永乐油田源271区块低渗透油藏超前注水方案优化研究

低渗透油田渗透率低,油层渗流阻力大,压力传导能力差。超前注水正是针对低或特低渗透油层具有启动压力梯度及油层具有弹-塑性变形等特点而根据非达西渗流提出的改善这类储层开发效果的一项技术。利用数值模拟方法进行超前注水方案优化研究,以便合理制定超前注水时机和合理注水强度等,提高单井产量。同时开展源271区块超前注水配套措施组合优化研究,通过预测油井普通射孔及压裂,以及不同方向定向射孔、定向压裂的开发效果,确定最优的措施方案。     

低渗透油田水平井快速找水技术研究与应用

长庆油田水平井通过压裂改造的技术攻关,单井产量提高至定向井的3倍以上,已成为低渗透油田转变开发方式的重要技术手段。但受非均质程度、裂缝展布、边底水分布等因素影响,水平井部分井段水淹,含水快速上升、单井产量突降,严重影响水平井开发效益。针对上述问题,攻关研究形成了井下取样找水技术和单封拖动管柱找水技术,实现了多段压裂水平井快速低成本找水,为水平井控水增油措施提供了可靠依据。     

裂缝性特低渗透砂岩油田注水开发调整对策——以大庆长垣外围他拉哈油田英51区块为例

裂缝性特低渗透砂岩油田普遍存在压裂井含水上升快、层间矛盾突出,而未压裂井难受效、产量递减快的特点。以大庆长垣外围他拉哈油田英51区块为例,通过油田生产动态分析及静态裂缝研究,提出了裂缝性特低渗透砂岩油田注水开发调整的几点建议。     

安塞特低渗油田动态裂缝变化特征及其影响

安塞油田油水井人工裂缝方向单一,裂缝长度是动态变化的,且具有规律性,对油田开发有着重要的影响。研究裂缝动态变化特征对油田开发技术政策调整具有重要的意义。通过试井资料分析计算出注水井动态裂缝延伸速度和采油井动态裂缝闭合速度,并阐述了动态裂缝的变化对井网部署和单井产量有着决定性作用。认为井网与裂缝进行匹配优化,可以最大限度地发挥油藏潜力。周期性重复压裂,可以不断延长采油井人工裂缝长度,提高单井产量,改善开发效果。     

重复压裂裂缝转向技术在头台油田的应用

头台油田属于特低渗透油田,大部分井都要压裂投产,随着开发的进行,老井产量递减很快,往往需要重复压裂,但重复压裂只是延伸原有老裂缝,增油效果差。利用重复压裂裂缝转向技术对老井进行改造可以取得很好效果。阐述重复压裂裂缝转向的技术原理,并进行了现场压裂试验。现场压裂试验表明,该技术可以取得良好的增产效果。     

基于Thomeer函数的中东区块碳酸盐岩储层渗透率评价

以中东区块H油田Mishrif层组碳酸盐岩压汞资料为基础,提出了一种基于Thomeer函数的渗透率模型。首先,利用变步长的牛顿阻尼迭代算法进行了Thomeer函数拟合,提取了压汞孔喉分布曲线为单峰、双峰及三峰的Thomeer参数(孔隙几何因子G、起始排驱压力p_d和毛细管压力无穷大时对应的进汞体积分数V_(Hg));其次,根据累计渗透率贡献公式,分析了双峰和三峰形态的压汞资料中每个孔喉体系单元对渗透率的贡献(无论是双峰还是三峰,对岩样渗透率起主要贡献的是孔喉半径区间最大的孔喉体系单元);最后,依据279块岩样(单峰249块,双峰11块,三峰19块)压汞数据,建立了渗透率与从孔喉半径区间最大的孔喉体系单元中提取的Thomeer参数的响应模型。该模型应用于中东区块H油田碳酸盐岩渗透率的计算,其精度明显优于Winland R35模型、Swanson模型及Capillary-Parachor模型。     

临汾区块煤储层地应力对煤层气产量的影响

利用测井、压裂、样品测试和煤层气排采等资料,对临汾区块煤储层地应力特征及其对煤层含气量的影响进行研究。结果表明,最小水平主应力影响煤层气的富集和渗透性,与煤层含气量呈负相关,即最小水平主应力越大含气量越低、单井产气量越低;断层附近地区,由于应力释放而造成最小水平主应力较小、煤层气保存条件差,因此煤层含气量和单井产气量也较低。煤层气开发应寻找避开断层的低应力区。     

