双河油田Ⅳ5-11层系复合驱剩余油分布与井网重组研究

应用精细油藏数值模拟、密闭取心等方法,研究了双河油田Ⅳ5-11层系剩余油分布特征,利用典型模型开展了层系细分及井网调整技术界限研究。根据研究结果,对双河油田Ⅳ5-11层系进行了层系细分重组。模拟结果表明,调整后的井网显著提高双河油田Ⅳ5-11层系平面、纵向波及效率,为复合驱油体系充分发挥作用提供了适应的井网条件。     

海上高含水期油田细分层系技术界限研究

由于平台和开发投资的限制,海上油田在高含水期实施细分层系,而从理论及矿场分层产能测试结果可知：随着油田进入高含水阶段,多层合采油田层间干扰除了受纵向非均质性影响外,更受到纵向各层压力和含水等动态因素的影响。针对目前对高含水期层间干扰定量表征及层系划分界限研究较少的问题,在研究引起层间干扰的动、静态因素基础上,提出了层间动态干扰概念,并运用渗流理论建立了层间动态干扰系数定量表征数学模型,得到了多层合采砂岩油藏在高含水期动态干扰系数与纵向各层渗透率、含水率及压力的定量关系。结合数值模拟方法建立了高含水期油田细分层系界限：渗透率级差小于5.0,含水率级差小于1.7,压力级差小于1.6。以此为基础在渤海SZ油田高含水期实施了细分层系先导试验,利用细分层系界限制订了合理的层系划分与组合方式,细分层系后试验区平均日增油达20%,含水率降低10%,采收率提高5%。研究成果为海上油田高含水期层间矛盾的定量评价及降低层间矛盾策略的制订提供了借鉴。     

海上高含水期油田细分层系技术界限研究

由于平台和开发投资的限制,海上油田在高含水期实施细分层系,而从理论及矿场分层产能测试结果可知：随着油田进入高含水阶段,多层合采油田层间干扰除了受纵向非均质性影响外,更受到纵向各层压力和含水等动态因素的影响。针对目前对高含水期层间干扰定量表征及层系划分界限研究较少的问题,在研究引起层间干扰的动、静态因素基础上,提出了层间动态干扰概念,并运用渗流理论建立了层间动态干扰系数定量表征数学模型,得到了多层合采砂岩油藏在高含水期动态干扰系数与纵向各层渗透率、含水率及压力的定量关系。结合数值模拟方法建立了高含水期油田细分层系界限：渗透率级差小于5.0,含水率级差小于1.7,压力级差小于1.6。以此为基础在渤海SZ油田高含水期实施了细分层系先导试验,利用细分层系界限制订了合理的层系划分与组合方式,细分层系后试验区平均日增油达20%,含水率降低10%,采收率提高5%。研究成果为海上油田高含水期层间矛盾的定量评价及降低层间矛盾策略的制订提供了借鉴。     

海上高含水期油田细分层系技术界限研究

由于平台和开发投资的限制,海上油田在高含水期实施细分层系,而从理论及矿场分层产能测试结果可知：随着油田进入高含水阶段,多层合采油田层间干扰除了受纵向非均质性影响外,更受到纵向各层压力和含水等动态因素的影响。针对目前对高含水期层间干扰定量表征及层系划分界限研究较少的问题,在研究引起层间干扰的动、静态因素基础上,提出了层间动态干扰概念,并运用渗流理论建立了层间动态干扰系数定量表征数学模型,得到了多层合采砂岩油藏在高含水期动态干扰系数与纵向各层渗透率、含水率及压力的定量关系。结合数值模拟方法建立了高含水期油田细分层系界限：渗透率级差小于5.0,含水率级差小于1.7,压力级差小于1.6。以此为基础在渤海SZ油田高含水期实施了细分层系先导试验,利用细分层系界限制订了合理的层系划分与组合方式,细分层系后试验区平均日增油达20%,含水率降低10%,采收率提高5%。研究成果为海上油田高含水期层间矛盾的定量评价及降低层间矛盾策略的制订提供了借鉴。     

