单井日产液4.3t/d,日产油3.7t/d,含水13.4%;确定转注井6口,转注后水驱控制程度由60.8%提高到78.6%,水驱储量由85.60×104t增加到108.76×104t。     

上倾部位油藏改善开发效果的对策研究

双河油田扇三角洲上倾部位油藏埋藏较深、低孔低渗,由于井距大,注采不完善等导致开发效果差。针对地质特点及开发中存在的主要问题提出了改善开发效果的对策,即:开展了地质综合研究、加密先导试验、井网优化、高压增注、储层改造、油层保护等工作,使该部位增加地质储量214×104t,采油速度由1992年的0.50%提高到2003年的0.99%,采收率提高20个百分点。     

大庆外围特低渗透油田开发试验

大庆外围油田已开发20多年,扶杨油层还有3.7×108t的难采储量未动用。为了经济有效开发这部分难采储量,在州201区块开展了特低渗透扶杨油层有效开发工业化矿场试验,采用大井距、小排距矩形井网大型压裂注水开发,通过人工压裂裂缝与井网优化配置,建立有效驱动体系,形成了一套适合特低渗透油层的开发配套技术,提高了单井产量和储量动用程度,为特低渗透扶杨油层的有效动用提供了新的开发手段。统计25口采油井资料,初期平均单井日产液4.4t/d,日产油3.9t/d,采油强度0.49t/(d·m),截至2007年6月,已累计产油14866t,累计注水97153m3。     

化子坪西区长6特低渗透油藏空气泡沫驱可行性评价

化子坪西区长6油藏为特低渗透油藏,储层物性及孔隙结构特征差,油相渗流能力下降快,油层吸水能力相对较低,水驱开发效果较差。空气泡沫驱油技术是将空气驱油和泡沫驱油有机结合起来,具有调剖和驱油双重功能,适合特低渗透油层驱替开发。室内岩心驱替实验表明,长6储层岩心进行空气泡沫驱后,比水驱最终采收率平均提高6.9个百分点。甘谷驿采油厂唐80井区为长6油藏同类油藏,其开发实践表明,井区8个试验井组全部进行空气泡沫驱后,视吸液指数下降了71%,注入能力低于水驱井组,但含水下降至18.8%,比水驱井组低29.6个百分点,初期平均单井月增油11t以上,具有明显的控水增油效果。从地质、渗流特征、驱替效果、井网等方面考虑,长6储层适合水驱后转空气泡沫驱,建议在长6油藏进行空气泡沫驱试验和推广,以提高最终采收率。     

欢北杜家台低渗透油藏增注技术研究与应用

欢北区块杜家台油藏由于低孔低渗,油层非均质性严重,泥质含量和碳酸盐含量较高,常规注水注不进,导致油藏未能实现注水开发,长期依靠天然能量开采,地层压力大幅下降,原始地层压力为24.94MPa,目前只有11.3MPa,区块处于低速开采阶段。为提高区块开发效果,根据储层综合评价标准,通过对孔隙度、渗透率、剩余可采储量、采油速度、开发方式等进行综合分析,对各区块进行评价分类,在注水开发可行性研究的基础上,开展了水质精细处理、高压增注等系列增注技术研究,实施温和注水、高压增注,加强增注工艺配套,实施分段压裂引效、高压分注等有效措施,实现了低渗油藏的正常注水,欢北注水区块视吸水指数由0.92～5.17m3/MPa,提高到0.97～14.33m3/MPa,目前已实现欢26块全面注水、欢50块一阶段注水开发。欢北杜家台油藏适合注水开发区块全面实施注水开发后,水驱采收率为29.4%,比天然能量开发提高17.6个百分点,预计最终可增产原油255×104t。     