葡萄花油层特低丰度储量区块高含水期治理方法探讨

葡萄花油层特低丰度储量区块一直是油田开发的难点。优选肇州油田芳483区块开展加密调整技术研究,在剩余油分布研究的基础上,采取＂灵活、零散、不规则＂的加密调整方式,并与注采系统调整相结合。现场作业结果表明,采取加密调整技术取得了较好的增产效果,可以为同类型区块开发提供参考。     

渤海稠油油田高含水期储层物性变化规律研究

渤海海域拥有丰富的稠油资源,长期注开发使稠油储层物性发生了较大变化。通过室内试验、油藏数值模拟及测井参数解释方法对渤海Z稠油油田储层的孔隙度和渗透率2种主要物性参数进行分析,总结出了注水开发前后储层物性的变化规律。研究表明,经过长期水驱后,油田的平均孔隙半径、平均孔隙度和渗透率整体都有所增加,但表现出2种相反的变化趋势：低渗透储层孔隙度、渗透率减少;高渗透储层渗透率增加,大孔隙的数量逐渐增多。储层这2种相反的变化趋势导致储层非均质性更加严重,储层层间矛盾日益突出。     

热德拜油田压裂增油经济界限分析

采油井压裂是热德拜油田措施增产主要技术手段。在对采油井压裂前后递减趋势进行回归分析的基础上,计算了压裂平均有效期和平均单井累计增油量。对目前热德拜油田操作成本的构成进行了分析．应用经济评价方法确定了采油井压裂增油量经济界限。研究结果表明,热德拜油田压裂措施能够取得较好的经济效益。     

苏10区块集输模式的优化

由于苏里格气田苏10区块单井产量低,井口压力为0.5~1.0 MPa,积液井占总井数的62%,导致地面管网普遍存在积液问题。为更加有效地携出集输管网积液,同时降低井口压力,提高单井采收率,需对目前集输模式进行优化设计。针对苏10区块集输模式存在的问题,针对性地开展了流量控制、降低压差工艺试验;同时根据目前集输模式的特点,提出阀室移动增压橇集输模式设计。计算结果表明,优化后的集输模式可以进一步降低井口压力(0.1~0.5 MPa),从而有助于单井井筒携液,提高单井采收率;同时可以有效地对管网进行携液,降低管网压差,提高输气效率,最终达到延长气井寿命,为气田稳产提供支撑的目的。     

油藏动态分析与分层注水技术在利8区块的综合应用研究

分层注水技术是维持油田稳产高产的重要手段,影响分层注水的因素有地质条件、开发现状和工艺措施等。研究选用RMsimple软件建立利津油田利8区块地质模型,根据数值模拟的结果,分析利8区块存在层间矛盾突出、水井细分程度低、地层压力下降等问题,提出油水井补孔,提高井间连通方向数,水井细分注水等措施。2014年5月,利用智能分采分注配水系统对利8区块3口水井实施分层注水,截止到2014年6月实现累计增油271.1t,平均单井日产油增加2.2t,起到了减缓层间矛盾、增加有效注水的效果。     

油井重复压裂在江汉油田的实践与探讨

介绍了近年来江汉油田在油井重复压裂研究方面所做的部分工作,及其对江汉油田油井重复压裂机理所取得的认识。针对江汉油区井深、油层渗透率低、层薄、地下油水分布复杂的地质特点,总结出了油井重复压裂的选井原则。对周16井、周181井的重复压裂改造现场试验取得一定的增油效果。对认识江汉油田老井重复改造工艺、提高老井原油采收率具有重要的指导意义。     

反向调驱(堵水)技术在低渗透油田的应用

低渗透、非均质油田储层物性差、地层能量不足,油田注水开发后期,造成油层高含水时层内尚有部分厚度未水洗,剩余油较多。阐述了油井反向调驱(堵水)技术原理,并在永乐油田台105区块内的6口高含水井中进行了应用。实践证明,反向调驱(堵水)技术可以提高高含水非均质砂岩油藏采油速度,改善开发效果,提高采收率。     