海上高含水期油田细分层系技术界限研究

由于平台和开发投资的限制,海上油田在高含水期实施细分层系,而从理论及矿场分层产能测试结果可知:随着油田进入高含水阶段,多层合采油田层间干扰除了受纵向非均质性影响外,更受到纵向各层压力和含水等动态因素的影响。针对目前对高含水期层间干扰定量表征及层系划分界限研究较少的问题,在研究引起层间干扰的动、静态因素基础上,提出了层间动态干扰概念,并运用渗流理论建立了层间动态干扰系数定量表征数学模型,得到了多层合采砂岩油藏在高含水期动态干扰系数与纵向各层渗透率、含水率及压力的定量关系。结合数值模拟方法建立了高含水期油田细分层系界限:渗透率级差小于5.0,含水率级差小于1.7,压力级差小于1.6。以此为基础在渤海SZ油田高含水期实施了细分层系先导试验,利用细分层系界限制订了合理的层系划分与组合方式,细分层系后试验区平均日增油达20%,含水率降低10个百分点。研究成果为海上油田高含水期层间矛盾的定量评价及降低层间矛盾策略的制订提供了借鉴。     

海上高含水期油田细分层系技术界限研究

由于平台和开发投资的限制,海上油田在高含水期实施细分层系,而从理论及矿场分层产能测试结果可知：随着油田进入高含水阶段,多层合采油田层间干扰除了受纵向非均质性影响外,更受到纵向各层压力和含水等动态因素的影响。针对目前对高含水期层间干扰定量表征及层系划分界限研究较少的问题,在研究引起层间干扰的动、静态因素基础上,提出了层间动态干扰概念,并运用渗流理论建立了层间动态干扰系数定量表征数学模型,得到了多层合采砂岩油藏在高含水期动态干扰系数与纵向各层渗透率、含水率及压力的定量关系。结合数值模拟方法建立了高含水期油田细分层系界限：渗透率级差小于5.0,含水率级差小于1.7,压力级差小于1.6。以此为基础在渤海SZ油田高含水期实施了细分层系先导试验,利用细分层系界限制订了合理的层系划分与组合方式,细分层系后试验区平均日增油达20%,含水率降低10%,采收率提高5%。研究成果为海上油田高含水期层间矛盾的定量评价及降低层间矛盾策略的制订提供了借鉴。     

厚油层内夹层分布模式及其对采收率的影响

研究了F油田R厚油层内夹层人布模式及其对采收率的影响。结果表明，R厚油层内夹层发育，可划分为3种分布模式：随机型，随机－确定型和确定, 不同模式体现了夹层在厚油层内分布的差异性。夹层阻碍重力驱替，降低波及体积系数，影响油田的采收率，但中以利用夹层采取选择性射孔，局部细分层系和封堵高含水层等措施挖掘剩余油，已在F油田稳油控水中发挥出显著效益。     

低渗透油田开发后期调整井固井技术

油田开发后期调整井固井是当今油田的一大难题，河南稀油油田进入以厚油层层内细分挖潜为主的控水稳油阶段，对固井质量提出了很高的要求，而低渗透油田区块固井更有其独特性，进上步加大了固井难度。河南油田经过一系列的攻关，通过采取加强停注停采工作，改善水泥浆性能，提高顶替效率，采用多凝膨胀水泥浆体系，采作屏蔽暂堵技术等措施，找到卫条较为适合目前低渗透油田的一套固井工艺技术，取得了较为满意的效果。     

基于砂体叠合与层间参数差异的层系评价方法研究

油田开发后期,受储层非均质、油水黏度差、井网井距等因素影响,层系内小层间矛盾逐步加剧,开发效果变差,而进一步开展开发层系的细分重组,是解决层间矛盾、提高采收率的主要技术手段之一。为解决现有层系评价技术模糊不具体、层系调整时机把握困难的问题,该文利用模糊数学的最大隶属度理论方法,选择界限含油面积覆盖率、界限含油砂体叠合率、含油率、饱和度、渗流阻力等指标的层间变异系数作为层系评价,通过从量化、分等级的角度评价认识层系的现状,将层系开发状况评价及层系调整时机进行量化评价,对于认识油田层系当前所处阶段以及通过层系调整进一步提高采收率具有非常重要的指导意义。     

