特低渗透油藏井网适应性评价

针对特低渗透油藏储层物性差、难以建立有效的驱动压力体系问题,以X区块为例,无限大地层等产量汇源模型为基础,建立最小驱动压力梯度表达式,与启动压力相结合得出不同注采压差下技术极限注采井距;应用油藏工程方法中的油井渗流速度公式与产量公式,建立不同注采压差、不同井距对应储层渗透率下限表达式;此外,井距关系到经济效益的好坏,应用曲线交汇法计算井网密度,将开发投入将来值与总产出相比较,当总利润最大时计算得到经济最佳井网密度,当总利润为0时,对应经济极限井网密度。研究结果表明随注采压差增大,技术极限注采井距增大,渗透率下限随注采井距的增加而增大,X区块经济极限井距为154 m,经济合理井距为202 m。     

王盘山特低渗透砂岩油藏井网系统研究

王盘山定43110井区长8储层属于典型的鄂尔多斯盆地特低渗透砂岩油藏,储层内部存在着天然裂缝和人工裂缝。针对王盘山目前注水井网为矩形井网,且有裂缝的存在,使得注水开发中,油井见水早、易被水淹,最终开发效果差等问题,本文运用数值模拟方法,通过经济评价分析,并结合现场经验,研究了适合该井区裂缝性特低渗透砂岩油藏合理开发的井网系统。最终,推荐王盘山定43110井区最佳的井网形式为:菱形反九点法,注水井排方向为北东75°,井网排距为150 m,井距为480 m,井网密度为14.7口/km2。     

特低渗透油藏裂缝分布规律研究

分析了特低渗透油藏裂缝研究存在的问题、目前的研究现状和发展趋势,分析并总结了渗透油藏裂缝研究的基本思路。认为特低渗透油藏裂缝研究理论应用前景广阔。     

特低渗透油藏压裂井产能分析

低渗透储层由于渗透率比较低,往往通过水力压裂提高单井产能,因此,压裂井产能的评价对低渗透油田的开发尤为重要。基于低速非线性渗流新模型,建立了低渗透无限导流能力和有限导流能力垂直裂缝井产能公式,并与基于达西模型和拟启动压力梯度模型的裂缝井产能公式进行了对比分析。为便于工程应用,用等效直井产能公式表示有限导流能力裂缝的产能,并对影响其产能的参数进行了分析,对低渗透油田的开发具有重要的意义。     

特低渗透油藏水驱矢量化井网影响因素分析

众多学者提出了矢量开发思想,但对于其影响因素的研究较少,制约了矢量化井网在矿场中的应用效果.依据矢量化井网思想,以实际工区典型井组为原型,建立井组概念模型.结合已有文献的物理模拟实验结果,利用油藏数值模拟技术,对典型井组概念模型均衡见水时间的多个影响因素进行了分析论证.结果表明:在均衡驱替且油井见水时间基本一致的前提下...     

变形介质特低渗油藏合理井距研究

针对目前研究变形特低渗油藏合理井距的局限性,首先建立了油藏压力和产量幂率积分关系的非线性渗流模型,然后根据叠加原理,提出了求解变形介质特低渗油藏合理井距的新方法。该方法在求解过程中利用牛顿迭代原理建立了不同储层渗透率和采油强度下的合理注采井距理论图版。同时,讨论了启动压力梯度以及介质变形对注采井距的影响。研究表明,在储层物性和工作制度一定时,应存在一个合理注采井距范围;油藏开发过程中应尽可能提高采油强度,从而减小启动压力梯度对井距的影响。以上研究成果为有效开发特低渗油藏提供了理论依据。     

大庆外围特低渗透油藏极限井距的一种确定方法

依据启动压力梯度的非线性渗流方程和矿场实际资料,利用线性回归的数学方法计算出低渗透储层的启动压力梯度。再结合低渗透油藏渗流理论得到了低渗透油藏确定极限井距的公式,可为特低渗透油藏开发确定合理井网密度提供理论依据。     

深层低渗油藏合理井距论证及井网配置与优化

深层低渗透油藏由于埋藏深、物性差,随着地层能量的亏空开发效果进一步变差,依靠自然能量开采,采出程度较低。马厂油田马26断块属于深层低渗透油藏,本文针对该块开展了深层低渗油藏合理井距论证及井网配置与优化的研究,从井网密度、注采启动压力等方面研究最后选取合理井距;在此研究的基础上,从不同油藏类型、沉积相带和裂缝展布方向等进行井网的合理配置与优化,取得了较好的开发效果。     

巨厚裂缝变质岩潜山油藏井网井距研究

利用数值模拟方法研究分析了裂缝倾角对裂缝潜山油藏井网分布的影响,同时也研究分析了裂缝型潜山油藏水平井平面井网分布、纵向上合理的井网分布以及合理井距等,模拟得到了该类油藏水平井开采的合理井网分布以及平面最大井距.研究表明:裂缝倾角对井网分布的影响显著;平面、纵向的布井方式及井网井距对开发效果的影响较大.     

