超低渗透致密油藏水平井井网优化技术研究

鄂尔多斯盆地具有丰富的超低渗透油藏资源,开发潜力巨大,但由于其储层物性差、非均质性强等特点,直
井大幅度提高单井产量难度较大。针对超低渗致密储层特点,以建立有效驱替压力系统为目标,利用矿场实践、油藏
工程和数值模拟综合方法对水平井井排方向、井网形式、水平段长度、裂缝参数组合型式和注采井距参数等方面进
行了研究,研究结果表明：以直井与水平井联合布井的交错排状七点井网布井方式、哑铃型布缝、人工压裂缝密度2
条/（100 m）、水平段长度在700∼800 m、注采井距700∼800 m、排距150 m 时,超低渗透致密油藏水平井初期平均单井
产量约为8.0 t/d,达到直井平均单井产量的4 倍左右,研究成果可以指导超低渗透致密油藏的经济、高效开发。     

碳酸盐岩缝洞型油藏注水开发研究

碳酸盐岩缝洞型油藏由于裂缝、溶洞的分布随机性强,其流动机理和开发方式与常规的碳酸盐岩裂缝性油藏存在很大差别,注水开发目前处于试注阶段,还没有形成相应的油藏注水开发理论体系。因此,建立适合碳酸盐岩缝洞型油藏的注采关系及注水方式,优化碳酸盐岩缝洞型油藏不同注水方式下的注采参数,是碳酸盐岩缝洞型油藏注水开发理论与方法的关键基本问题。该研究以油藏工程学、流体动力学理论为基础,以室内物理模拟实验、数值模拟、矿场注水试验和大量动态资料统计分析为基本手段,充分考虑理论研究、室内实验研究与现场试验研究相结合,针对课题研究目标,选择具有代表性的缝洞单元模型进行重点研究,对油藏能量、注采关系、注水方式、注采参数、注水开发动态及开发效果评价方法进行深入研究,进而形成系统的缝洞型油藏注水开发技术政策及注水开发效果评价方法。2013年通过进一步开展室内物模和数值模拟研究,建立了缝洞型油藏室内三维注才井组实验模型,完善了缝洞型油藏单元注水方式,优化了缝洞型油藏单元注水的注采参数,进一步完善了不同类型岩溶缝洞储集提注水技术政策。该课题完成了年度研究计划内容和目标。     

H区块缝洞单元连通方式及注水开发对策研究

针对H区块缝洞型油藏连通单元井组实施注水驱替开发效果差异很大这一问题,开展了缝洞单元连通方式及注水开发对策研究。利用地球物理方法对微裂缝、大尺度裂缝、有效基质、孔洞进行刻画,提出了3种缝洞单元连通方式：暗河岩溶管道、大尺度缝、弥散缝伴有大尺度缝。对不同的缝洞连通单元开展机理性数值模拟和矿场试验研究,给出合理的注水开发对策。暗河体系具有连通井组低注高采、洞注暗河驱洞采的注采关系;弥散缝伴有大尺度缝,沟通缝洞单元,不同单元二者匹配具有差异性,应控制合理的注采比,后续动态调整,提高注水开发采收率,改善区块连通单元注水驱替效果,对相同或类似缝洞型碳酸盐岩油藏连通单元注水开发具有一定的借鉴及指导意义。     

块状潜山稠油油藏水平井合理产能确定方法

为了确定块状潜山裂缝性稠油油藏水平井底部注水水平采油井的合理产能,利用镜像反映原理和势函数叠加原理推导出水平井井网底部注水整体开发厚层裂缝性稠油油藏的产量公式;并结合油藏区块实际地质参数,针对注采井距、注采压差、采油井垂向位置等影响产量的主要因素进行了分析和优化。结果表明,利用水平井井网底部注水整体开发厚层裂缝性稠油油藏的合理注采井距为2倍油层厚度。为了油井能够获得较高的产能,注采井之间首先必须保持合理的井距形成有效的驱替。随着注采压差的增大,生产井产量呈现线性增加的趋势;但存在合理的注采压差。纵向上将采油井布置在油藏的顶部,可获得最大的单井产量。研究成果可为块状厚层潜山稠油油藏单井合理产能的确定提供理论依据,且方便实用。     