高含水后期开发模式及综合调整技术研究

该项目重点针对水驱油田进入高含水后期开发以后，各类油层水淹程度已经很高，挖潜难度加大，随着井网加密调整、注采系统调整、聚合物驱油面积不断扩大及油水井套损、异常高压井层等诸多开发问题的影响。使原有的开发综合调整技术及采油工艺配套挖潜技术，已不能完全满足高含水后期油田开发和生产的需要，必须应用最新精细地质研究成果和动态开发资料，深入分析油田地下形势，研究油水分布规律和分层系井网注采关系及层系间井网互补关系的问题，通过大量的矿场实践，     

一种合理注采压力系统关系图版的建立——以A油田为例

在油田开发过程中,注采压力系统优化研究是水驱开发油藏研究工作的关键环节之一,合理与否直接影响油田开发效果。利用油藏工程计算方法,创建一种判别注采压力系统合理性的关系图版,即在充分发挥油井产能的基础上,考虑注采平衡关系,以破裂压力与注水设备许用压力为限定条件,计算不同含水阶段的注水井井口与井底压力;同时,构建不同地层压力水平、不同开发阶段、不同注采比条件下,注水压力与油井产量的对应关系曲线图版,直观判定注采压力系统的合理性。应用结果表明,该方法能够准确判别油田注采压力系统的合理性及安全性,符合油田实际生产需求,对不同类型水驱油藏压力系统的研究均有借鉴意义。     

油藏井问动态连通性反演方法研究

随着油藏的不断开发,油藏参数发生了很大变化,静态连通性已经不能准确反映油层性质.基于注采井的生产动态数据,应用系统分析思想提出了对油藏井问动态连通性进行定量反演的研究方法,分别介绍了基于注采数据的多元线性回归模型和改进的多元线性回归模型.通过模型求解得到了表征油藏井问动态连通程度的权重系数.结合油藏数值模拟技术,验证了模型的有效性.应用2种不同模型分别反演了概念模型的井间动态连通性,并进行了对比分析.结果表明,在油藏岩石和流体耗散严重的情况下,改进的多元线性回归模型引入非线性扩散滤波系数能有效地消除注入信号时滞性和衰减性的影响,能够获得较好的井间动态连通性反演效果.     

低渗透油藏不同井网系统注采井距研究

根据渗流理论,推导了水平井注采井网井间压力及压力梯度分布公式,分析了水平井注采井网、混合井网和直井井网不同井网系统沿程压力及压力梯度分布规律,提出了低渗透油藏极限注采井距确定方法,并对其影响因素进行了分析。结果表明,直井井网系统驱替压力梯度在注采井附近较大,而在注采井间较大范围内较小;水平井井网系统的流体在注采井间内为近似线性流动,压力降几乎呈线性变化,压力损失明显低于直井,具有更大的驱替压力梯度,且沿程基本保持不变。因此对于低渗透油藏,水平井注采井网更容易形成有效驱替,其极限注采井距为直井井网的3~4倍,混合井网的2~3倍。     

水驱油田合理注采压力系统

合理注采压力系统优化研究是开发水驱油田关键环节之一。以往采用的算法均存在缺陷：①“吸水、产液指数法”未考虑注采不平衡问题、油水密度差异及体积系数;②“吸水、产液指数及注采比法”未考虑油水密度差异及体积系数;③“吸水、产液指数比及注采压差法”不具有理论和实际意义;④“考虑单井及地层压力变化法”未考虑注水井启动压力、采油井启动压力对油田开发效果的影响。为解决上述问题,基于水驱油田注采压力剖面,提出了优化研究水驱油田注采压力系统的新方法。与以往的算法相比,新方法综合考虑了注采不平衡、油水密度差异、体积系数、注水井启动压力、采油井启动压力梯度等方面的影响因素。结果显示,新方法可适用于水驱油田任何油藏类型、任何油层压力分布状况条件下的合理注采压力系统参数计算。运用新方法对胜坨油田胜一区沙河街组二段1-3砂组油藏进行了合理注采压力系统参数计算,得出了该油藏合理油、水井数比为1.42,合理地层压力保持水平为17.29 MPa,此时合理采液量为14 572.41 m³/d,比调整前增加12 452.41 m³/d,合理注水量为15 906.88 m³/d,比调整前增注13 566.88 m³/d,提液增注效果显著。研究结果表明,新方法具有较强的适用性和应用前景。     

