高尚堡复杂断块油藏合理开发层系研究

复杂断块油藏具有含油层系多且非均质性强等特性,需要合理划分开发层系来获得最大的开发效益。根据高尚堡深层油藏开发特点,认为开发层系内渗透率级差、生产层数和厚度会直接影响油藏水驱开发效果。采用油藏数值模拟方法,以各种开发指标作为评价标准,研究了合采层数和厚度、储层非均质性、地层压力差异、驱动方式、小层砂体组合方式等参数对油藏开发效果的影响。得出主力开发层系合采层数不要超过5层,渗透率级差最大应控制在5以内,层间地层压力级差不大于1.5;同一开发层系内随着弹性溶解气驱开采层数的增加,井网单元开发效果逐渐变差;小层砂体组合方式以第10种组合方式为最优。通过定性和定量的分析,为高尚堡深层油藏的二次开发调整提供理论指导,并对同类复杂断块油藏的开发具有一定的借鉴作用。     

提高采收率开发层系组合的渗透率级差界限研究

渗透率极差是划分和组合开发层系时需要考虑的主要因素之一,合理的渗透率极差界限可减少层间干扰,提高纵向波及系数从而使油田获得较好的开发效果& 考虑生产成本与开发效果! 海上油藏一般采用大井距、多层合采的方式开发,这导致生产过程中层间矛盾突出、层间干扰严重,最终影响油井的产量和油田的最终采收
率。为研究开发层系组合的渗透率级差界限,采用物理模拟实验和油藏工程分析方法进行研究。结果表明,物理模拟实验和油藏工程分析方法获得的结论一致,即多层合采时各层流量比大于渗透率极差,且当渗透率极差大于7时低渗层对产量的贡献小于10%。此研究成果为未来海上油田开发层系的合理组合提供了理论依据。     

窄薄砂体薄互层层间干扰定量表征研究与应用

针对M油田非均质性较强、开发初期已暴露出明显纵向上层间干扰大,非主力层段薄储层产能不能完全释放,油田自然递减加大这一问题,采用油藏数值模拟、油藏工程方法结合矿场试验,对具有薄互层特征的M油田进行层间干扰定量表征,首次提出了多因素层间干扰系数定量表征公式,建立了细分层系技术界限图版。研究结果表明:窄薄油藏M油田渗透率级差达到5时,可以细分层系开发,渗透率级差越大,分层开发效果越好,分采采收率提高幅度为5%～7%。在M油田选取主力区块应用该方法进行调整井部署局部细分层系开发,投产的7口调整井平均产能为80 m~3/d,进一步完善注采井网,取得了较好的调整效果,该方法对相似油田分层开发具有一定的参考价值。     

喇萨杏油田聚合物驱层系组合原则研究

为了提高油田聚驱整体开发效果，最大程度地提高原油收率，在以往聚驱层系组合原则研究成果的基础上，通过聚驱开发实践总结和数值模拟技术，对开发层系组合的基本单元、一套开发层系内层间渗透率级差界限、油层沉积条件和油砂体沉积类型、隔层条件以及一套开发层系的组合厚度等多种聚驱层系组合所需考虑的因素进行了详细的研究，并综合考虑聚合物利用率、油田聚驱整体开发效果以及喇萨杏油田实际油层条件，制定出一套合理的层系组合原则，为大庆油田聚驱开发的层系组合问题提供了理论基础。利用此套原则划分开层系，可以更有效地细分层系，最大程度地满足不同油层渗透率和分子量的匹配关系，从而避免了资源的浪费，提高了聚合物利用率。     

