大斜度井挖潜断层边部剩余油实践

应用井震结合技术对大庆长垣油田储层构造进行了深入研究,对断层的分布认识更加细致。断层附近局部区域剩余油仍相对富集,是进一步挖潜的重点。对断层边部剩余油潜力进行了评估,明确了影响断层边部剩余油富集程度的影响因素;利用数值模拟技术研究分析了断层边部储层动用情况,断层上下盘对采出程度没有影响,剩余油潜力主要分布在非主力油层中,断距大的断层附近剩余油更为富集。在井震结合三维精细地质研究成果基础上,优选潜力区域、找准剩余油富集部位,对大斜度井井轨迹进行优化设计,近年来已设计投产42口大斜度井,取得了很好的开发效果。     

水平井网波及系数数值模拟研究

水平井网波及系数是影响水平井开发效果的重要因素。以五点法水平井直井联合井网为例,利用三维数值模拟技术,对水平井波及系数的影响因素进行了研究分析。结果表明,储层物性、流体性质以及井网特征对波及系数的影响均较明显,其中流度比是影响波及系数的主要因素。油层越薄,细分层厚度对计算结果的影响越显著,层内三维数值模拟时必须考虑分层对计算精度的影响。     

层状边水油藏水平井开发后期剩余油分布规律研究

对于能量充足的层状边水薄层油藏,利用水平井开发总体效果理想,但开发后期随着含水率的不断上升,油水关系复杂,剩余油分布分散。以水平井开发的塔中16油田为例,利用流动单元方法建立地质模型,结合生产动态分析,通过数值模拟方法总结了塔中16油田剩余油分布特征。以剩余油分布规律为基础,从垂向和平面2个方面分析了剩余油控制因素：剩余油垂向上受物性、隔夹层和韵律3个因素影响;平面上受微构造、井网完善程度、井间压力分布、断层、水平段不均匀见水等5个因素影响。利用分析结果,可以较为可靠的发现剩余油富集区,为油田剩余油潜挖提供了有利依据,对高含水期油藏进一步提高采收率具有指导意义。     

长垣油田断层附近高效井挖潜技术研究

长垣油田已进入特高含水开发期,剩余油分布高度零散,断层附近成为主要的剩余油富集区。利用井震结合精细断层解释成果,分析了断层附近潜力部位,采取部署高效井及相应配套调整措施,高效井设计思路由原来"躲断层"向"贴断层、保注采、整体配套调整"的方向转变,取得了较好的开发调整效果,拓宽了特高含水期油田挖潜技术路径。     

五点法水平井与垂直井联合井网波及系数研究

利用数值模拟方法对五点法水平井与垂直井联合井网不同见水时刻的波及系数进行了研究。研究表明:油水流度比、水平井穿透比及水平井与水平方向的夹角对五点法联合井网波及系数的影响较大。在对各影响因素分析对比的基础上,得出了各影响因素与波及系数的关系曲线,并对数值模拟结果进行了回归,得到了联合井网的波及系数与各影响因素之间的定量关系。     

葡北三断块葡136井区断层与剩余油配置关系研究

根据葡北油田三断块葡136井区目前开发状况,进行了葡萄花油层断层特征的三维建模精细解释和砂体展布特征分析,描述了葡136井区不同类型的砂体与断层匹配模式的剩余油分布特征,对断层边部的剩余油富集区进行了圈定,确定研究区内反向断层上升盘一侧、断层交叉部位为剩余油的有利富集区。最终在全区刻画出4个剩余油富集区,该技术的实现对提高水驱油藏断层边部采收率,改善区块开发效果具有重要指导意义。     

宋芳屯油田南部芳156区块综合挖潜措施研究

宋芳屯油田南部葡萄花油层储层发育差,注采难度大,目前处于低效开发阶段。以芳156区块为例开展剩余油分布特征研究,分析已加密区开发效果,具体阐述综合挖潜措施,即对优化井网开展加密调整、对优化井型部署水平井和对老井进行综合治理。通过井网加密与注采系统调整,统一考虑新老井,完善注采关系,充分挖掘剩余油,可以达到改善区块开发效果、增加可采储量的目的,同时能为编制同类区块综合调整方案提供技术支持。     

页岩力学参数各向异性对井壁应力的影响

页岩具有较明显的强度和弹性各向异性,在横观各向同性和连续均匀线弹性地层介质的基础上,建立了各向异性页岩地层的井壁应力计算模型,采用Matlab软件编制了数值解的求解程序,分析了在3种不同断层应力状态下页岩力学参数对井壁应力的影响规律。结果表明:在各向异性页岩地层中,断层的地应力状态会明显地影响井壁应力场的分布形态,尤其是在地应力极值附近;在3种断层应力状态中,正断层地应力状态下井壁应力分布的非均匀性最大;岩石的弹性模量各向异性度会造成水平井井壁应力的二次分布,而泊松比各向异性度对水平井井壁应力分布没有影响;弹性模量各向异性度对井壁应力的影响在其最大值和最小值附近呈现出相反的规律。     

