提高扶杨油层水平井初期产量的实践探索

大庆油田某外围低渗透油藏已投产扶杨油层水平井存在投产初期产量较低的问题,原因统计分析表明,导致水平井初期产量低的主要因素为注采井距设计不完善、射孔井段设计不合理、压裂参数设计不准确。应用非达西理论公式和数值模拟综合确定合理注采井距;依据井震资料结合储层预测,落实油层展布特点,建立储层分类标准,优化水平段射孔井段;针对储层展布及渗透性,结合固井质量,数值模拟优化裂缝长度、间距、裂缝半径,优化施工排量及单缝加砂量。通过对水平井的优化部署,后期优化改造规模,加强了老区剩余油挖潜、新区储量动用程度,总结出了一套适合扶杨油层水平井开发的配套技术路线。以某井区为例,应用这套开发方法 ,区块水平井初期产量为周围直井的6.8倍,按照当时操作成本及原油价格,内部收益率为12%时,第一年即增加经济效益174.6万元。     

辽河油田洼79井区难采储量动用技术研究与应用

辽河油田洼79井区储层发育不稳定,砂体规模小,油藏埋藏深,油层薄,岩性细,加之直井开发中存在注汽压力高,吞吐周期短,油层出砂严重,检泵周期短等因素,导致储量难采。利用储层评价技术开展区块精细油藏描述,落实剩余储量富集区。在此基础上,对区块油井的注汽规律、生产规律进行评价,同时寻找适宜的开采技术。运用油藏工程方法开展水平井动用可行性研究,并采用配套的钻采工艺技术,设计水平井整体替代直井进行二次开发的方案。预计洼79井区利用水平井二次开发后,井区日产油能力达到80t以上,采收率可提高7.3%,增加可采储量10.2×104t。实践表明,水平井既可有效抑制油井出砂、改善注汽效果,又可发挥泄油面积大的优势,提高主力砂体动用程度;合理优化钻采工艺可有效提高油层钻遇率,利用多点注汽方式能提高热利用效率,实现难采储量的有效开发。     

杜84块兴Ⅵ组油水界面认识研究

杜84块兴Ⅵ组油层以蒸汽吞吐开发为主,后期将转入直平组合SAGD开发。该油层埋深范围-710~-840m,以厚层块状为主,厚度一般在30~80m,油水关系复杂,为底水油藏,已进入中后期开发阶段。兴Ⅵ组共有直井382口,水平井54口。目前已转入SAGD生产的直井有143口,水平井有21口,累计注汽480.4×104t,累计产油76.1×104t,累计产水403.3×104t,油汽比为0.16,日产液为4118.9t/d,日产油为545.8t/d,含水达到86.7%。兴Ⅵ组油层油水关系复杂,个别直井和水平井长期高含水生产,影响整体开发动用效果。通过测井资料,从电性和物性上深入研究兴Ⅵ组底部油水界面,建立统一的油水识别标准,并借助钻井取心、生产动态资料进一步验证,确定全区油水界面。运用新技术对油水发育进行三维地质建模,为后期兴Ⅵ组整体开发及转入SAGD开发后提供可靠依据。     

利用油藏精细描述技术调整水驱开发方案

CYG油田C区块经过多年开发,逐渐暴露出井网时砂体的控制程度低、注采系统不够完善、含水上升较快和砂体水淹状况复杂等问题.为提高区块水驱开发效果,进一步挖潜剩余油,开展了油藏精细描述技术研究.利用井震联合三维储层建模技术深化了地质再认识,建立了C区块的精细构造、岩相和属性模型,明确了井间断层、微构造及储层空间特征.利用双重介质油藏数值模拟技术对地层压力、综合含水率、单井含水率、产液量、采出程度等开发指标进行了历史拟合.结合试验区各沉积单元、各砂体剩余油分布特征及数值模拟结果,将区块剩余油类型分为7种类型,分别提出了具体挖潜对策.根据试验区剩余油分布情况,设计3种周期注水方案,并据此进行了数值模拟预测.预测结果表明:采取周期注水调整后,当含水率为90％时,与不进行调整(采出程度为20.32％)相比,试验区平均水驱采出程度可提高1.5个百分点左右.剩余油挖潜对策和预测结果为下步编制水驱挖潜调整方案提供了依据.     