喇嘛甸油田水驱注采调整技术指标的再确定

喇嘛甸油田进入特高含水期,无效循环加剧,剩余油更加零散,开发调整难度进一步加大。为满足水驱开发调整需求,结合油田开发实际,对油田特高含水后期原有水驱注采调整标准进行完善研究。利用渗透率级差、变异系数与吸水砂岩厚度比例关系,建立层内和层间细分注水调整新界限。实施后,单层砂岩厚度由3.9 m调整到3.0 m,渗透率级差由4.5调整到4.1,变异系数由0.57调整到0.53,细分后砂岩吸水厚度比例达到86.6%;层间渗透率级差由3.8调整到3.3,变异系数由0.49调整到0.42,细分后砂岩吸水厚度比例达到85.7%。利用数值模拟方法,分析采收率、产出投入比与注采强度(产液强度)之间的关系,确定合理的注水强度(产液强度)界限,完善平面调整标准。精细调整后,累计控制无效注水167.46×10~4m~3,控制无效产液252.74×10~4t,增加有效注水88.61×10~4m~3,增加有效产液171.96×10~4t。     

埕岛油田馆上段油藏纵向水驱影响因素

针对埕岛油田特殊的地理位置和有别于陆上相似油田的开发技术政策，应用数值模拟方法，研究了纵向层间渗透率非均质和井距非均匀对油水运动规律的影响。结果表明，层间渗透率非均质和井距非均匀是影响纵向注水波及系数的重要因素，在井距和渗透率相差倍数相同的情况下，井距比渗透率对波及系数的影响更大一些。该研究对埕岛油田馆上段油藏细分开发层系和井网调整具有理论指导作用。     

渤海油田层间干扰物理模拟研究及应用

为解决海上稠油油田高含水阶段层间干扰突出,导致采油速度低、水窜加快、产量递减快及采收率低的问题,开展可视化的水驱油物理模拟实验。结合油藏工程方法和数值模拟技术,对海上复杂河流相油田多层合采条件下层间干扰的主要因素进行分析,研究渗透率级差、黏度级差及油藏底水等主控因素对层间干扰的影响规律。研究表明,渗透率级差、黏度级差大于3,层间干扰明显增强,驱油效果变差;多层合注合采油田含水率在60%~80%为干扰系数转折点,含水率大于80%,层间干扰明显增大,通过增大生产压差生产,在一定程度上可降低层间干扰,改善开发效果;底水发育对层间干扰非常严重,不同油藏类型合采时,越早关闭底水油藏,越有利于改善开发效果。研究成果成功指导了渤海A油田细分层系的开发调整,并取得了显著的开发效果,对类似油田开发调整策略和措施制订具有指导意义。     

渤海油田层间干扰物理模拟研究及应用

为解决海上稠油油田高含水阶段层间干扰突出,导致采油速度低、水窜加快、产量递减快及采收率低的问题,开展可视化的水驱油物理模拟实验。结合油藏工程方法和数值模拟技术,对海上复杂河流相油田多层合采条件下层间干扰的主要因素进行分析,研究渗透率级差、黏度级差及油藏底水等主控因素对层间干扰的影响规律。研究表明,渗透率级差、黏度级差大于3,层间干扰明显增强,驱油效果变差;多层合注合采油田含水率在60%～80%为干扰系数转折点,含水率大于80%,层间干扰明显增大,通过增大生产压差生产,在一定程度上可降低层间干扰,改善开发效果;底水发育对层间干扰非常严重,不同油藏类型合采时,越早关闭底水油藏,越有利于改善开发效果。研究成果成功指导了渤海A油田细分层系的开发调整,并取得了显著的开发效果,对类似油田开发调整策略和措施制订具有指导意义。     

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。     

严重非均质油藏开发层系重组渗透率级差界限研究

提出了严重非均质油藏水驱开发后期层系优化重组的调整思路,以及确定多层组合渗透率级差界限的方法。根据油藏动、静态资料,合理选取严重非均质油藏(以胡7南沙三中为例)储层渗透率和级差分布;通过长岩心水驱油实验,确定影响单层驱替效果的主要因素,为数值模拟研究提供参数取值依据;考虑启动压力的影响,对不同渗透率储层在多层组合条件下的驱替进行模拟研究;提出用综合影响因子来反映非均质性对低渗透层动用特征、驱替效果的影响程度,并确定多层组合的渗透率级差合理界限。这些研究结果可为同类油藏水驱开发后期层系优化重组等开发政策的制定提供参考。     

