姬塬油田黄54水平井区水驱特征分析及高效开发技术政策研究

姬塬油田黄54区块长6油藏采用水平井开发,目前已进入中含水期。通过油藏工程和数理统计方法,结合区块实际开发动态研究了该区块水平井的见效特征、水驱特征及递减规律,并对目前现有的开发技术政策进行评价分析,结合油藏工程法和油藏数值模拟法提出了高效开发技术政策,为下步生产调整和措施挖潜奠定了基础,对其他油田水平井开发规律研究具有一定的借鉴意义。     

注水对水平井生产动态的影响研究

影响水平井生产动态的因素很多，如油藏物性、流体性质等静态因素，但还没有注水对水平井生产动态的影响研究。文章以TZ402CⅢ油组为例，分析了注水对水平井无水采油期、见水初期、中含水期生产动态的影响，认为注水是影响底水油藏水平井生产动态和开发效果的重要因素。实践证明，及时做好注水调整是控制和延缓水平井含水快速上升的一种有效手段。     

国内外低渗低粘油藏开采现状及国内典型油藏——尕斯库勒油田E3^1油藏开发技术

尕斯库勒油田发现于1978年，包括E3^1、E3^2、N1-N2^1油藏。其中尕斯E3^1。油藏具有埋藏深、异常高压、高温．低渗透等特点．是国内典型的低渗低粘油藏．十多年来。尕斯E3^1油藏以坚持完善注采井网系统。坚持加大分层注水．找堵水．调剖．分层酸化．动态监测等“控水稳油”方针，坚持扩边挖潜．保持储采平衡等措施，使油藏已连续高效开发稳产增产十三年。各项开发指标达到总公司一类开发指标，取得了较好的开发效果和巨大的经济效益．     

探边测试在尕斯库勒油田的应用

对目前青海油田尕斯库勒N1－N2^1油藏、E3^1油藏进行的开发井探边测试具体分析，进一步了解油藏油水边界、断层分布、单井储能等多方面油藏动态信息，为指导油田下步生产部署提供依据。     

水平井技术在高渗透油藏高含水期挖潜中的应用

梁家楼油田梁南为厚层、高渗透、正韵律油藏,经过多年开发,目前已处于高含水、高采出程度开发阶段。为进一步提高油田采收率,应用开发测井、三维地震、动态监测等资料,采用数值模拟、油藏描述等技术,对剩余油分布规律进行了深入细致的研究,研究认为剩余油主要分布在厚油层的顶部以及水锥锥体之间。根据剩余油分布特点,结合水平井既可提液增油,又可控制底水锥进的优势,在该油田实施水平井挖掘剩余油潜力,在梁南设计实施水平井12口,通过优化设计水平井轨迹,制定并实施科学合理的开发管理模式以及区块注采调配方案,取得单井初增油60．6t,综合含水10．5％的较好效果,区块采收率提高5．0％。     

致密油藏水平井含水特征及影响因素

针对致密油藏水平井投产后含水较高的问题,以鄂尔多斯盆地D区块42口水平井为研究对象,采用单井采出程度-含水率曲线法开展致密油藏水平井含水特征及影响因素研究。结果表明,致密油藏水平井主要存在3种含水类型,分别是高含水型、中含水型和低含水型。从影响含水特征的地质因素、工程因素和生产因素入手,采用灰色关联度分析法,深入分析了油层厚度、储层非均质程度、压裂段数、压入砂量、压裂排量和泵挂深度等因素对水平井含水变化特征的影响程度并进行了关联排序,明确了致密油藏水平井含水特征主控因素。研究成果可有效指导类似区块水平井开发方案的制定和调整。     

靖安油田ZJ4井区延9油藏注采比确定

通过物质平衡法和油藏开发动态分析法,同时借鉴前人的数值模拟结果,对靖安油田盘古梁地区ZJ4井区延9油藏的合理注采关系进行了研究。结果表明：ZJ4井区新区合理的注采比在0．95左右,而ZJ4老区合理注采比应保持在1．1～1．2之间,这样既可以保证油藏高产稳定开发,又能控制含水上升,有利于该区延9油藏的持续开发。     

