水平井技术在底水稠油油藏开发中的应用

长堤油田桩1块为一底水稠油油藏,主要含油层系为馆陶组上段,储集层为辫状河和曲流河相沉积,成岩作用弱,储集物性好;原油密度和粘度较大,油水粘度比为354,边底水十分活跃.该油藏利用直井开发了16年,由于底水锥进快造成油井含水上升快,产量递减快,而采收率较低.通过研究水锥特点和剩余油分布规律,利用水平井技术整体改造该油藏,控制底水锥进,挖掘剩余油潜力,从而提高了采收率.     

水平井技术在正韵律厚油层次生底水油藏挖潜中的应用

水平井技术是挖潜特高含水期正韵律厚油层顶部剩余油富集区最有效的方法。羊二庄油田经过30多年的开发，已进入“双高”开发后期阶段，由于受储层非均质性和长期注水冲刷的影响，油层水淹严重，剩余油分布零散，挖潜难度大。水平井技术在羊二庄正韵律厚油层次生底水油藏的成功应用，为同类型油藏剩余油富集区水平井挖潜提供了借鉴。     

分支井采油技术在薄层边底水稠油油藏开发中的应用

在分析锦612块开发效果的基础上,采用三维地震技术对区块的构造和储层发育情况进行重新落实,同时采用分支井经济评价软件,对分支井产量和经济效益进行评价.在综合分析的基础上,优选了锦612-12-新22井进行分支井试验.该井试验的成功,为今后开发同类型油藏提供了借鉴.     

水平井挖潜边底水构造油藏剩余油效果及影响因素分析

针对长堤油田桩1块Ng6层油藏高含水,且在部分区域存在剩余油的实际情况,利用水平井开发剩余油.实施的4口水平井累计产油3.75×104 t,提高采收率3.75%,增加可采储量13.9×104 t.分析认为油藏含油饱和度、原油粘度、次生底水、周围老井开采程度以及采液强度是影响其产能及含水上升率的主要因素;在水平井地质设计时,应避开老井水锥影响半径影响区域,并尽量保持水平段远离油层底部;在生产过程中,应合理减缓含水上升速度,并选择合适的提液时机,以提高最终采收率.     

地质建模技术在断块油藏综合挖潜中的应用

大庆油田葡南一断块油藏断层发育、构造复杂,应用地质建模技术可实现构造模型的三维可视化,通过分析断层在空间的延伸及相互切割关系,建立了断块区地质模型;利用三维可视化技术分析研究剩余油的分布状况,使得剩余油的分布范围和剩余量由过去的定性描述变为定量,更精确的指导断块剩余油挖潜工作.针对葡南一断块目前剩余油分布状况的不同类型,制定了注采系统调整、复合措施等4套剩余油挖潜方案,进行对比优化,调整后已初步见到效果.该技术不仅有利于后期调整,而且为断块区提高储量动用程度打下了良好基础.     

水平井技术在边底水油藏中的应用

广华油田广一区潜33油组油藏为典型的边底水油藏,地层能量充足,在利用直井井网开采了30多年后,主力层已基本水淹。由于直井开发水锥现象严重,开发状况不断恶化,导致采收率低,大量剩余油滞留地下无法采出。针对该油藏地质特点和开发状况,利用水平井技术进行剩余油挖潜,不但明显提高了采油速度,改善了开发状况,而且采收率由52.3%提高到55.4%,提高了3.1个百分点,取得了较好的开发效果,为同类型油藏的高效开发提供了经验和借鉴。     

水平井技术在小构造底水油藏挖潜中的运用

本文针对现有油气田采掘技术中存在的问题,提出了水平井技术在小构造底水油藏挖潜中的应用前景。     

底水油藏化学堵水技术的应用

周庄油田周43断块是一边底水能量较充足的水压驱动油藏,由于该区块油藏规模小,边底水活跃,油井含水上升幅度大,产量递减块。机械式卡堵水卡封位置为井筒,对油水同层及底水锥进的油藏不能进行卡堵,相比而言化学堵水几乎可以应用于各种油藏,具有堵剂类型选择范围宽广,封堵半径大等特点。因此根据周43断块的油藏特征,选择了用无机沉淀型堵剂对该断块的周43—12高含水油井进行了化学封堵,实施后取得了较好的增油效果,为底水油藏稳油控水提供了新的思路。     