分层系开发井网优化部署技术应用研究--以E区块A井区为例

A井区是由B断层和近北东向的C断层夹持的小断块。该断块以前一直归属于D区块进行开发,2015年通过井震结合重新落实构造,该断块仍处在大洼断层上升盘,与E油田主体同属一块。构造重新落实后,结合新建储层二次解释,该井区含油面积增至0.5km2,地质储量增至158×104 t。以前井区内共有9口油井,累计产油39.71×104 t ,采出程度较低（为25.1％）;井区仅有的3口注水井均位于断块边部,注采井网不完善,区块整体水淹程度较低,部分区域未水淹。针对上述问题,通过精细油藏地质体研究、精细量化剩余油分布特征研究及分层系开发井网优化部署研究,一次部署调整油井14口、注水井12口。在中东部区域优先实施直井2口,日产能力较高达（23.9t ）,取得较好的开发效果,为该井区分层系规模开发提供了依据。     

透镜状油藏差异化调整对策研究——以现河庄油田河146块为例

透镜状油藏沉积特征明显,高渗条带显著,核翼物性差异大,采用常规注采井网开发导致高渗条带水淹水窜严重、砂体边缘注不进采不出问题严重。为了提高该类油藏的采收率,以典型透镜状油藏河146块为例,在层系划分、井网方向、井距大小和工艺措施等方面均进行了差异化对策研究。结果表明,砂体叠置区域剩余储量丰度高,可采用局部层系细分的方式开发;含水突进方向受沉积相方向影响大,沿沉积展布方向部署井网较好;井距计算以主力砂体物性为主考虑,对于局部注采井距离偏大、井组内水淹不均衡等问题,采用径向水力射流井网适配。差异化调整的对策思路对同类型油藏的合理开发具有借鉴意义。     

井震结合“一井多断”小断层特征研究

以萨尔图油田萨尔图、葡萄花、高台子油层为研究对象,运用测井、地震资料识别小断层,分析小断层的力学形成机制,研究"一井多断"小断层的分布特征,为油田开发提供指导。研究表明:小断层处地震反射波同相轴发生细微错开、分叉、合并等现象;裂缝的产生是形成断层的前提和基础,小断层的形成受构造应力和岩体力学因素影响;小断层内各断点间距离相差不大,小断层在纵向上断距的相差较小;小断层在平面上主要分布于断层带的内部和边部,呈成带性;纵向上与大断层成组出现,呈派生性;构造应力是小断层形成的主要因素。     

大名地热田地质概念模型及井网模拟

根据大名地热田馆陶组的构造形态和储层分布规律,建立了地热田概念模型、构造模型、属性(孔隙度和渗透率)模型、温度场模型。利用概念模型对地热田开发常用3种井网"一采一灌"、"二采一灌"和"三采二灌"的温度场和压力场进行了模拟,并计算了供暖时间30年不同采灌井距间的冷锋推进前缘位置和地热井井口水温变化关系。综合考虑3种井网热储压力场和温度场2个方面对地热田开发的影响,明确了生产井稳定涌水量100m~3/h、回灌水温20℃、回灌量100m~3/h时,地热田最佳采灌井距为400m。     

鄂尔多斯盆地延安组小油藏治理对策研究——以志丹油田2067井区为例

鄂尔多斯盆地下侏罗统延安组油藏是盆地内主要的勘探开发目的层,在盆地分布范围很广,从盆地西缘的断裂带附近到陕西省安塞县以东均有发现。延安组油藏埋藏浅,成藏规模小,砂体与构造的良好匹配是成藏的控制因素。这类油藏在志丹油田数量众多(古甘陕古河道两侧附近),由于其埋藏浅、物性相对较好,边底水能量较为充足,利用边底水天然能量开发,采收率可以达到20%~30%。通过对志丹油田延安组小油藏地质及开发特征的认识,分析了一个小油藏2067井区延安组延9油层组2砂层剩余油分布特征及开发潜力,提出了综合治理对策,利用水平井产能预测公式计算得出,水平井稳产期后日产油11.4t,2067井区日产油可达30t,预测采收率可达25.5%,为志丹油田众多延安组小油藏的开发提供借鉴。     

