特低渗透断块油藏井网优选数值模拟

特低渗透断块油藏的几何形状以及流体非线性渗流特征都对井网部署有影响。针对不同几何形状的特低渗透断块油藏设计了不同形式的注采井网,以江苏油田花17断块为例,在考虑流体非线性渗流特征的前提下,应用研发的非线性渗流数值模拟软件对每种井网形式进行了开发效果评价。研究表明,对于可以部署两排直井的条带状断块油藏,注水井“隔一布一”地正对采油井部署的方式相对最优;小型条带状油藏选择水平井采油直井注水时,注水井的相对最优位置为水平井井趾的外围;对于可以部署少量直井的小三角形油藏,注水井置于采油井排外侧有利于提高开发效果。此项研究为特低渗透断块油藏的井网优化提供了一种新方法。     

特低渗油藏水平井与直井注采系统差异研究

特低渗油藏直井开发注采井距小,单井控制储量有限,但采用水平井注采系统可较好地解决上述问题,从而获得较好的经济效益。文中全面考虑油水两相流、非活塞驱替及产量等影响因素,利用两相流数学表达式,将水驱前缘与油井泄油压力波及距离之和作为设计注采井距的依据,分别研究了特低渗油藏直井与水平井极限注采井距与物性的关系,深入剖析了2种注采系统开发特低渗油藏的差异。实例分析表明,2种注采系统的注采井距与渗透率近似呈幂函数关系,且水平井注采井距是直井的2～3倍,有效解决了直井注采井距小的问题;进一步证实了水平井井间渗流为线性渗流,比直井的注采系统更有利,从而为采用水平井开采特低渗油藏提供了理论基础。     

特低渗透砂岩油藏水平井井网形式研究

水平井在水平段上有效压裂N次,其渗流能力在理论上提高N倍。再配合适当的注采井网,特低渗透油藏开发水平将有大幅度的提高。通过建立鄂尔多斯盆地西峰油田长8油藏的三维地质模型,运用数值模拟技术,研究了最佳的直井和水平井组合方式及其井网形式。采用交错井网,用直井注水的方法,在油井水平段垂直于最大主应力方向进行多点有效压裂,能有效地提高特低渗透油藏开发效果。     

特低渗油藏有效驱动半径研究

特低渗油藏中流体的流动存在较大的渗流阻力,注采井间压力损耗大,同时启动压力的存在进一步造成了部分低渗透层动用较差甚至未能动用,这种低速非达西渗流特征对特低渗透油田开发有很大影响,增大了特低渗透油田有效开发的难度。考虑启动压力存在的影响,确定了典型特低渗油藏江苏油田H17断块的启动压力梯度,并推导出注采井间有效驱动半径公式,研究了该断块不同井距和不同注呆压差下渗透率与有效驱动半径的关系,对实现特低渗油藏注采井间的有效动用和进一步改善水驱开发效果具有一定的指导意义。     

SN油田FA2断块低渗特低渗砂岩油藏早期开发研究

FA2断块是SN油田众多断块群中的一个低渗-特低渗型砂岩油藏,通过开发初期的整体优化设计,制定了合理的开发技术政策,实施一次性完善注采井网、注采同步的开发方针.对低渗透储层采用酸化、压裂等措施,实现了低品位储量的高速高效开发,为低渗-特低渗油藏的成功开发提供了新的思路.     

特低渗油藏衰竭转水平井注水开发可行性研究

BTG油区天然能量开发以来,由于产量过低,大量油井被迫停产。为了提高区块开发效果,进行了小层精细对比划分、沉积微相、砂体展布规律研究,通过开发动态分析表明,影响油井产量的重要因素是沉积微相、储层物性、压裂规模、布井方式。选择高潜力产油区,分别设计了定向井菱形反九点、定向井矩形和水平井共3种注采井网。采用油藏数值模拟方法计算了各方案开发指标,优选水平井交错注采井网作为最优方案,该方案井距500 m,排距150 m,水平井合理井底流压6 MPa,油水井合理注采比2.0,开采20年采出程度预计提高16.1%。本文工作为特低渗透油藏由天然能量衰竭式开发转变为水平井注水开发提供了技术借鉴。     

特低渗透油藏矢量化井网研究及应用

特低渗透油藏的开发与裂缝(天然裂缝与人工裂缝)密切相关,因此井网部署是否合理是特低渗透油藏开发成败与否的关键。在分析特低渗透油藏地质特征的基础上,研究了特低渗透油藏开发中合理井网部署的关键问题,即裂缝方向与合理井排距的确定。在分析传统的特低渗透油藏开发中根据裂缝不发育、较发育和发育三种不同情况,采用正方形反九点、菱形反九点、矩形三种井网形式的井网优化技术的基础上,提出了充分考虑特低渗透油藏储层非均质性的不规则布井的矢量化井网,同时提出了与矢量化井网配套的压裂工艺,在特低渗透油藏的开发中取得了明显效果。     