润湿性反转剂在低渗透和底水油藏中的应用

低渗透油藏和底水油藏的开发难度大,有很多技术问题亟待解决.低渗透油藏在开发过程中需要很大的注入压力,造成驱替液注入困难,而且油藏压力难以保持平衡;底水油藏极易产生底水锥进,见水后如不及时采取有效的控水措施,油井就有可能被水淹而导致油产量大幅度下降.润湿性反转剂可作为一种新型的堵水荆应用于低渗透油藏和底水油藏的开发,通过实验和数值模拟2个方面来证实特定润湿性反转荆应用于低渗透油藏和底水油藏的开发过程时,能实现降水增油和提高最终采收率的目的.     

珠江口盆地东部底水油藏提高采收率研究

珠江口盆地东部底水油藏的开采速度是很高的。在高速开采条件下，如何保证有较高的采收率是重要的研究课题。本文从分析东部底水油藏特征入手，阐述了底水油藏具备高产能的诸多有利条件，用数值模拟方法研究了主要砂岩底水油藏的采油速度与采收率的关系，并对HZ26－1油田底水油藏M－10层提高采收率方向作了典型分析。总的看法是，东部底水油藏由于其特定的地质特点，高速开采对油藏的最终采收率无不利影响。最后对如何提高采收率提出了几点看法。     

双重介质复合数值试井技术在裂缝性礁灰岩底水油藏中的应用

针对流花11-1油田解析试井结果与地质和动态特征吻合程度差的问题,综合考虑地质模型、生产历史、重力毛管力、相对渗透率曲线,运用多层裂缝性底水油藏的水平井数值试井解释方法,形成裂缝性底水油藏水平井双重介质复合数值试井技术。在整体压力恢复测试资料中筛选出40口井用于压力恢复数据,进行双重介质复合数值试井解释,该方法既考虑了底水能量,又考虑了多层之间渗透率的差异。结合现有地质认识,该数值模型解释结果表明,油田压力恢复试井曲线主要存在线性流、双线性流和双孔渗流3种流动特征。针对不同类型井建议减小生产压差或者采取稳油控水方式进行改造,对实际生产具有指导意义。     

油藏地质建模与数值模拟一体化应用技术

油藏地质建模与数值模拟的一体化是指数据的一体化、研究过程的一体化以及人员协作的一体化,地质建模是数值模拟的基础,而数值模拟本身又是地质建模的深化.通过实例,论述了一体化的实现方法和应用效果.通过建立项目数据库,规范项目数据的标准,实现了项目数据的一体化;通过提供油藏描述各个环节及不同专业之间的良好接口,实现了研究过程的一体化;通过加强不同专业之间的交流与渗透,实现了专业技术研究人员协作的一体化.应用效果表明,油藏地质建模与数值模拟的一体化技术可提高工作效率近1倍,单井拟合率达到90%以上.     

裂缝性底水潜山油藏注气数值模拟研究

碳酸盐岩存在裂缝发育,先期水驱时,裂缝的高导流能力致使注入水充满了大部分裂缝,高含水与高效开发产生了深刻的矛盾。注气能够保持地层压力,波及效率较水驱高。为评价CO2的驱油效果,用正五点法单元井网,应用数值模拟软件,对华北任丘裂缝性底水潜山油藏CO2驱注气参数进行优化,主要包括段塞大小优化、注气速度优化、气水交替中的小段...     