安塞油田浅层特低渗油藏水平井开发技术研究及效果分析

随着勘探评价的深入，安塞油田浅层逐渐成为下步开发的主力区块之一。由于浅层具有含油层系多、油层厚度相对较小、储量丰度低、渗透率低、油水分异差等特点，且分布较为分散，用常规技术开发单井产能太低，不能实现Ⅱ类和Ⅲ类储层有效动用。为了提高开发效果，在对浅层沉积相、储层物性与已开发老区差异分析的基础上，通过室内研究及现场试验，从布井、钻井、储层改造方式等方面提出了一套适应安塞油田浅层开发的水平井技术，实施效果证明了该技术对安塞油田特低渗透储层有效开发是行之有效的。     

胡154区块富县组油藏高效开发技术政策研究

胡154区块富县组油藏位于胡尖山油田中西部,目前1口井试注,需要进行高效开采技术政策研究。应用油藏工程理论分析、矿场数理学统计和数值模拟方法,系统对油藏进行评价和分析,论证油藏注水开发合理技术政策,建议采用菱形反九点井网+边部不规则井网部署井网、200~300m井距、单井产能1.49~2t/d、合理生产压力5~7MPa、单井日配注量18m3、合理注采比0.9~1.0等技术政策界限进行开发。设计注水开发方案3套,推荐按合理技术政策指导注水方案进行开发,根据实际油水运动调整单井配注。     

裂缝性低渗透油藏开发流管概算法

<正>大芦湖油田是80-90年代发现的较为典型的低渗透油藏。该区在区域构造上位于东营凹陷博兴洼陷的西部、金家-樊家鼻状构造的北端。大芦湖油田储层渗透性差、自然产能低,口口井需要压裂投产,人工裂缝发育,地下流体流动状态复杂,开发效果评价难度大。流管法考虑了水驱油过程中的非活塞性和油层渗透率的非均质性。它所依据的原     

考虑应力敏感的页岩气藏压裂水平井渗流模型建立与分析

在以纳米孔隙及裂缝发育为特征的页岩气储层中,由应力敏感带来的渗透率降低引起的渗流规律和产能预测研究具有重要理论和现实意义。通过试验研究,分析了应力敏感与渗透率的指数关系,定量计算了应力敏感引起的渗透率变化值。应用页岩气藏压裂水平井的等效渗流模型,在页岩岩样应力敏感性试验结果及分析基础上,建立了考虑应力敏感的渗流综合模型并得到单井产能方程。以威201-H1井为实例,应用已经建立的产能方程进行了应力敏感影响下的产能变化规律分析,结果认为,裂缝是应力敏感的主要来源,并且当储层孔隙越大即产量越大时,应力敏感越强,尤其是在压裂水平井初期影响最为强烈。由此,综合模型的建立及影响因素的分析为实际生产提供了参考依据。     

岭回归分析方法在苏里格气田低渗透气井压裂效果分析中的应用

影响压裂气井产能的因素较多,地质情况、气藏物性、压裂施工参数等都会对压裂后气井的稳定产能有所影响,而且这种影响具有复杂性、多样性和非线性的特点,影响程度和影响规律不明显。在对苏里格气田低渗透气井压裂效果分析过程中发现,各种单因素对气井压后产量的影响几乎毫无规律可寻,必须对因素之间的相互作用进行研究。根据地质参数和施工参数,以产量为目标,根据各个参数的优化选取对具有强相关性的参数进行形式上的改变,得出优化的参数形式进行岭回归。     

徐深气田火山岩底水气藏合理开发对策研究

徐深气田火山岩气藏储层为多期次多个火山体喷发形成,内部岩性复杂,储层低孔低渗,裂缝相对发育,因而气井产能差异大;普遍发育底水且气水关系非常复杂,极易发生水侵。如何科学、合理的确定单井合理产量,优选开采方案,既满足天然气开发需求,又有效防止底水锥进显得非常重要。针对徐深气田A区块火山岩底水气藏,利用容积法和数值模拟法开展了水体规模研究,综合运用无阻流量、节点分析法、采气指数法和数值模拟法确定单井合理产量,并采用整体动用与优选动用以及直井、水平井与直井组合方式,设计并优选了最佳开采方案,从而为研究区下一步挖潜提供了决策依据。