条带形边水小断块油藏非完善注采井网研究

复杂小断块油藏难以用规则井网形成完善的注采关系,从而导致油藏能量下降快、水驱采收率低,是制约该类油藏高效开发的关键。此类油藏井网多以不规则三角形井网为主,布井主观而随意,注采关系极不完善,且没有形成1套理论和方法。针对条带形小断块油藏,基于非完善井网完善注采关系思路,考虑不同水体能量,采用数值模拟方法研究了不同井网模式下的油藏开发动态变化特征,给出该类油藏合理的注采井网形式,为此类油藏现场布井开发提供必要的理论和方法依据,进一步丰富了现有井网理论和方法。     

断层对复杂断块油藏水驱开发效果的影响

复杂断块油藏中断层多且分布复杂,特别是对于断块内部发育较多低级别小断层的断块油藏,小断层会影响注采井网的水驱开发效果,需要对其影响规律展开研究,以指导注采井网部署和调整。根据复杂断块油藏中小断层的分布特点,设计3种注采井网,建立理想化的断层分布模型,分别采用油藏物理模拟和数值模拟方法研究各注采井网的水驱开发效果;采用物理模拟方法进一步研究小断层长度对注采单元水驱开发效果的影响。研究分析表明:当断块内部发育小断层时,在低注采压差条件下,注采井网3水驱开发效果最好,在高注采压差下,注采井网1水驱开发效果最好;断块内部小断层长度会影响注入水的波及体积,断层相对越长,断块内部注入水未波及到的油藏体积越大,水驱开发效果越差。     

台兴油田综合调整研究及效果分析

台兴油田阜三段油藏为典型的中低渗复杂断块油藏。初期采用大井距基础井网、长井段合注合采,油藏长期处于＂注不进、采不出＂低效开发状态。针对开发过程中暴露的问题,在开展油藏精细描述、细分层开发研究的基础上,采用对主力断块整体细分、小断块注采完善及滚动扩边的开发新思路,对油藏进行综合治理,开发效果得到明显改善,油藏日产油水平由15↑58 t/d,增加可采储量22.8×104 t,提高采收率6%,综合调整取得初步成功,为条带状复杂断块油藏有效开发积累了宝贵经验。     

双增双稳剖面定向井施工技术

在复杂小断块油田的整体开发中,运用双增双稳剖面定向井有利于丛式井组的防碰。主要介绍了C3断块双增双稳剖面定向井的设计、特点、井眼轨迹控制及安全技术措施。所介绍的技术对其它复杂小断块油田的整体开发具有一定的参考价值。     

超深低漏抽油泵在文中、文东油田的应用

文中、文东油田为复杂断块油田、油藏埋藏深,经过三十余年的开采现已进入注水开发中后期,套损、套漏、井筒损坏严重。针对常规抽油泵在泵挂深度超过2200m的油井深抽时泵易漏失、易失效的问题,引进了超深低漏抽油泵,消除了常规抽油泵的鼓胀效应,从根本上降低了泵的间隙漏失,有效提高了泵挂深油井的泵效,使检泵周期延长,降低采油作业成本。     

海上复杂卫星断块油田开发实践与认识——以JZ油田东区为例

JZ油田东区是JZ油田的卫星区块,具有典型复杂断块的特征.针对研究区构造复杂、储量风险大及海上开发成本高等特点,运用勘探思维,深入研究油源、疏导体系及储盖组合等成藏条件,明确提出该区的成藏模式,并确定了油田滚动开发的思路.在油田开发的过程中,结合地震、电测及油藏数值模拟等手段,对研究区开展了多轮次的精细地质油藏一体化研...     