缝洞型油藏单井注氮气提高采收率技术政策研究

缝洞型油藏地质条件复杂,储层非均质性极强,虽然单井注氮气提高采收率矿场试验获得成功,但由于单井地质特征各不相同,使得注气效果差异大,注采参数需要进一步优化。为此,提出建立针对此类油藏的“一井一策”注气提高采收率技术政策,并以TA1井为例,在储层识别和预测基础上,构建储集体发育模式,采用“分类建模、分类数模”的方法再现油藏开发历程,表征剩余油分布特征,基于实体油藏模型优化转注时机、注气方式及注采参数。结果表明,TA1井洞顶存在5.28×10⁴ t剩余油,注入氮气能够形成次生气顶动用洞顶阁楼油,进一步提高油藏采出程度,基于模型确定最优转注时机为含水率93%时,注气方式为气水混注,周期注气量为60×10⁴ m³,注气速度15×10⁴ m³/d,焖井时间10 d,采液强度40 m³/d,预测增油2 496.0 t,该技术政策为注气方案编制和矿场实施提供了参考,实施后增油效果显著,推广到不同岩溶背景注气井均取得较好应用效果。     

缝洞单元注水驱油可视化物理模拟研究

为了研究缝洞油藏注水驱油机理,以及注采参数对注水开发效果的影响,采用可视化物理模拟的方法研究了注采井位、注水强度对缝洞型油藏剩余油分布、含水率、采收率的作用机制。同时进行了单相物"理模拟实验和注气提高采收率实验。研究发现:注采井位对水驱油效果产生明显影响,底部注水的采收率高于顶部注水。低流速范围内,无论注水井位置如何,重力对油水置换都起到积极的作用。在一定的流速范围内,注入速度越大,注入压力越大,生产井见水略早,含水采油期越长,采收率越高。单相物理模拟实验,在低流速范围内注入压力与注入速度成线性关系;在高流速范围内注入压力与注入速度成非线性关系。研究结果表明:注气可以有效地驱替缝洞中的剩余油,特别是对阁楼油和绕流油效果显著。     

塔里木盆地奥陶系碳酸盐岩缝洞型油气藏注水开发机理

塔里木盆地奥陶系碳酸盐岩储层非均质性极强,流体性质复杂,开发难度大。注水是碳酸盐岩油气藏二次开发的主流方式,但目前依然对其注采机理缺乏系统梳理。文中结合现场注水开发实践,总结归纳了塔里木盆地奥陶系各类型油气藏注水机理及适宜的注水开发类型。分析认为对于单井单元,黑油、稠油油藏可通过注水吞吐替出剩余油,高含水油井可进行注水压锥降低含水率;挥发性油藏通过注水保压,抑制原油脱气;早期衰竭开发的高含凝析油凝析气藏可通过注水替出已析出的凝析油。对于多井连通井组,通过纵向替油和横向驱油可提高油藏采收率。     

塔河风化壳储层典型单元注水方式优化研究

风化壳古岩溶作用形成的缝洞型油藏是塔河油田奥陶系油藏的主要储层类型,其由于缝洞发育,非均质性极强。目前在注水开发过程中,部分缝洞单元注水效果变差。为强化注水效果,利用数值模拟方法研究了塔河某油藏典型生产单元的最佳注水方式组合。根据注水见效期、稳定期以及调整期的含水率特点,通过对注水方式的组合优化模拟,论证了最佳注水组合的模式及注采参数。模拟结果显示,最佳注水组合为先温和持续注水,后周期注水,最终转为脉冲注水的模式。基于该油藏参数,三种注水方式的参数的优化结果为持续注水强度200 m3/d,常规周期注水采用长注短停注60 d停15 d的方式,脉冲注水为(100~200)m3/d间隔30 d的方式间歇注入。     

缝洞型油藏多级分段堵水技术研究与应用

针对塔河碳酸盐岩缝洞型油藏孔、缝、洞发育且储层非均质严重,底水易从高角度裂缝窜进并产出,油井治水
难度大的问题,开展了多级分段堵水技术研究,该技术根据油井漏失情况,使用不同类型的堵漏剂和堵漏工艺进行预
堵漏,以不同密度可固化颗粒为主体堵剂,通过多级段塞、分段注入的施工工艺和堵后控压酸化求产工艺,实现缝洞型
油藏油井的高效堵水。多级分段堵水技术对塔河碳酸盐岩缝洞型油藏有较好的适应性,现场应用有效率达70% 以上,
可推广应用。     