底水油藏水平井中心管、ICD完井工艺技术

西江X-1油田是典型的底水油藏,具有厚底水、薄油层的特点,采用常规水平井开发时,由于流动摩阻和地层非均质性的影响,存在较严重的底水锥进问题,含水率上升过快,开发效果较差。中心管、ICD完井工艺是一种水平井控锥技术,由于其独特的内部结构,能使水平井的供液剖面趋于均衡,从而有效改善底水油藏的水驱效果。为了改善底水油藏的开发效果,对中心管、ICD完井工艺技术进行油藏模拟研究,结果表明,在底水油藏中,中心管、ICD技术的开发效果明显优于常规水平井,单井平均增油2×104~4×104m3。在西江X-1油田范围内进行推广应用,收到了理想的开发效果,实现了底水油藏的成功开发。西江X-1油田的开发实践表明,中心管、ICD完井工艺技术有明显的控锥作用,能有效改善底水油藏的开发效果,也为同类油藏的开发积累了宝贵经验。     

新立油田扶杨油层重复压裂裂缝转向研究

压裂在新立油田开发过程中一直发挥着重要作用。随着开发年限的增加,油井处于中高含水期,原裂缝控制范围内的原油接近枯竭,为进一步提高产量和采收率,并更大限度沟通、改造、动用剩余油富集区和动用程度低甚至未动用的储层,需要进行老井重复压裂作业。进行重复压裂裂缝转向理论研究,尤其是加强重复压裂新裂缝启裂、延伸规律的研究,对于指导重复压裂施工,提高其工程实用性和经济适用性,强化低渗透油气藏开发效果,具有重要的理论和现实意义。从地应力入手,结合新立油田具体区块实际情况,通过利用测井信息分段建立静态泊松比的方法,得到全井静态泊松比,从而建立全区块地应力数学模型,由此确定重复压裂前储层的应力分布,建立了重复压裂新裂缝的启裂与延伸模型。最终通过新立油田某区块的实例计算,证明了本研究的准确性和可行性。     

安塞油田王窑区裂缝性储层注水综合研究

安塞油田王窑区长6油藏属典型低孔低渗油藏,主力油层为长611油层。该储层物性差,微裂缝发育导致油藏非均质性强,注水及剩余油分布明显受裂缝影响。进入中高含水开发期后,综合含水率上升迅速,产量递减严重。在进行野外露头观测和室内岩心观察基础上,对裂缝类型、性质、规模、密度进行定性和定量描述,使用古地磁方法确定主应力方向。结合实际生产资料,对注水开发中裂缝发育引发的生产动态特征进行分析,对比王窑区裂缝分布综合图与油井见水方位综合图,用生产动态方法验证裂缝研究的正确性。采用油藏工程与数值模拟相结合的方法,分析裂缝对注水开发的影响和剩余油分布特征。根据王窑区长611储层裂缝发育状况和裂缝发育区剩余油分布特征,提出在控制注水压力的基础上,进行强化注水、合理布局有效井网,提高侧向水驱效率,以及注水剖面调整等措施。     

薄差层水淹级别划分方法

大庆油田由于其特殊的地质因素影响,进入高含水期以后,储层平面、层间、层内非均质性严重,剩余油在空间上分布状况较为复杂,薄差储层发育.在调整开发阶段,开采对象从主力厚油层转向薄差层.常规测井解释薄差层水淹级别误差较大.因此,建立一种针对大庆油田薄差层水淹级别识别技术:首先,计算测井曲线的分形维数,然后通过研究区内关键井研究,选取对薄差层水淹特征敏感的测井曲线及其分形维数作为判别分量,建立标准样本集,最后利用Fisher判别方法实现薄差层水淹级别的自动划分.将该方法应用于大庆油田两口井实际资料处理,并将处理结果与岩心分析结果对比,其符合率达到73.5％.该方法对油田开发中后期薄差层水淹解释是有效的,其精度达到油田现场要求,有助于对薄差层井下状况准确勘测和研究,提高薄差层产量.     