提高复杂小断块油田开发水平的措施浅析

分析了江苏油田8a的捞油生产实践及29口套管开窗侧钻井的有关资料，对苏北盆地第三系复杂小断块油田提高开发水平的措施进行了分析，认为在一定条件下采用套管、油管捞油及套管开窗侧钻能提高油井利用率及油田采收率，提高开发水平。从而提高经济效益。但套管开窗侧钻存在一定的风险，侧钻前要进行优选。     

OCS驱油剂用作不同断块油田表面活性剂驱的可行性研究

通过研究OCS驱油体系的油水界面张力和乳化性能及驱油效果,考察其在不同断块油田表面活性剂驱的可行性。结果表明,当OCS表面活性剂含量为0.05%-0.4%时,驱油体系与不同断块油田原油间的界面张力可降到10-2-10-3mN/m数量级,说明OCS驱油体系具有较好的界面活性和适中的乳化性能。物理模型驱油试验结果表明,在水驱基础上,注入0.3PV的OCS表面活性剂水溶液,原油采收率可提高18.08%。     

渤海复杂断块油藏精细挖潜的实践与认识

位于渤海的渤西复杂断块油田群由4个储量均为约1 000×104m3的复杂断块油田组成。油田群内部断层发育,含油层系多,油气水关系复杂。经过长期衰竭开发,地层能量下降快、各层采出不均衡、剩余油分布复杂,开发效果逐渐变差。为了解决开发过程中出现的诸多突出矛盾,通过动静结合、精细地质研究寻找剩余油;通过晚期加强注水、细分开发层系缓解层间矛盾;通过老井上返、滚动勘探开发等方法实现产量接替。这些方法的研究与应用,延长了海上老油田的开发寿命,提高油田采收率5%～12%,对于海上复杂断块油田的精细挖潜和高产稳产具有重要的指导作用。     

柳泉油田泉2 断块强水敏粉细砂岩储层防砂技术

柳泉油田泉2 断块储层岩性为粉细砂岩,油层薄、产量低、出砂严重,油井无法正常投产。针对断块低温、强水敏、水平井防砂井段长等难点,开展了长水平段高压砾石充填先期防砂工艺研究,设计了连续充填工艺管柱,并配套完善了完井液体系、射孔方案及携砂液体系,将防砂、治砂、改造储层相结合,开展了4 口井的现场试验,取得了较好的应用效果。该项技术在泉2 断块的成功应用,扭转了该薄层强水敏粉细砂岩油藏长期未能有效动用的被动局面,同时也为其他同类型油藏的开发提供了技术思路。     

复杂小断块油藏CO2吞吐工艺技术分析

在总结复杂小断块油田CO2吞吐系列配套技术的基础上，分别从油藏规模、物性、能量等角度剖析了71口吞吐井的实施效果，分析了影响CO2吞吐效果的关键参数，得出了注入量、注入压力、返排速度、吞吐周期等工艺技术参数的取值范围和标准，对提高采收率具有重要意义。     

低渗复杂断块整体压裂裂缝参数优化设计

低渗复杂断块油藏在进行整体压裂改造时，由于其地应力场分布复杂且井网形式不规则，常规整体压裂产量预测方法不再适用。为此，将油藏数值模拟中的新型网格结构——PEBI网格应用到整体压裂优化设计中，实现了不规则井网条件下任意方位裂缝的模拟，并证实了PEBI网格模拟水力裂缝相对于传统直角网格的优越性。根据濮城油田卫42断块压裂注采井网的实际特点，抽象出适用于复杂断块油藏的3种典型的注采井位关系，并在此基础上进行了裂缝与井网匹配关系和裂缝参数的优化研究。指出：在复杂断块油藏的整体压裂中，注采井位相对角度存在最优值，应根据具体地应力方向进行优化；远离断层区域地应力方向一致，应造长缝，断层附近区域地应力方向容易发生偏转，应重点优化缝长；就特低渗透复杂断块油田而言，注采相对井位、压裂规模对于开发效果的影响要远远大干裂缝导流能力的影响。图10表2参11     

塔里木盆地巴楚地区构造样式与演化

塔里木盆地巴楚地区断裂较发育,可分为３ 组（ 北西向,分布最广泛;东西向和北西西向;北北东向,主要分布于该区东南部） ,主要是基底卷入型断裂,断面较陡,上盘发育断展褶皱和伴生断裂。巴楚地区构造样式可分为盖层滑脱型和基底卷入型。下寒武统泥岩、膏泥岩和下第三系膏泥岩是该区的两套区域性滑脱层,盖层滑脱型构造可分为两种：沿下寒武统滑脱层发育的断展背斜、叠瓦状逆冲断片和沿下第三系滑脱层发育的滑脱型逆冲断块。基底卷入型构造有多种构造样式,包括单斜式断块、“Ｙ”形及反“Ｙ”形断块和背冲式、对冲式断块。巴楚地区构造发育史可分为３ 期：加里东期—海西期,海西晚期,这两期构造形成与中、晚志留世西昆仑早古生代火山弧和塔里木板块碰撞及西昆仑晚古生代火山弧的演化相关;喜山期,构造形成与印度板块同欧亚大陆南缘的碰撞密切相关。图３ 参３（王孝陵摘）