强底水白云岩油藏注氮气非混相驱数值模拟

英买321油藏是塔里木盆地唯一进入开发阶段的白云岩油藏。该油藏水体能量强,开发井以水平井为主,油井进入高含水期后,找水、堵水措施实施困难,开发效果逐渐变差,大量剩余油富集在构造高部位,天然水体无法波及。为有效动用该类剩余油,开展了油藏工程和数值模拟研究。研究结果表明,在强底水条件下,可以采用注氮气非混相驱的方式动用这部分剩余油,水平井和直井注气吞吐10轮次,采出程度分别可提高3.30~4.10百分点和3.30~3.60百分点,增产效果显著。     

应用数值模拟法研究复杂断块油藏剩余油分布

马厂油田M11块油藏地质构造复杂,已进入特高含水期。通过建立该油藏的数值模拟地质模型,并在此基础上进行精细油藏数值模拟及剩余油分布研究,分析该油藏平面、纵向储量动用状况和剩余油分布规律,确定了剩余油分布的主要类型,提出剩余油挖潜的可行措施,取得了较好的增产效果。     

水平井采油技术在底水油藏中的研究与应用

针对大港滩海油田埕海一区庄海8馆陶油组底水油藏含水上升快、无水采油期短的问题,开展了水平井底水油藏控水完井方法的调研,在此基础上,通过对庄海8馆陶油组实际地质情况的分析,综合考虑防砂及控底水两方面因素,确定了该区采用筛管+中心管的完井方式,并进行了现场试验应用,取得了初步效果.该工艺的应用使水平井底水油藏完井方法有了新...     

水平井精细地质建模及数值模拟技术研究

萨北油田开发至今已进入特高含水期,尤其是厚油层顶部剩余油挖潜成为难以攻克的难题,利用水平井开采已成为该项难题的有效技术手段,现已逐步得到应用。文中利用厚层精细地质建模、夹层粗化、近井模型和多段井描述等相关技术,实现水平井三维地质建模及数值模拟一体化研究,并完善水平井多学科研究技术流程。通过对北部过渡带B5-8-A53水平井的数值模拟分析,优选出该水平井下泵时机、井日产液量和生产压差。研究结果表明,下泵时含水率为10%左右、合理产液量为50 t·d-1、合理生产压差保持在2.0 MPa以下时,开发效果最为理想。     

大规模压裂注水开发一体化技术在特低渗透油藏的应用

X油田特低渗透油藏储层平均埋藏深度2 300 m,平均渗透率仅为2.1 mD,在开发过程中多数断块单井日注水低于15 m3,采油速度低于0.3%,严重制约该类油藏的规模上产。为实现该类储层的有效注水开发,引入了大规模压裂技术,在对大规模压裂提高单井产量及缩小注采井距主要机理研究的基础上,进行了压后水驱动态模拟,确定了大规模压裂井具有初期产量高、注水受效快、见效后含水上升快的水驱开发特征。针对压后水驱开发特征,提出了“邻井错层、隔井同层”的压裂方式及压后提压与周期注水相结合的注水能量补充方法。研究表明:大规模压裂技术可使单井产量提高至常规压裂的2.0倍,通过压裂设计及注水补充能量方式的优化可使水驱采收率提高至26%,实现了特低渗透油藏的有效注水开发。     

水平井开采底水油藏水脊脊进规律的物理模拟

采用现代电子摄像监视技术和流动测试手段，建立水平井二维物理模拟系统，观察水平井开采底水油藏时水脊脊进过程，研究水脊形成与发展机理、见水时间和采收率的变化规律。水平段长度较小时，较短时间内就形成了水脊，水脊的两翼比较陡，油水界面变形较大。水平段长度较长时，水脊形成时间推迟，两翼逐渐变缓且对称分布。随着水平段长度增加，水平井生产时见水时间推迟，无水采收率和最终采收率增加。水平段长度相同时，随实验压差增大，底水脊进形成水脊时间提前，水脊的发展速度加快，水平井见水时间提前，水脊两翼界面变陡，无水采收率和最终采收率减小。图8参14     

数值模拟研究河道砂油藏水驱效果影响因素

河道砂油藏有着河道窄且长、地层能量下降快、河道中部物性好、边部物性差等特点,随着油藏注水开发的不断深入,注入水易延中部物性好、高渗条带舌进,使得同一井组井间水驱效果差异大,而水驱开发效果好坏直接影响着一个区块产量的高低。本文应用油藏数值模拟软件,建立河道砂油藏一注一采机理模型,从地质及工程方面提出影响河道砂油藏开发效果的影响因素,并具体解释目前河道砂油藏存在矛盾原因,为后续矿场生产提供理论支撑。