中低渗油藏极限井距及波及系数变化规律研究

注入水有效驱替是提高油田注水开发效果和最终采收率的核心。基于稳定渗流模型，建立了考虑启动压力梯度和储层应力敏感的极限半径公式，并结合油藏数值模拟方法，研究了多层合采油藏不同井距波及系数变化规律，首次明确了渗透率级差、注采井距和波及系数的关系。结果表明，启动压力梯度对极限半径影响较大，对部分中低渗储层的影响不能忽略。对于多层合采油藏，受渗透率级差影响，井距对注入水波及系数存在较大影响。缩小井距可以有效提高中低渗油藏波及系数，确保注水有效性，提高油田采收率。现场应用效果良好，可为油田加密调整提供借鉴与参考。     

纯化薄互层低渗透油田开发层系的划分与组合

纯化油田为薄互层低渗透油藏,含油小层多,层间渗透率差异大,储量丰度低,早期采用一套层系开发,层间干扰严重、各小层动用不均衡、储量损失大等矛盾造成开发效果差。为改善油田开发效果,对油田开发层系的技术政策进行研究,确定了油田开发层系划分方案。同一层系内的层间渗透率级差中部地区不宜大于5,边部地区不宜大于3,应尽可能单采3～5个主力小层,射开厚度必须控制在6m左右,单井控制储量一般应大于10×104t,隔层要具有分层卡封的可行性。根据研究结果,在C2块、C23块等5个单元实施,增加可采储量117.8×104t,提高采收率5.2%,表明低渗透薄互层油藏合理划分开发层系可有效改善油藏开发效果。     

纵向渗透率级差对水驱油特征的影响实验研究

为了研究不同渗透层位渗透率级差对各层驱油特征的影响,开展了不同渗透率级差的岩心并联驱替实验。结果表明,液流速度总是随着驱替压差的增大而增大的,高渗透岩心总是比低渗透岩心增加的更快些;岩心流速级差明显要大于渗透率级差;渗透率级差越大,流速级差和驱油效率级差越大;渗透率级差越大,低渗层启动压力越大,低渗层越难动用。在多油层共同进行开发时,应对高低渗透性层位进行合理的划分,尽量避免将渗透率级差过大的层系划分为统一开发层系进行开采。     

海上低渗透薄互层油藏合理动用方式研究

目前国内海上低渗透油田开发处于起步阶段,介绍了利用数值模拟与油藏工程方法,确定合理开发层系,优化注水时机,提高此类油藏开发效果和经济效益的试验研究情况。结果表明,由于海上低渗透薄互层油藏的非均质性强,低渗透层若要达到较好的水驱效果,其综合影响因子要小于5,即层间渗透率级差要控制在8以内,夹层的数目在6~7层以内。针对于公司海上油田的特殊性,应采取投产即注水的开发方式,以获得更高经济效益。     

早期注聚油田渗透率级差对剩余油分布规律影响研究

渤海X油田为早期注聚油藏,纵向厚度大,非均质性强,进入双高阶段后纵向各层剩余油分布异常复杂,稳油控水难度大.利用数值模拟方法,开展不同渗透率级差下早期注聚油田剩余油分布规律研究.结果表明:水驱阶段,随着渗透率级差增大,注入水会增加对模型中上部中高渗层的驱替程度,渗透率级差越大,增加幅度越大,模型顶部剩余油的富集程度越小...     

我国注水砂岩油田开发层系合理划分问题的探讨

本文应用我国大庆、胜利、南阳等油田开发实践资料和水动力学公式计算结果,论述了我国注水砂岩油田开发过程中层间矛盾情况,以及开发层系内不同渗透率、粘度、厚度油层的不同组合对开发效果的影响。最后提出划分开发层系时,如何考虑油层数、厚度、非均质系数以及原油粘度差异等因素。并研究了注水开发层系的合理划分意见。