水平井技术在小构造底水油藏挖潜中的应用

随着油气田开发技术的进步,水平井开采技术日臻完善,并在底水油藏、高角度裂缝性油藏、薄油层油藏和低渗透油藏开发中广泛应用,取得了明显的效果。欢喜岭油田欢2-16-10断块E3S32是典型的底水油藏,针对区块构造落实程度低,开发调整效果较差,底水锥进严重,含水上升快的开发特征,研究了区块油藏地质特征和剩余油分布规律,挖潜技术以及水平井优化设计技术,提出了水平井技术在小构造、底水油藏挖潜中的应用,并现场实施1口水平井。投产后效果很好,初期产量达到120t,不含水,大幅度提高了断块的采油速度,取得了良好的经济效益。     

锦7块西部精细地质研究及调整部署效果分析

锦7块西部为典型的边底水稠油断块油藏,采用蒸汽吞吐开发.目前已进入高周期高含水,低油汽比的吞吐开发后期.针对油藏特点,在油藏精细描述的基础上,综合应用静态录井测井资料、动态生产资料分析以及监测资料找水等方法,研究该块剩余油分布规律,提高断块采收率,取得了较好的开发效果.该研究为同类油藏的剩余油分布规律研究提供了借鉴.     

水平井技术在出砂及边底水活跃油藏的研究及应用

东三单元为典型的边底水出砂油藏,边底水活跃,经过26年开发目前已进入综合治理阶段,单元采出程度22.1%,综合含水93.8%,储量控制程度77%,用常规直井开发含水上升速度快,经济效益差。而水平井作为高效开发的技术手段之一,具有泄油面积大且能有效抑制边底水的特征,在同类型油藏应用中取得了较好的开发效果。2010年水平井在东三单元试验成功,为该单元采收率的有效提高提供了新思路。     

块状底水油藏高含水后期挖潜对策

东海平湖油气田的H23+4油藏为块状底水油藏,其开发受底水锥进、油藏的非均质性影响严重,目前含水已高达98.2%,进入高含水后期,但根据动态法计算有84×104m3储量未动用,仍有较大开发潜力。本文从分析不同油藏类型挖潜效果出发,通过油藏地质模型的精细描述研究,明确剩余油分布与潜力方向,充分利用数值模拟技术手段探索底水油藏高含水后期的挖潜对策。该方法对于指导同类油藏的开发具有借鉴意义。     

复杂断块油藏中高含水期稳油控水技术研究——以跃进二号东高点油田为例

跃进二号东高点油田是一个长井段、高丰度的复杂断块油藏,断层复杂,储层非均质性强,经过16年的注水开发,油藏已经进入中高含水期,注采矛盾日益加大,水淹复杂,水驱储量动用程度逐年降低,剩余资源分布复杂;复杂断块油藏中高含水期稳油控水关键技术研究是该油藏现阶段开发的必要研究课题,本文探讨了如何提高水驱储量动用程度、降低含水上升速度、缓解油藏自然递减的几项关键技术。     

薄层底水油藏单井射开程度研究

Ca和Do区块位于亚诺斯前陆盆地东部斜坡带,油层薄,强底水驱,底水极易锥进导致油井含水快速上升,增加原油生产成本。根据轻质原油和重质原油不同的特性,优化射孔参数和采用合理生产压差,既能保证一定的采油速度,又能延缓底水锥进,是底水薄层油藏开发的关键。     

锦17块兴隆台油层构造及剩余油分布规律研究

锦17块兴隆台油藏为典型的边底水稠油断块油藏,采用蒸汽吞吐开发。目前已进入高周期高含水,低油汽比的吞吐采油后期。针对油藏特点,在油藏综合地质研究的基础上,应用静态录井测井资料、动态生产资料分析以及监测资料找水等方法,研究该块剩余油分布规律,提高断块采收率,取得了较好的开发效果。该研究为同类油藏的剩余油分布规律研究提供了借鉴。     

贝16断块布达特潜山油藏水锥成因及压锥方法研究

贝16断块布达特潜山油藏储量丰富,底水充足,自2004年投产以来,累计产量达39.1708×104t,占全区产量的53.91%。是贝16作业区原油生产的主力断块。目前布达特潜山油藏存在底水锥进造成油井含水上升快、产油量递减快的现象,含水快速上升是布达特断块产量递减的主要原因。本文在分析布达特水锥形成原因基础上,结合布达特潜山油藏生产实际情况,探讨如何进行压锥、控水,提高产量。     