平湖油气田H2油藏特征及其研究意义

平湖油气田是东海油气区第一个投入开发的油气田,H2油藏是平湖油气田的主力油藏,该油藏是底水油藏,储层和原油性质均很好,其原油地质储是占全油气田原油地质储量的38．97％,在对H2油藏特征进行分析的基础上,提出了对ODP设计作适当调整的建议及油藏开发过程中应注意的问题。     

临2馆三3正韵律厚油层特高含水期剩余油分布研究与挖潜

临盘油田临2馆三3油藏为正韵律厚油层,直井开发20多年后已进入特高含水开发阶段,成为典型的次生底水油藏,底水锥进严重,含水上升快,水驱油效率大大降低,开发调整效果较差.在充分研究该油藏开采特征和剩余油分布规律的基础上,设计了7口水平井,投产后效果很好,断块综合含水下降6.3%,采油速度提高0.91%,采收率提高7.2%,增加可采储量24×104 t.实践证明:搞清剩余油分布规律,运用水平井技术,对提高正韵律厚油层特高含水开发阶段的采收率是卓有成效的.     

孟买高油田巨大多层油气藏补充开发提高采收率

孟买高油田北区L-Ⅲ油藏是一种高度非均质多层碳酸盐岩油气藏，位于印度西部大陆架上，在阿拉伯海中水深约76m处，是储集有约6，360万m^2，原油地质储量和48．11亿m^3气顶气地质储量的饱和油藏。1986年从油藏采出的高峰日产油量为19，080m^3，1999年末日产油量约为9，540m^2，含水约60％。本文论述建立在详细油藏特性描述和油藏模拟研究基础上的油藏补充开发备选方案。采用最佳补充开发方案可提高原油最终采收率7．7％。     

Study on Water Breakthrough Regularity and Influencing Factors of Horizontal Wells in a Heterogeneous Reservoir With Bottom Water

A coupled model between two-phase flow in horizontal wellbore and vadose in the reservoir was set up by using the theories of non–piston-like displacement and variable mass flow. The regularities of watercut change in horizontal well mouth in both heterogeneous reservoir and homogeneous reservoir were compared according to the model. In order to study the influencing factors on water breakthrough of horizontal wells, sensitivity of the size, the width, and the position of the high-permeability zone was analyzed. The result shows that position of the high-permeability zone is the main factor that affects watercut in horizontal well mouth and can be approximately found out according to the watercut curve.     

深海浊积砂岩油藏高效开发技术探讨

以精细地质油藏研究和油藏动态监测为基础,通过钻大斜度井和水平井,采用裸眼砾石充填完井,人工合成油基泥浆完井,实施边外注水,深化油藏地质研究和油藏监测工作等若干配套开发技术的使用.实现了GTP深海油田的高速高效开发,经3年多时间的生产,2010年可采储量采油速度达到10.49％,可采储量采出程度己达29.61％.     

低渗透油藏小井距开发试验研究

克拉玛依油田八区下乌尔禾组油藏为低孔、特低渗透、带裂缝的厚层块状砾岩油藏。采用数值模拟方法开展了小井距开发层系划分与组合优化研究及井网和裂缝合理配置研究。确定了最佳层系组合方式，层系含水75％为最佳上返时机。合理开发方式为注水井排与裂缝方向平行的线状注水方式，裂缝穿透率应控制在40％左右，注水井排采油井含水80％时为最佳转注时机。小井距试验方案实施后，油藏开发效果明显改善，预计可提高采收率11．78％。图1表6参10     

敏感性稠油油藏工艺技术研究

针对济阳坳陷林樊家油田林东馆三段油藏油稠、储层敏感性强、生产过程中出砂明显等影响产能的实际问题,通过开展油藏精细描述、储层敏感性分析、注蒸汽实验、水平井设计优化（水平井段200 m、油层厚度大于4 m、井距150 m）和配套工艺等研究和现场应用,取得了良好效果。实施后水平井单井产液能力基本上在40～60 m3·d-1,单井产油能力由1.8m3·d-1上升到28 m3·d-1,含水率由88%下降到48%,同时在水平井网条件下最终采收率为19.5%,比直井提高10%,增加可采储量为38.9×104 t,改善了底水油藏的开发效果。     