华北储气库注采气井管柱优选研究

随着华北油田储气库群建设工作逐步展开,对注采井管柱优选是储气库安全运行的重要保证。通过对气藏注采方案下不同管径的注采能力、携液和冲蚀情况进行分析,优选出注采井管柱管径;同时,通过对比直井注/采过程油管的受力计算,和对丝扣连接强度校核\,抗内压强度和抗外挤强度校核,并考虑到温度和压力的作用,计算出管柱受力情况,进而优选出管柱级别。基于该方法优选的储气库注采管柱在储气库注采井得到采用,效果良好。     

渤海小气顶油藏油气界面下移规律及应用

为了有效防止油气区的原油、天然气相互窜流,以渤海B油田小气顶油藏(气顶指数小于0.5)为例,基于数值模拟和油藏工程方法研究了小气顶油藏的油气界面下移规律。在此基础上,绘制出不同工作制度的油气界面下移规律图版,综合考虑油田的生产压差,筛选合理的工作制度。研究结果表明:采油速度、注采比等是影响油气界面下移的主控因素;小气顶油藏应在投产初期开始注水补充地层能量,并根据图版及时调整注采比、采油速度,以防止油井气侵。研究结果有效地指导了小气顶油藏的开发,改善了油田开发指标,对其他小气顶油藏的开发具有一定的意义。     

超低渗透油藏超前注水开发效果分析及对策

长63油藏属超低渗低压油藏,天然能量较弱。超前注水后全面投入开发,投产初期单井产量低,含水率变化稳定,部分油井压力下降,部分注水井压力上升。研究认为:在目前井网条件下,部分井组井距过大,没有建立起有效的驱替压力系统,要形成有效驱替必须缩小井距;笼统注水使得注采层位不对应,造成油井产液量较低。通过研究,提出下步调整措施,即进一步细分层系,加密井网,缩小注采井间的距离。现场实施后效果显著。     

渤南油田注采二次不完善状况分析及对策研究

渤南油田低渗透油藏注采井网二次不完善，削弱了油田稳产基础。通过注水井数及注采对应率变化规律研究，分析了造成水井停注的因素，指出水质不合格和套管损坏是注采井网二次不完善的主要原因，提出了水质精细处理、油层改造和油井转注等针对性的治理对策。实施后注入水水质明显改善，增加和恢复有效注水井点43个，开发效果显著好转。     

薄层底水碳酸盐岩油藏水平井含水上升模式及优化注水技术

水平井含水上升问题日益突出,对油田的产能建设影响较大。通过分析中东A油田KH油藏水平井含水上升的主控因素及模式,研究薄层底水碳酸盐岩油藏水平井含水上升规律,并有针对性地提出注水开发优化技术。基于岩心描述、铸体薄片、全直径岩心CT成像测井资料以及生产动态分析,厘清了影响薄层底水碳酸盐岩油藏水平井含水上升的主控因素,高渗条带、裂缝带、高黏油的分布以及底水能量的强弱为主要地质因素,开发技术对策如注采比、注采强度以及水平井与储层的关系为主要开发因素。研究表明,以上主控因素会造成水平井各段出水不均匀,表现为含水快速上升或暴性水淹;注入水或底水主要沿高渗条带流动,水平生产段部分呈条带状水淹的特征。为此,提出井网平衡注采、周期性注水及水平井侧钻等技术对策,并在油田现场实施,目前试验井组开发调整效果较好。优化注水技术可在同类油田推广应用。     

多井系统试井分析软件的应用

为提高国内油田大多数开发井大批量试并资料处理的质量和效率，在解决了注水开发油藏多并系统中的试并解释问题的基础上，开发出多并系统试并分析软件。该软件的应用不但改善了已开发油藏中井的试井解释结果的可靠性和准确性，而且通过引入求取单井注采比这一重要参数，使得油藏注采平衡管理由以往的区块规模，深入到了油藏基本单元——单井。通过应用检验，认为该软件能广泛用于油藏动态分析、压裂酸化及堵水等措施选并和效果评价上。