张渠长2底水油藏油井堵水技术研究与应用

安塞油田长2油藏底水发育,具有高水饱特征,开发矛盾主要表现为含水上升速度快,单井产能下降,采出程度低。针对目前开发现状,找出底水油藏油井见水原因及规律规律,在此基础上开展底水油藏油井堵水工艺试验,通过有针对性合理的工艺现场应用,取得了良好的效果,提高了高含水油井封窜的成功率。     

查9断块区提高砂砾岩注水效果研究与应用

桑合油田查9断块区是典型的低幅度断块油藏,受含油高度小、储层非均质严重、边底水活跃等因素影响,造成注水开发早期就出现含水上升较快、自然递减较大。2010年通过开展提高砂砾岩注水效果研究,针对油藏特点,对主力油藏开展精细油藏描述,对桑合构造控油断层开展构造精细解释研究,开展查9断块区提高注水开发对策研究,确立了以单层注水为手段,以提高主力层水驱动用程度为目的的治理对策,通过实施单层注水,将水注到所需油层,真正实现注入水驱油,达到控制含水上升与减缓自然递减,提高水驱采收率的目的。     

二类油藏油井压裂措施研究

二类油藏较一类油藏渗透率低、孔隙度不高、砂体发育厚度小、储层物性差,但仍具有一定的开发潜力。为提高二类油藏聚驱采出程度,对其实施压裂措施,以达到油田稳产目标。对压裂井进行产能预测是压裂后油井经济评价的重要因素,同时也为现场油井压裂设计和施工奠定基础。将二类油藏细分为主力油层和薄差油层,分别对这两类油层不同时期(含水下降期、含水稳定期以及含水上升初期)进行压裂,以优选出主力油层与薄差油层最佳的压裂时期,为现场实施压裂增产提供依据。     

鄂尔多斯盆地延长组特低渗油藏注水时机对开发的影响

不同注水时机下,鄂尔多斯盆地延长组特低渗透油藏注水开发规律表现不同的响应特征,研究确定注水时机,对延长组油藏延长高产稳产时间以及提高油藏采收率都十分必要。本文着重利用矿场资料统计的方法,对已开发不同类型油藏的注水时机与产量变化关系、采出程度和含水关系、地层压力和产液量关系等进行了统计分析,总结出该类油藏不同注水时机下的开发特征,同时简单分析了其机理。通过研究发现,安塞油田超前、同期、滞后和未受效四种情况,初期稳产阶段产量比例为4.27：2.3：1.87：1,因此,尽可能实施早期注水,改善特低渗油藏开发效果。     

底水油藏水平井开发适用性优化研究

水平井技术主要是因射孔井段在油藏中平行于油藏顶底界面延伸,增大了与油藏的接触面,降低生产压差,提高生产井产能。特别是底水油藏由于经长时间开采后,油水关系较为复杂,油水界面存在波状起伏现象,水平井技术是开发底水油藏的有效技术手段。为了充分发挥水平井的优越性,对确定水平井水平段位置及方向、水平段长度等参数进行优化研究,为经济有效动用同类油藏具有指导意义。     

底水油藏水平井中心管控水完井优化研究

对于底水油藏,采取常规水平井开发时,由于地层非均质性和流动摩阻的影响,底水锥进问题比较突出,含水率上升过快,对开发效果产生较大影响。采用中心管完井技术可以延缓底水锥进,平衡跟端生产压差,改变跟端液体流向,增加无水采油量,延长生产井寿命。以A油田某井为例,根据中心管完井压降耦合计算模型以及底水稳定机理推导出中心管见水时间计算公式。在给定套管内径尺寸和中心管外径尺寸的条件下分析了不同长度水平段的中心管见水时间的长短以及在给定中心管长度为300 m的条件下分析了不同管径尺寸的中心管见水时间的长短。     

松南气田气井合理产量模式建立

松南气田开采层位为火山岩储层,受构造和火山活动的双重控制,非均质性强,连通性差,而且有边底水,现有的经验难以满足开发需要。目前松南气田已投入开发,如何确保火山岩储层气藏高效开发,首先要解决气井合理产量确定问题。针对松南气田火山岩储层的特点,对不同类型的气井开展试井工作,利用试井成果确定气井的产能方程。松南气田火山岩储层气井在生产上表现为产气量差别大、压力下降快慢不同,因此,在单井合理产量模式确定上,主要是以气井产能方程为基础,考虑气井的边底水特征、井筒积液、稳产期等因素,对不同类型的气井分别建立了合理产量模式。     