低渗薄层碳酸盐岩气藏水平井开发地质关键技术

针对靖边气田马五₁₊₂碳酸盐岩储层水平井开发中面临的“侵蚀沟槽发育、主力储层厚度薄、小幅度构造变化快、储层非均质性强”等实施难点,综合应用三维地震技术、地质储层评价、技术经济分析以及气藏数值模拟等研究方法,建立了水平井井位优选、轨迹优化设计、现场地质导向与轨迹调整等水平井开发关键地质技术。使得完钻水平井有效储层钻遇率达到60%以上,单井产量达到了直井的3～5倍,实现了靖边气田水平井规模化应用。     

基于采出程度的高含水期低饱和度油层补孔时机优化

高含水期低饱和度油层补孔时机(补孔时油井的含水率)对提高多层油藏高含水期采出程度有重要意义。运用渗流理论及油藏工程方法建立了存在隔层的多层油藏高含水期低饱和度油层补孔渗流数学模型;并运用该模型研究了不同无因次初始含油饱和度、无因次注水速度、无因次渗透率及无因次厚度条件下,补孔时机对采出程度的影响,并给出了最优补孔时机。研究结果表明:随着补孔时含水率的增加,综合含水率98%采出程度与补孔3年后采出程度均增加;当补孔时含水率达到85%后,随着补孔时含水率上升,综合含水率98%采出程度与补孔3年后的采出程度增加幅度均变大;无因次饱和度、无因次厚度、无因次渗透率越大;综合含水率98%时的采出程度与补孔3年后的采出程度越大;无因次注水速度越大,补孔3年后采出程度越大;无因次注水速度不影响综合含水率98%的采出程度。研究结论:以综合含水率98%的采出程度为目标时,补孔时含水率取92%~96%为最佳;以开发3年后的采出程度为目标时,注水速度应在工程允许范围内尽量取大,补孔时含水率取92%~96%为最佳。     

水平井技术在小构造油藏挖潜中的应用

安丰油田安丰1断块K2t31是典型底水油藏,在直井开发16年后已进入高含水开发后期,针对开发调整难度大,含水上升快的开发特征,研究了剩余油分布规律、挖潜技术以及水平井优化设计技术界限,提出了水平井技术在小构造油藏挖潜中的应用并现场实施.投产后效果很好,初产高,含水低,大大提高了断块的采油速率,采收率由25%提高到38%,单井增加可采储量3.5×104 t,相当于直井的3倍多.     

高含水普通稠油油藏二次开发研究

针对老油田开发中存在低速开采等主要矛盾，应用新技术重新开发老油田，创新性地提出以改善老油田开发效果、提高油田采收率为主的老油田二次开发，建立了二次开发配套技术标准，并以新海27块普通稠油油藏为例，在精细油藏描述及油藏工程研究基础上，应用水平井技术开展二次开发研究，实施效果显著，预计可提高采收率10．2％。     

大港油田高含水油藏聚合物驱开发技术

针对港西二区在二次开发过程中,含水率上升速度快、油藏采收率较低的问题,对港西二区进行了整装区块的聚合物驱实验研究。通过对该区块进行适应性评价及数值模拟研究,确定了注聚井及注聚层位,制订了相应的注聚方案。经过注聚后的跟踪研究发现,聚合物驱改善了港西二区的开发效果,并根据开发效果,对注聚方案进行了重新优化,重新认识了黏度、段塞与驱油效率的关系,利用油藏数值模拟对聚合物驱开发效果进行了预测。港西二区注聚合物驱技术的成功实施为高含水油藏整装区块的聚合物驱开发提供了良好范例。     

平湖油气田油藏射孔方案优化研究

平湖油气田H3 4 56为一底水构造油藏。油藏特征研究表明，该油藏为常温、常压构造底水油藏，流体性质、储集层物性、岩石胶结均好。敏感性分析结果表明，应选择油层顶部射孔，射开程度应控制在30％左右。研究结果还表明，钻井中地层伤害较为严重，宜采用油管传输负压射孔工艺，并选用优质射孔器材；射孔枪选用120°相位角，并采用中等孔密比较适宜。在充分、细致研究的基础上，确定分别在A1、A2、A4井顶部射开H3 4 56油藏，并制订了射孔完井施工方案。实施优化的射孔完井施工方案投产后，油井生产状况良好；尽管A1、A2油井以高速投产，但产量、油压稳定，含水率上升缓慢，地层未见出砂迹象。图2表3参2（文健摘）