特低渗透油藏裂缝分布规律及对注水开发的影响

随着对地应力认识的逐步加深,地应力与低渗透油田开发的密切关系已愈来愈被重视。本文将岩心裂缝观察、岩石力学实验、应力场数值模拟等方法相结合,开展地应力和岩石裂缝研究,为低渗透油田井网部署及开发方案设计提供。了科学的参考。     

乌5井区克下组特低渗油藏井网调整研究与实践

乌5井区克下组油藏为低孔、特低渗油藏,受构造、沉积微相、注采井网及注采强度因素影响,不同区域开发效果差异较大,主力产油区生产形势恶化。通过井网适应性分析及数值模拟研究表明,对于见水方向平行于主断裂走向的反九点菱形井网调整为五点法注采井网可取得较好的开发效果,采收率可从20.0%提高至23.1%;而油藏中部不规则反九点井网区域则采用加密调整的方式适宜,采收率可从18.0%提高至20.7%。     

特低渗透油藏渗流机理研究及应用

就特低渗透油藏渗流机理应用进行分析,分析了特低渗透油藏开发效果影响因素,研究特低渗透油藏非达西渗流机理,构建渗流评价方法、提升薄互储层预测精度新型方法与相控地应力预测技术,构成储层改造完井试配井网技术,提升收率技术。     

低渗—特低渗裂缝性油藏调剖堵水技术研究

在低渗-特低渗裂缝性油藏的开发过程中,容易出现注入水沿裂缝窜流、油井暴性水淹、含水上升快等问题,注水井调剖、油井堵水可以改善注水井的吸水剖面,降低油井的含水率,在稳油控水方面效果显著。粉煤灰颗粒封堵性好、化学性质稳定、与地层配伍性良好价格低廉,有良好的市场应用前景。弱凝胶调剖剂对岩石颗粒具有明显的酸化溶蚀作用,具有增注作用。颗粒材料+凝胶复合调剖体系的封堵强度优于单一的凝胶体系.     

陇东长8特低渗透油藏转排状井网水驱规律研究

西峰油田白马南长8特低渗透油藏采用菱形反九点井网注水开发过程中,主向油井表现出见效快,含水上升快,甚至暴性水淹,而侧向井见效差,地层压力低、油井产液能力低。为此,通过对反九点井网转线状注水渗流特点认识,确定转线状注水的合理调整时机,为低渗透油田井网调整提供依据。     

油田特低渗透油藏压裂技术研究及应用

该油田具有低渗透、低孔、层薄而多、应力敏感性强以及微裂缝发育等特点,还具有显著的双重介质储油层的特性。因为对天然裂缝的开启导致了压裂早期砂堵和压裂液过量滤失的缺陷,导致了该区油藏不能得到有效的开发。本文根据该油田勘探及开发过程中压裂改造的实践应用,利用压力降分析成果及储层裂缝开启机理,通过地应力剖面分层研究及配套射孔优化、全三维压裂模拟、暂堵、限流压裂、前置段塞以及转向控缝等工艺的实践,解决了该类型储层压裂早期砂堵的问题。现场的应用达到60井次,成功率可以达到80%以上,增产原油量5×104吨。     

特低渗透油藏开发效果分析及下步工作建议

本文结合区块合理井网密度及井距的差异性分析,通过对桩74块开发效果进行研究,总结出一些结论对桩74块低渗透油藏持续稳产具有一定指导意义。     

甲区东部层系井网优化调整方式研究

针对甲区东部目前存在的注采井距偏大、油层水驱控制程度和动用程度整体偏低等开发矛盾,确定了纵向上将三类油层划分为表内厚层和薄差储层两套开发层系,平面上利用现井网补充加密,将整体水驱井网重构为表内厚层和薄差储层两套水驱开发井网的层系井网优化调整方式,以达到纵向上优化调整对象,减小层间干扰,平面上缩小注采井距,改善开发效果的目的。该调整方式可在甲区进行推广,预测可提高该区三类油层采收率5.2个百分点,增加可采储量323.50×104t。     

头台油田抉余特低渗透裂缝性油藏控水技术研究

加密调整一直是油田开发到一定阶段后调整的一个重要手段,但随着排距的缩小,注水压力的上升,裂缝逐渐开启,如何控制油井含水上升速度成为一个迫切要解决的重要问题.本文针对头台油田扶余油层裂缝和应力场研究,应用注水指示曲线确定合理的注水压力上、下限,始终控制在非东西向裂缝开启压力下注水,保证非东西裂缝不开启,避免裂缝水淹.     

特低渗透油藏中高含水期提高采收率技术研究及应用

卫城油田卫 81块是典型的特低渗复杂断块砂岩油藏 ,于 1 984年投入开发 ,目前已进入中高含水期 ,但其因储层物性且层间非均质严重 ,水驱动用状况差异大。为提高水驱采收率 ,近两年针对油藏特点和开发中存在的主要问题 ,开展了特低渗油藏提高采收率技术研究 ,通过主要技术的应用推广 ,卫 81块水驱控制储量、水驱动用储量逐年增加 ,自然递减由 2 9.1 2 %减缓到 2 1 .1 3 % ,水驱采收率由 1 9.86 %提高到 3 5 .86 % ,可采储量增加 1 1 6万吨 ,区块含水上升率 0 .81 ,采油速度1 .0 6 %。对指导类似油藏的开发具有较好的借鉴意义。     

夏9井区特低渗砂砾岩高含水期油藏治理研究与应用

夏9井区八道湾组油藏为特低渗砂砾岩构造岩性油藏。1991年探明石油地质储量377.5万吨,有效孔隙度为15.5%,有效渗透率为6.8mD。2006年采用反七点260m井网井距注水开发,生产至2009年呈现平面产能差异大,含水率高(70%),动用状况差等矛盾。通过开展油藏地质与工程研究,在夏9井区开展了"分区分层开发政策"研究,实施了以优化注水,面积调驱为主、储层改造为辅的措施,实施后油藏油量绝对递减上年的16.3%下降至当年的-3.2%,后期每年递减保持在10%以内。同时利用井间电位监测技术验证了水流优势通道,利用全普剩余油测井技术证实了油层与顶部的水层连通,明确了油井高含水治理方向,形成一套适合该区开发模式,为同类低渗高含水期油藏开发提供了借鉴。