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.     

Lmd油田二类油层孔隙结构与微观剩余油分布特征研究

随着开发的深入,Lmd油田二类油层经历了水驱开发,逐步进入到聚驱开发阶段,并成为今后稳产的重要支撑。由于前期对二类油层储层孔隙结构认识不足,没有达到预期的开发效果,为进一步提高开发效果,有必要厘清储层微观结构特征和微观剩余油分布特征。利用天然岩心,采用恒速压汞法和扫描电镜,研究了二类油层微观孔隙结构特征;利用岩心分析数据,回归了宏观孔渗参数与微观孔喉半径之间的关系;根据渗透率、孔喉尺寸等参数,将孔喉结构划分为五种类型。研究了现阶段ⅡA聚驱后、ⅡB油层和厚油层内部不同孔隙类型储层的微观剩余油分布特征。ⅡA油层聚驱后,簇状剩余油变化幅度最大,其次依次为角隅状、膜状、喉道状。ⅡB油层聚驱后,簇状剩余油变化幅度最大,其次是膜状、角隅状、喉道状。因此,ⅡB油层聚驱开发的重点是针对簇状和膜状剩余油开展进一步挖潜工作,开展驱油试验,明确了水聚驱前后微观剩余油变化特征。     

大庆喇萨杏油田水淹层录井解释评价方法研究

大庆喇萨杏油田主力油层均已进入高含水后期,针对高含水后期调整挖潜的剩余油评价难题,根据密闭取心与井壁取心对比分析实验资料、试油及投产资料,建立了以地化色谱、荧光显微图像分析等新技术为手段的水淹层录井评价技术体系。该项技术受储层非均质性的影响较小,可直观、准确地评价剩余油,进而确定剩余油的挖潜部位。经过几年的发展、改进和完善,该项技术逐渐成熟,实现了评价技术的有形化,完成了从技术方法向现实生产力的转化,且应用灵活、方便,在新钻调整井中应用见到了明显的效果,成为在高含水主力油层深化挖潜和薄差层有效动用过程中,剩余油评价和射孔选层的关键技术之一。应用本文建立的水淹层解释评价方法,在喇萨杏油田新钻调整井中解释632口井,综合解释符合率为86.7%,依据录井资料拟定射孔方案进行投产,应用效果较好。     

杜84块馆陶油藏SAGD高产水平井部署研究

曙一区杜84块馆陶油藏类型为块状巨厚边、顶底水超稠油油藏,油藏早期采用吞吐开发方式生产。为提高油藏采收率,油藏主体部分已经在2009年全部转入蒸汽辅助重力泄油(SAGD)开发方式。为进一步提高油藏动用程度,决定在油藏边部区域部署水平井进行SAGD开发。通过精细油藏地质研究,确定水平井部署位置;通过数值模拟研究,确定安全避水界限至少要100m;通过优化设计水平段长度,水平段位置,优化布井方式及钻完井工艺的设计,保证SAGD油井高产。最终在馆陶边部部署一个直平组合SAGD井组和一个双水平井SAGD。杜84-馆H62直平组合井组于2014年10月率先完钻,经过吞吐预热6个月转SAGD方式生产,吞吐预热及SAGD期间均保持较好的生产效果,SAGD生产期间日产液达到500t/d,日产油120t/d,瞬时油汽比0.27。     

阿尔油田低效注水井转采压裂技术探索

随着油田开发的不断进行,部分注水井效果变差、失效甚至出现水窜,使油田生产面临严峻考验。低渗透非均质油藏在毛管力作用下注水井周围油层中存在较丰富的剩余油,注水井转采后有利于克服贾敏效应和油层中固体颗粒的堵塞等现象,有效提高采收率。阿尔油田储层特征复杂,储层近物源快速堆积,横向变化大,非均质性强,物性差,在前人储层评价及压前评估基础上,开展了低效注水井转采压裂技术研究。通过厘清井间连通性及各小层注水情况,优化选井选层方案,采用数值模拟技术精细描述人工裂缝缝长对井组开发效果的影响,研发出适用于阿尔油田储层特征、抗剪切性能好、伤害低、残渣少的低浓度、低残渣弱交联压裂液体系。2017年现场实施低效注水井转采压裂6井次,成功率100%,压后平均日产液12.0t/d、日产油6.4t/d,为后续开发井网调整提供了可靠依据。     

