多层叠置水平井分段开发边台潜山油藏

边台潜山油藏为裂缝型变质岩潜山块状高凝油油藏.针对潜山油藏钻井难度大,直井开发效果不理想等难点,进行了水平井开发的探索与研究,并对水平段在油层中的方位、纵向位置及长度等进行了优化设计.现场实践证明,合理设计水平井开发潜山油藏是可行的,在提高开发井产能方面取得了较好效果.     

变质岩潜山油藏纵向非均质性研究

XG7油藏是一个深层、巨厚、变质岩潜山油藏,含油幅度超过2 300m。对于这种巨厚油层的潜山油藏,油藏纵向非均质性特征及分布规律是影响开发方式选择、井网井距设计的重要因素。对油藏岩性进行了定性、定量研究,并通过动、静态资料相结合的方法研究了潜山纵向非均质性特点和划分储层段的方法。XG7油藏以分段性认识作为基础进行开发设计,取得了很好的开发效果和经济效益。     

水平井技术在裂缝性潜山油藏的应用

论述了在开发郑家潜山油藏中的水平井选井、完井等技术的应用和效果。介绍了如何确定水平井方位、潜山界面和下技术套管、固井的要求，总结出了一套适合郑家潜山油藏特征的水平井工艺技术，并提供了典型井例，为类似区块利用水平井技术进行开发提供了有益的经验。     

潜山油藏水平井开采效果影响因素分析

介绍了胜利油区潜山油藏水平井的应用概况,以草古1潜山油藏水平井应用实践为例,分析了影响潜山油藏水平井开采效果的主要因素,探讨了提高潜山油藏水平井开采效果的可行途径。文中所介绍的改善潜山油藏水平井开采效果的的成功做法,对国内类似潜山油藏的开发具有很好的参考作用。     

叠置水平井开发潜山油藏数值模拟研究与实践

兴隆台油田XG7块是近年来发现的潜山油藏,该油藏地质条件特殊,地层古老,潜山构造及内幕复杂,岩性多样,储层巨厚,非均质性强,独特的地质条件给油藏开发带来巨大挑战。面对诸多不利因素和挑战,通过创新研究和初步实践,针对直井开发动用程度较低的状况,开展了数值模拟研究,提出了利用叠置水平井进行分层开发,并对叠置水平井的叠置方式、纵向井距、水平段长度及注水方式等关键参数进行了优化研究。实践证明：叠置水平井是可行的,且已经取得了较好的开发效果,兴古潜山油藏的成功开发为同类油藏的开发提供了可借鉴经验。     

薄层稠油水平井蒸汽驱优化设计

辽河油田w块为深层薄层状特超稠油油藏．2005年采用水平井蒸汽吞吐整体开发,目前处于蒸汽吞吐开发中后期,水平井吞吐效果变差,周期产油量低,油汽比低,急需转换开发方式,前期研究表明该块转水平井蒸汽驱可行．文中根据W块油藏埋藏深、油层薄、原油黏度高的特点。建立了三维数值模型,对汽驱开发井网、注汽层段、注采参数等水平井蒸汽驱关键参数进行了优化设计。结果表明,采用75m井距水平井注采井网、注汽水平井水平段长度为采油水平井的2／3、油层下部1／3处高干度注汽的汽驱方案能够获得较高的油藏采收率。     

延长油田西部边底水油藏水平井优化设计及效果分析

延长油田利用水平井开发延安组底水油藏已显示出巨大潜力,但水平井参数设计尚未得到深入研究,其合理程度直接影响水平井的开发效果。以典型区块延安组油藏为例,在油藏地质特征研究的基础上,应用数值模拟技术,确定了不同油藏的水平井井网、水平井水平段方位、长度、垂向位置、井距等参数。结果显示,油藏规模较大时,优先采用错位半个井距、水平段垂直砂体方向的井网;油藏较小无法形成整体井网时,优先在油藏高部位沿构造平缓位置布井。水平井合理水平段长度为400m,合理位置应在距油层顶1/3以内位置,水平井合理井距为250m。用优化的参数对已实施的水平井进行了开发效果评价,结果显示,优化后延安组水平井日产油上升,递减变慢,综合含水较稳定,开发效果较好。参数设计对同类油藏水平井开发有一定的指导作用。     

辽河油田兴隆台深层潜山油藏钻完井技术

针对兴隆台潜山油藏埋藏深、油稀、含油高度2 300 m的特点,建立了以水平井和复杂结构井为主的平面交错、纵向交错的双交错、多层、叠置注采开发井网。优化设计了井网井距,纵向上分7层部署水平井、复杂结构井。设计水平井井距200~300 m,鱼骨井井距500 m。水平井的水平段和鱼骨井的主干段斜交主裂缝发育方向。优化设计了水平井、复杂结构井、定向井井眼轨道和井身结构,优化了钻井液设计、复杂结构井完井管柱结构设计、井控设计、固井设计。通过钻完井施工、投产开发,兴隆台潜山共钻井135口,年产油102.11×104 t,实现高效开发。     

潜山油藏水平井注水开发效果综合评价研究

本文以边台潜山油藏为例,对水平井注水开发效果开展综合评价。研究表明:该油藏注水开发效果显著,但随着开发进入中后期,需要进行开发方式调整。水平井注采开发方式为交错注采、底部注水,立体注采开发模式为"顶部采油、底部注水、底水托进",确定了最优垂直井距、半井距、排距分别为300m、150m、250m,采取这种方式,可较好地提高裂缝型潜山油藏的最终采收率,实现油藏高效开发。     