西北干旱区乡村聚落分布格局特征及影响因素

【目的】研究乌苏市乡村聚落分布格局的规律并揭示其影响因素,以期为促进西北干旱区城乡一体化发展、优化乡村聚落布局建设美丽乡村提供理论参考.【方法】基于遥感影像,采用GIS空间分析法、多元Logistic回归模型,定量分析乡村聚落分布格局特征及影响因素.【结果】密度最高区域为2.502～4.795个/km~2,密度最低区域几乎没有聚落,在空间上呈多核心-低密度分布;General G估计值Z(d)为-2.813 363,聚落规模具有显著的低值集聚特征.聚落规模热点区大多数为团场连队,冷点区大多数为乡镇村庄;聚落形状指数值总体不高,形状较为规整,稳定性较好.聚落分布差异的影响因素大小排序为:距最近县道距离距最近主要河流距离距最近乡镇中心距离;聚落规模差异的影响因素大小排序为:高程坡度;聚落形态差异的影响因素大小排序为:距最近县道距离距最近省道距离.【结论】乡村聚落整体分布格局受自然和社会经济因素的影响,交通主要影响聚落分布和形态差异,地形地势主要影响聚落规模差异,应重视不同因素对聚落分布格局的影响程度.     

马王庙油田马36井区油藏数值模拟研究

在马36井区油藏特征及开发特征基础上，通过相控地质建模，应用已有的实际动态数据，利用油藏模拟技术对马36井区进行了数值模拟，得到注水井流线方向为沿高渗透带方向以及研究区内剩余油沿断层一线分布的规律，进而提出了针对不同层的剩余油侧重的开采方式。     

垦12断块剩余油分布规律研究

垦12断块为典型的复杂断块,断层复杂、沉积类型多、油层类型多而薄,各层开发效果相差大。在油藏精细描述的基础上,利用各种动态资料,结合数值模拟技术对该研究区油藏剩余油分布规律进行分析。研究表明,垦12断块油层类型多而薄;复杂边底水断块油藏的剩余油主要分布在高部位,而物性相对较差的边部和断层遮挡部位也是挖潜剩余油的有利区域。     

红岗油田萨尔图油藏改变液流方向试验研究

红岗采油厂萨尔图油藏目前已进入特高含水期。在井网演变历史分析、精细油藏研究的基础上,针对北区反十三点井网平面矛盾突出的特点,开展了改变液流方向试验(一是抽稀井网试验;二是"十"字号井转注试验),从剩余油研究、水驱规律多角度出发,实现了井网调整试验的科学性和合理性,减小了层间矛盾,为提高水驱效率提供了依据,并取得了可观的效益。     

扶余油田开发中后期油田井网调整试验

扶余油田已经进入含水中后期,注采井网不适应地下的地质特点,尤其是"两夹四"、"两夹五"注采井网,平面矛盾较突出,注采井网的不适应,年产油量下降,但部分区块剩余油仍然很高。通过对井网存在问题及剩余油研究认识,提出了注采井网的重新调整——线性注采井网。通过钻少量新井,对老井的封、补、转及低效井综合治理,强化注采关系,提高油井多向受效方向,达到增加注入水波及体积,强化补充潜力层驱替能量,改善开发效果,提高采收率的目的。扶余油田经过井网的重新调整后,注采井数比由0.2~0.3提高到0.5,采收率由27.5%提高到33.5%。     

特高含水期剩余油动静结合挖潜对策研究

大庆油田萨北开发区综合含水率目前已跃居全油田第二高,如何找准剩余油分布位置并制定合适的挖潜对策已成为现阶段降本提效的关键。与以往单纯从开发角度分析不同,依靠近年来井震结合油藏描述技术精度的逐步提高及成果的广泛应用,现已形成配套的动静结合潜力预测方法,并针对不同类型剩余油提出了相应的挖潜对策。主要包括断层再认识措施潜力分析,断层边部聪明井高效挖潜模式以及储层预测潜力综合调整3个方面。研究成果有效指导了特高含水期措施挖潜并已见到了实效。     

单家寺油田单2西活跃边底水超稠油油藏水平井开发研究与实践

单家寺油田单2西沙三段4砂组为厚层活跃边底水超稠油油藏,由于储层物性差、靠近油水界面、开采技术不配套等原因,直井蒸汽吞吐开发周期生产时间短,含水率上升快,周期产量低,开发效果差。基于数值模拟技术,研究了该区剩余油分布,分析了水平井经济及技术界限,优化了水平井参数,研究表明,井型以水平井最佳,合理井距为90~100m,排距为100m时最合理;当水平段长度在200~250m之间时,采出程度和单储净累计产油达到最大;当水平段距油层段顶7/10时采出程度最高,水平段优选位于油层中部偏下。该研究成果改善了单2西沙三段4砂组开发效果,提高了采收率,对活跃边底水超稠油油藏开发具有一定的借鉴意义。