馆陶油藏SAGD动态监测技术应用

2005年馆陶油藏开始实施SAGD先导试验,试验的成功离不开油藏监测系统提供的大量数据跟踪,为其他生产井顺利转驱提供了依据,也解决了馆陶油藏开发中存在的各种问题。观察井光纤测井温技术在SAGD调控中最为稳定,数据最准确,观察井定期管内测井温解决了实时数据失准的情况,并结合动静态资料判断出汽腔扩展过程中遇到的低物性段的问题,对比低物性段改造试验前,井组日产提高40t;时移微重力监测能有效监测出剩余油富集区,通过对富集区试采并推广,该区域阶段挖潜6000t产量;在观察井较少的情况下,水平井井温剖面测试能判断水平井温场的形成及与周边直井热连通情况,促进生产井转驱进程,生产井多点温压远程监测能指导科学动态调控,避免汽窜、闪蒸发生,及时调整生产参数。多种监测技术联用促使馆陶SAGD生产规模逐渐扩大,年产油由最初的4×10~4t发展到23×10~4t,取得了较好的经济效益,为其工业化发展奠定了重要基础。     

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.     

高含水水平井剩余油潜力研究

针对目前油田部分水平井出现含水上升快、产量递减迅速,开发效益变差等问题,根据高含水水平井见水特征,将其分为折线型、凹S型、凸S型与直线型四种类型;应用油藏数值模拟技术,分析不同类型水平井水淹规律与剩余油潜力,得出高含水水平井剩余油潜力依次是：凸S型＞凹S型＞折线型＞直线型。研究成果可为高含水水平井控水稳油措施的研究与制定提供依据,对进一步提高水平井开发效果具有重要指导意义。     

多级模糊综合评判法在高台子油层中的应用

对于注水开发油田,油层动用与否主要取决于油层水淹状况的判别,而影响水淹程度的因素多且复杂,既有地质因素又有开发因素,且每个影响因素所起的作用是模糊的,往往不能用确定型的数学关系式来进行评价。多级模糊综合评价方法能较好地解决这类问题。应用萨尔图油田南二、三区高台子取心井资料、吸水剖面等资料,结合高台子油层精细地质解剖成果,从包括砂体类型、砂体厚度、连通状况、构造部位、油层均质性等5个方面在内的地质因素和包括注采关系、注采井距、受效方向、吸水次数、措施情况等5个方面在内的开发因素对其油层的动用状况进行细致分析,并运用多级模糊综合评判的数学方法对其进行量化分析,基本确定南二、三区高台子油层剩余油潜力小,主要分布在表外储层以及大面积分布的薄差油层中,对该区井网加密调整具有积极的指导作用。     

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。     

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。     

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。     

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。     

GVR成像测井在礁灰岩油田水平井开发中的实例分析

礁灰岩储层的双重介质特征决定了油田开发中水平井钻井风险高,有效储层钻遇难度大。为了确保钻井安全,提高储层钻遇率,在南海东部礁灰岩油田水平井开发中,应用GVR成像测井技术,对水平井进行实时地质导向,快速识别地层倾角以及裂缝,根据地层倾角的变化和裂缝发育程度,优化钻井轨迹。流花油田开发实践表明,利用GVR成像测井技术实施的7口水平井均没有发生严重井漏,成功规避了钻井风险,且单井初始日产油量在283.3~1828.4m3,确保了优质储层钻遇率。同时,GVR成像测井的裂缝解释突破了传统单一依靠地震的识别方法 ,为定量描述井旁裂缝空间分布以及裂缝对产能的影响研究提供了基础。研究表明,礁灰岩储层中单井产能与裂缝发育程度有较好的对应关系,单井裂缝发育程度越高其产能也越高,为油田后期调整井的设计和实施提供了地质依据。