超稠油水平井生产效果影响因素及改善对策研究

风城油田超稠油油藏水平井的规模实施,为风城油田稠油增产做出了贡献。与直井相比,水平井在稠油油藏开发中具有较大的优势,增加了与油层的接触面积,提高了油层的吸汽和供液能力,周期产油量高、油汽比高,具有较好的经济效益。但同时随着水平井的大规模应用,部分井周期产油量、油汽比下降较快,开发过程中矛盾突出,研究表明地质参数、注汽参数、举升工艺及水平段动用程度是影响水平井生产效果主要因素,针对这些影响因素提出了改善水平井生产效果的一些措施。     

牛心坨潜山油藏二次开发实践

针对牛心坨潜山油藏在直井注采开发方式下存在水窜严重、采收率低的问题,在储层分布研究基础上,开展储层分类综合评价,综合运用油藏工程、数值模拟等技术手段,确定利用水平井重新构建油藏注采系统的二次开发思路,纵向上分段部署水平井,实现油藏立体开发。目前先导试验取得较好效果,油井产量是周围直井的2.5倍,水平注水井吸水指数是直井的4.3倍。     

底水驱潜山油藏水平井位置优化数值模拟研究

利用编制的底水裂缝性油藏模型模拟底水驱潜山油藏,进行水平井合理深度的研究。采用不同深度的模型分别进行模拟,得出了不同水平井深度下该潜山油藏的生产指标。对比生产指标,分析结果产生原因,最终与实际相结合,得出所采用模型的合理水平井的深度。     

分支水平井技术在辽河油田潜山地层中的应用

胜601-H402CH井是辽河油田第1口在潜山地层开窗侧钻的侧钻分支水平井,设计、施工的主要目的是利用分支井技术,在下部产层不理想情况下动用上部储层,实现油藏高效、经济开发。针对油层特点对胜601-H402CH井进行了优化设计及施工,运用贯通技术实现预开窗套管与空心导斜器紧密搭接,并形成较好的通道;运用悬空侧钻技术及从前向后的鱼骨井钻进工艺,解决了硬地层无法实现鱼刺分支悬空侧钻的难题。该井的成功设计为潜山地层侧钻分支水平井技术在辽河油田的进一步推广应用奠定了基础。     

南堡深层水平井探潜山面井斜角设计方法

为保证深层潜山水平井实钻轨迹能够顺利有效进入潜山,且沿地质要求的有利储层段钻进,建立了一种深层潜山水平井探潜山面井斜角的设计方法。以设计轨道沿潜山高部位向低部位钻进这种相对难进山且进山后容易穿出有利储层的情况为研究对象,分析了地层倾角、有利储层预测厚度和工具造斜能力与设计探潜山面井斜角之间的关系,考虑了地层倾角与设计轨道方位间的夹角、地层倾角预测误差和有利储层厚度预测误差等主要影响因素,建立了探潜山面井斜角计算模型,并应用于冀东油田深层潜山水平井设计。实钻表明:该设计方法达到了有效探潜山面并顺利沿地质要求的井段钻进的目的。     

砂砾岩潜山边底水复合油藏见水特征分析

渤海X油田由古近系东二段底部的孔隙型砂砾岩储层和太古界潜山基岩储层构成。潜山储层特征非常复杂,下部底水能量活跃,储集空间类型有孔隙、溶洞、裂缝三种。采用水油比导数图版判别法、见水特征无因次判别法、数值模拟法综合分析了油田水平井见水特征。油井见水特征为潜山裂缝沟通底水快速锥进,且含水率随潜山裂缝储量的增加而减小,拟合敏感性分析结果表明X油田潜山裂缝储量较小。油井压力波及至潜山后,潜山裂缝储量快速采出,并沟通底水,引起含水快速上升。对于这类裂缝性底水油藏,生产压差应控制在0.5MPa以内,油井高含水后适当关井压锥可以取到较好的效果。研究成果对于类似油藏合理开发具有一定的指导意义。     

草古100潜山水平井固井油气层保护技术

草古 100区块是草桥油田的 1个潜山稠油藏区块,计划钻 10口水平井以提高产量,采用筛管完井。在?2 44.5mm技术套管固井时,潜山油层已打开,水泥对油层污染严重,前 2口井固技术套管时未采取油气层保护措施,产量较直井提高不明显。为解决此问题,研究使用了?2 44.5mm技术套管固井油气层保护技术,使平均单井原油产量提高 142%,取得了较好的效果。文中介绍了潜山油藏特点及采用二级注水泥方法,采用连续打开式分级箍、水泥伞。一级固水泥,先固水泥伞以上 30m,凝固后再用打开式分级箍进行二级固水泥到井口。水泥伞的优点是,防止水泥浆直接冲击油层,达到防止压漏地层,起到保护油层的效果,在固的 8口井当中均取得较好的效果。     

变质岩潜山油藏储层特征及高效开发建议

渤海JZ25-1S油田太古界潜山油藏是1个孔、缝十分发育的变质岩似层状底水油藏,其地质结构极其复杂,具有裂缝空间发育规律差异大、潜山内幕裂缝发育段的连通模式不明确、优质储层变化大、非均质性极强、连续性及可对比性差等特点。结合JZ25-1S潜山油藏高产井的特点,从岩性、构造裂缝发育及井型等因素出发,分析潜山油藏产能的主控因素,提出潜山油藏高效开发建议,为后续潜山油藏的开发提供了一定的借鉴。