浅谈塔河油田注水替油机理

塔河油田碳酸盐岩油藏储层岩溶裂缝、洞、孔呈多重介质特征,储集体空间分布不连续性,油藏的油水关系复杂,奥陶系碳酸盐岩缝洞高度发育,并以多缝洞系统的形式彼此孤立存在,油藏投产后初期高产,但无水采油期短,含水上升快,产量递减快。针对以上情况,塔河油田提出了同井注采、注水替油的补充油田开发能量的新方法,这使塔河油田产量有明显的增长。     

小断块油藏CO2单井吞吐强化采油可行性研究

受多断层切割的复杂断块油藏,所形成的众多小断块单元油藏井间连通性差、边界封闭、地层能量有限、开采中地层能量下降快、难以采用早期注水等方式大规模开采。而采用CO₂吞吐强化采油方式对此类油藏可能是一种有效的方法。为此,针时复杂小断块低能量油藏单元的地质开发特征,在对油井目前地层流体进行相态分析基础上,通过CO₂油藏流体膨胀实验,确定CO₂吞吐的驱替机理,再通过CO₂吞吐长岩心驱替实验确定CO₂吞吐增产原油的程度和时效性。然后建立了针时实际小断块单元油藏单井CO:吞吐的地质和数值模拟模型,在对注气前油井生产动态进行历史拟合基础上,时CO₂吞吐强化采油过程中的工艺操作参数进行了敏感性分析,重点讨论注气时机和周期注入量对小断块单元油藏增产效果的影响,分析末同注气时机CO₂吞吐前后近井地层原油饱和度和压力分布变化规律。从而得出适合于小断块单元油藏CO₂单井吞吐强化采油的有效时机和最佳操作参数选择,为小断块单元油藏实施CO₂吞吐强化采油可行性方案设计提供了系统的室内综合评价方法。     

海上M稠油油田吞吐后续转驱开发方案研究

针对目前渤海地下原油黏度大于350 mPa·s的非常规稠油水驱采收率较低,且考虑到吞吐轮次及平台寿命的问题,开展吞吐后续转驱开发方式研究。以海上M稠油油田为例,利用油藏数值模拟方法对蒸汽吞吐转蒸汽驱、热水驱及多元热流体吞吐转多元热流体驱、热水驱等4种转驱方式的转驱时机及注采参数进行优化设计及对比分析。结果表明,蒸汽吞吐转蒸汽驱开发效果最好,多元热流体吞吐转多元热流体驱略差。蒸汽驱最优注入参数为：转驱压力5 MPa左右,采注比1.3,井底蒸汽干度0.4,注入温度340℃,注汽速度240 m³/d。     

超稠油油藏蒸汽吞吐稳产技术对策研究

以辽河油田曙一区超稠油油藏为例,利用蒸汽吞吐温度场、饱和度场拟合结果及高温吸汽剖面、产液剖面、井温剖面等现场监测资料,分析了超稠油单井常规蒸汽吞吐高周期递减的主要因素。研究表明超稠油单井常规蒸汽吞吐油层动用程度低、油井供液能力下降是高周期递减的主要因素。针对这些因素,强化机理研究,加大室内实验和现场试验力度,提出了多井同步蒸汽吞吐、间歇蒸汽吞吐、高温调剖、一注多采等稳产技术对策。在现场应用后,有效地缓解了超稠油高周期蒸汽吞吐产量递减,周期递减由8.31%下降到3.25%,相同周期产油量高于单井常规蒸汽吞吐200t左右,油汽比提高0.03。     

深层低渗透砂砾岩油藏注CO2吞吐提高采收率实验研究

深层低渗透砂砾岩油藏地层天然能量较低，压裂后产能递减较快，并且由于地层水敏性以及非均质性较强，采取注水开发的效果较差，采出程度较低。为进一步提高此类油藏的开发效率，开展了注CO₂吞吐提高采收率实验研究，分析了生产压力、焖井时间、吞吐周期以及岩心渗透率对吞吐采收率的影响，并结合核磁共振分析实验研究了CO₂吞吐微观孔隙动用特征。结果表明：生产压力越低、焖井时间越长，吞吐采收率越高；随着吞吐周期的增加，周期吞吐采收率和换油率均逐渐降低；岩心的渗透率越大，不同周期的吞吐采收率就越高；注CO₂吞吐的最佳生产压力为26 MPa,最佳焖井时间为8 h,最佳吞吐周期为5次。岩心的孔隙结构对CO₂吞吐过程中原油的微观动用特征影响较为明显，大孔隙发育较少、物性较差的岩心，吞吐初期主要动用大孔隙中的原油，而吞吐后期采收率的贡献主要来自小孔隙，此类岩心整体采出程度较低；而对于大孔隙发育较多、物性较好的岩心，大孔隙中原油的动用程度一直高于小孔隙，并且总体采出程度较高。S-1Y井实施注CO₂吞吐措施后，日...     