应用模糊评判法评价塔河油藏水锥风险

塔河底水缝洞型油藏投入开发以来,每年因含水上升导致产量递减占65％左右,如何做好控水工作是开发中的重要任务。针对塔河油田的实际情况,利用各种静、动态资料和测试手段,在相关地质研究成果和开发特征分析的基础上,依据备类缝洞单元的储集体发育、含水变化规律、天然能量等方面的研究,深化塔河油田缝洞型储集体的认识,结合注水替油井现场生产动态数据及监测资料,在总结前人研究成果的基础上,应用模糊综合评判法评价缝洞型储集体水锥风险,及早提出预警方案。生产实践评价结果表明,建立的水锥风险预警方法具有一定适应性,在一定程度上对油田开发生产管理可以起到辅助决策的作用,为提高缝洞型碳酸盐岩油藏采收率提供技术支撑。     

低伤害控水压裂工艺在子北采油厂的应用

控水压裂工艺对于油田稳油控水提高开发效果意义重大,应根据储层的具体特征选择合理的压裂液体系与设计合理的压裂参数进行施工,改善开发效果。延长油田子北采油厂延安组延10油层边底水活跃,油井含水上升和水淹快,严重影响了油井的采收率和产能建设。根据子北采油厂家储层具体地质特征,引进低伤害控水压力工艺技术,通过现场施工,效果显著,使子北采油厂家稳油控水和提高开发效果取得了重大突破,带来了良好的经济效益。     

秦皇岛32-6南区少井高产虚拟开发研究

秦皇岛32—6南区原油粘度高密度大,具有常规稠油的特点,目前生产状况极不乐观。本文采用数值模拟方法,对边底水油藏进行了垂向渗透率及开采速度敏感性分析,从储量合理动用、先进井型确定、合理产能设计等几个方面进行了虚拟开发研究。结果表明,秦皇岛32—6油田南区采用水平井开发可有效提高采出程度,改善开发效果。开发过程中先动边水主力油藏、然后动用边水构造岩性油藏、最后动用底水油藏可取得最佳开发效果。通过虚拟开发,提出了少井高产的思路。     

边水油藏油井提液技术研究

边水开发油藏在油井见水后,含水率上升加快,产油速度迅速下降,油井提液措施是保持稳产,提高最终采收率的有效开发模式。针对这类油藏,开展了提液技术研究,在油井提液六项基本原则的指导下,根据数值模拟结果优选提液部位、提液时机以及合理的提液幅度。该项技术对边水油藏中后期开发有着重要的指导意义。     

第一类水合物藏降压开采实验模拟

我国南海含下伏游离气的水合物储层具有实现下伏游离气和水合物分解气“两气合采”的地质条件,开采该类型水合物藏能够增加产气量,提高经济性。但目前该类型储层的开采模拟室内实验研究较少,开采规律认识不足。本文采用实验室自行搭建的三维水合物模拟装置,建立了一套含有游离气层的第一类水合物储层制备新方法,研究了水合物藏降压开采过程的产气产水特性。结果表明,采用甲烷水合物四相点以下的生产压力能有力地加快水合物分解进程,提高开采效率,当开采压力从2.95MPa降低到2.14MPa,快速产气阶段气体采收率增加10%,总开采时间缩短约38%,总采收率从73%提高到81%。当开采井井孔位于水合物层时,可能会在井孔附近出现水合物二次生成现象,从而导致开采产气速率显著降低,相比于开采井井孔位于气层,相同累积产气量的情况下生产时间延长30%左右。对比第一、三类水合物藏发现,第一类水合物藏的快速产气阶段持续20min以上,比第三类水合物藏延长一倍多,但总的气体采收率稍低。本文塑造的是气饱和的第一类水合物藏,对实际海洋水合物藏的模拟具有一定局限性,今后研究还需从实验装置尺度、分区控温方法、实验介质筛选、储层重塑稳定性等方面着手,解决储层重塑关键技术问题,为我国含下伏游离气的泥质粉砂型天然气水合物藏开采提供基础数据参考。