复合射孔技术在扶余油田高含水开发后期的应用

扶余油田已进入高含水开发后期,随着采出程度的不断加深及油层水洗程度的不断加重,可动用潜力层的性质及井况逐年变差,严重制约着压裂措施的实施.该油田正韵律沉积储层层内非均质性较强,长期注水开发过程中,造成层内底部水洗,且在沉积过程中形成东西向垂直裂缝,导致底水上窜,注入水无效、低效循环;加之扶余油田1/3区域位于城区,随着城区改造及大平台井的增多,剩余油挖潜难度增大.通过对储层沉积特征、水洗特征、剩余油分布规律研究,认识夹层及沉积构造界面对水淹、水洗层的影响特征.利用复合射孔技术,开展不同层位夹层、构造界面影响下的储层不同部位下的射孔技术,有效挖潜了储层内的剩余油,解决了水平井等措施成本高的问题.利用复合射孔技术的增油机理,开展了稠油区的实验.目前累计实施108口井,有效率达81％,累计增油6120t.     

精细油藏描述技术在水平井轨迹设计中的应用

大庆油田萨中开发区自从2002年起进行水平井开发技术研究,经过几年的探索,形成了较为完善的挖潜厚油层顶部剩余油的水平井水驱挖潜技术。研究过程中,精细油藏描述技术在调整对象的确定、储层内部结构认识、水平井空间轨迹设计等方面发挥了重要作用,且该技术亦逐步得到完善。水平井的开发效果,取决于前期精细油藏描述的准备工作。如果在一定的油层条件下,选井过程中有较高的前期地质研究基础,对油藏认识比较清楚,构造、储层、流体特征刻画细致,并能够建立精细地质模型,则水平井就能得到较好的开发效果。大庆油田主力油层聚驱后设计的第一口水平井位于剩余油滞留区内,该井完钻井深1620m,完钻水平段长度563m,油层钻遇率达到67.1%。在深入研究剩余油分布状况、优化轨迹设计基础上,进行调整挖潜,该井初期投产日产液为134t/d,日产油为12.9t/d,含水为90.4%,含水较同类型直井低7个百分点以上,产能是直井的2倍以上,获得一定的开采效果。     

应用"接近零流量法"挖潜杏西油田高水淹井层潜力研究

杏西油田已注水开发22年,随着开发时间的延长,虽然在注水井上采取细分、调剖、周期注水,在采油井上采取堵水等措施稳油控水,但仍有部分井油层水淹程度高、地层能量高,成为高含水井,失去开采价值而关井。但从剩余油分布机理和其他油田开发实践表明,这些井仍有一定的产油潜力。结合现场实践,从井筒内再次成藏角度提出了“接近零流量法”挖潜高水淹井层内剩余油,其主要目的是对特高含水、已经或将要废弃的井层采取间歇生产或尽可能降低产液量方法继续动用。现场实践表明,这种方法可以有效挖潜强水淹井层内的剩余油,是对水驱油田后期开发和挖潜方式的丰富与完善,值得推广应用。     

周43断块底水油藏高含水期提高采收率技术研究

宋家垛油田周43断块K2t1为一天然能量充足的疏松砂岩底水油藏,因底水锥进和储层出砂双重影响,高含水开发期剩余油分布相对复杂。该断块自1996年投入开发以来,经历过2次加密调整,但由于储层出砂、底水锥进等因素影响,油井无水采油期短、见水后含水上升快。截至2010年4月,区块采油速度下降到0．58％,含水上升到90．9％,阶段采出程度仅为13．49％。针对周43断块高含水期采油速度低、出砂严重、含水上升率快等问题,通过剩余油定量化描述研究．应用短水平段水平井整体开发调整、化学堵水,以及优化避水厚度和临界产量参数等防砂控水技术,采取防治结合的思路,日产油水平从调整前的40．7t／d最高上升到132t／d,综合含水由90．7％下降到80．3％,目前日产油水平为117t／d,综合含水为83.8％,采收率从调整前的24％提高到29．7％,采收率提高5．7％。