春10区块水平井蒸汽吞吐注采参数优化

稠油油藏具有储量丰富,物性差,粘度高的特点,经过多年的蒸汽吞吐技术开发,出现储层综合含水率提高,油气比降低和汽窜等现象,导致开发效果较差,储层动用程度降低。因此研究不同影响因素对开发效果的影响,合理优化注采参数对超稠油油藏有效开发具有指导意义。本文通过对春10区块油藏地质条件的研究,运用正交试验法,研究影响开发效果的因素显著性为：注汽强度、水平段长度、油层厚度、产液速度、粘度、渗透率;运用数值模拟方法,对春10区块内的水平井注采参数进行优化、优选,确定出水平段长度50米的注汽强度最佳范围21～25t/m?d;最佳采注比0.8～1.2;水平段长度150米的注汽强度最佳范围11～15t/m?d,最佳采注比0.9～1.2等注采参数指标,对现场生产具有指导意义。     

提高稠油油田多轮次吞吐采收率方法研究

根据国内某稠油油田笼统注汽开采多年的生产数据,对此油田生产井的生产动态进行了模拟计算,得到该油田注采井产油的基本生产规律及动用情况。结合测井数据与数值计算结果,分析了该油田蒸汽吞吐后期存在的主要问题,即油层层间动用不均、底层油层动用较差。针对上述问题,提出了蒸汽吞吐后期注汽井分层注汽的方案。据此优化设计方案进行了现场验证,通过对比证明了分层注汽、在注汽过程中加快底层注汽速度方案的有效性与可行性。通过研究增加了生产井蒸汽吞吐采油的轮次,延迟了蒸汽驱采油的启动时机,为国内相似油田的开采提供了借鉴。     

砂砾岩致密油藏超临界二氧化碳吞吐适应性分析

为研究砂砾岩致密油藏超临界CO_2吞吐效果,基于M油田砂砾岩致密油藏岩储层条件室内模拟超临界CO_2吞吐饱和油岩心、含束缚水饱和油岩心。通过吞吐前后岩心中采出油量、采出油组分变化、吞吐前后油相渗透率变化得出:束缚水存在增加了超临界CO_2吞吐采出流体量但降低了原油的采收率,同时减弱了CO_2对原油的萃取能力,使得采出油组分变轻,CO_2萃取原油组分区间为C_(12)～C_(21);CO_2与地层水作用产生沉淀现象是导致吞吐后岩心油相渗透率下降的主要原因,CO_2与水作用强度大于与原油作用强度。     

渤海稠油油藏多元热流体开发全过程参数优化

多元热流体技术是海上稠油高效开发的关键技术,在渤海油田开发中得到了广泛应用,但目前该技术还存在注入参数不合理、转驱时机及井网不确定等问题。为了提高多元热流体技术在油藏开发全过程中的效果,以渤海A稠油油田区块的油藏参数建立数值模型,通过数值模拟方法对多元热流体吞吐阶段主要注入参数、转驱时机及井网、多元热流体驱阶段主要注采参数进行优化研究。结果表明,多元热流体技术在稠油油藏开发过程中,先以吞吐形式进行,当地层压力降至5 MPa左右时再转驱;多元热流体吞吐阶段,随地层压力减小,最佳注水强度先增大后减小,气水比先保持较低水平后大幅增大,气体中CO2比例逐渐减小;多元热流体驱阶段,随含水率上升,最佳注水速度先减小后保持较低水平,最佳气水比的变化规律与注水速度基本相反。     

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。     

致密油藏二氧化碳吞吐过程中低压区域对二氧化碳波及范围的影响

二氧化碳在油藏中的波及范围是影响致密油藏二氧化碳吞吐提高采收率效果的关键因素。如何扩大注入的二氧化碳在油藏中的波及范围是新的研究热点。运用油藏数值模拟软件,建立致密油藏二氧化碳吞吐的理论模型,通过监测吞吐过程中油藏压力及二氧化碳含量变化,发现压力平衡过程中存在限制二氧化碳波及范围的低压区域,在此基础上,分析了注入压力、焖井时间和吞吐轮次对二氧化碳波及范围的影响。研究结果表明：注入压力是影响二氧化碳波及范围的主要因素,吞吐轮次对二氧化碳波及范围的影响较小。