雷64区块巨厚块状稀油油藏注水效果分析

雷64区块是位于辽河盆地西部凹陷北段的巨厚块状边底水稀油油藏，该区块南邻陈家洼陷，西邻雷11井区。对于注水开发，如何注好水，实现油田的稳油控水成为关键。对雷64区块注水开发效果进行了分析：油井注水后受效状况存在一定的差异，主要受沉积相、注采井段高度差等因素影响，同时内部夹层对纵向上的注水效果起一定的遮挡作用，不同注入倍数下的驱油效率并不与注入倍数成正比，需要在考虑经济因素的条件下选取合理的注入倍数进行注水，并总结出适合该类油田注水开发的措施，为实现复杂断块油田稳油控水提供一定的借鉴。     

塔河油田六区缝洞型油藏综合挖潜技术研究

针对塔河油田六区缝洞型油藏采取综合挖潜技术，即对高含水井储层实施堵水或转层酸压技术、对多井单元实施整体注水技术，同时部署直井和侧钻井提高采收率。结果表明，采取综合挖潜技术可以提高油藏采收率。     

低渗透油田水驱挖潜方法的应用及效果分析——以敖南油田为例

针对敖南油田低产低效井及高含水井多、措施增油难度大、注水压力上升快及欠注井多等矛盾，提出了减少低效无效循环，合理进行产液结构及注水结构调整的方法及原则，并对注采结构优化及产液结构调整过程中水驱挖潜方法的应用及效果进行了分析与评价。随着油田开发时间的延长，合理进行注呆结构优化、有效实施增产增注措施及科学引进控水增油新技术是提高低渗透油田开发效果的关键。     

量化描述技术在缝洞型储层连通性分析中的应用

缝洞型碳酸盐岩是塔北地区哈拉哈塘油田的主要储集层,油藏的储渗空间主要为规模不同的洞穴、溶蚀孔隙以及各级裂缝。缝洞连通性是油田勘探开发实践中高效井优选的重要依据,连通的大型缝洞集合体是研究的主要目标。缝洞量化描述技术是储层描述中的关键技术,重点解决裂缝量化研究、缝洞连通性以及缝洞体系储集规模等方面的问题。针对研究区缝洞型储层的强非均质性,提出裂缝强度量化描述、裂缝方向量化描述与缝洞体系储集规模量化描述相结合的研究思路与技术方法,结合生产动态资料,对缝洞体系连通性进行量化分析,确定连通单元边界,最终指导油藏高效开发井组部署。     

基于数据物理驱动的油藏调剖动态预测新方法

利用油水井日常生产动态数据和物质平衡原理建立可模拟油水动态的数据物理驱动模型,通过历史动态拟合反演获取井间传导率、连通体积、注水劈分和注水效率等参数,定量识别井间优势连通关系.以此为基础,结合堵剂封堵能力评价结果,沿连通单元进行流动处理建立了一种可快速模拟预测多层油藏调剖动态的新方法.实例应用表明,该方法不需要复杂地质建模,克服了传统数模在引入调剖后繁琐的计算流程,可提速上百倍并能够与窜流优势通道识别无缝对接,实现主要利用油水井生产数据即可快速准确进行调剖井优选、动态预测和用量优化的整体决策,指导大规模现场调剖方案的设计和应用.     

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。     

任丘雾迷山组裂缝性碳酸盐岩油藏降压开采改善开发效果研究

裂缝性碳酸盐岩油气藏开发过程中,油井一旦见水便迅速水淹,缺少立竿见影的控水稳油方法和手段,这类油藏后期开采的难度极大。通过对雾迷山组裂缝性碳酸盐岩油藏油水井生产特征、产量变化规律及采取的降压开采方式生产动态进行分析,结合该类油藏的双重介质特征及油水井的开发规律,利用统计分析方法及数值模拟技术,评价了该油藏的开发效果,并提出了后期开发进一步深化挖潜的措施。研究认为采用继续注水同时适当提液的方式进行降压开采,可更好地把中、小缝洞及岩石系统的生产潜力进一步提升,抑制含水上升和产量递减,可进一步挖掘基质剩余油、提高原油最终水驱采收率。     

新沟油田提高采收率技术的探索与实践

江汉油区新沟嘴组油藏资源量丰富，但受其地质条件影响，开发水平一直难以提高。新沟油田作为新沟嘴组“双低”开发单元的典型代表，具有地质构造复杂，纵向含油层系多且层间非均质性突出等特点。在复杂构造精细地震解释、储层展布特征及剩余油分布规律研究的基础上，有针对性的开展了综合调整对策及方案研究，通过现场实施，明显改善了新沟油田注水开发效果，油田采油速度和最终采收率得到大幅提升，对类似油藏的后期开发调整具有借鉴与指导意义。     

文南油田超短半径水平井技术试验研究

超短半径水平井技术是曲率半径为0．3m，利用水力破岩钻孔的一项先进钻井技术，该技术在油田开发中后期的老油田、区块及注采井组综合改造调整、改善注水效果及难动用储量方面，可发挥其积极优势。阐述了超短半径水平井技术原理、技术特点及适用地质条件，并在文南油田进行了超短半径水平井技术试验，试验后初期日产液7．0m^2，日产油2．8t，日产气140m^3，措施效果良好。该技术的盛功实施，将为油田的增储上产提供一条重要的技术途径。     

海相砂岩稠油油藏产液结构优化研究

番禺油田上部油藏属于海相砂岩稠油油藏,下部油藏属于海相砂岩稀油油藏,早期开发策略为开采下部的稀油油藏为主、兼顾上部稠油油藏。随着地质油藏认识的不断更新,油田储量规模的不断增大,实施了以开发上部稠油油藏为主的调整项目。针对调整项目实施完毕后,稠油油藏开采井数大幅增加,单井液量、含水上升快,FPSO(浮式生产储油卸油装置)油处理能力、海管混输能力一定程度受限等问题,综合考虑油藏、井筒、地面设施之间的制约关系,提出了地质油藏特点认识—动态分析—动态指标预测—管网一体化研究—产液结构优化方案—近期措施建议—实施效果评价的一体化研究流程,对稠油油藏在生产水平井进行了产液结构优化研究,找到了油藏提液的潜力,得到了油藏合理的提液时机(含水率80%左右)及幅度(20%左右),通过多方法、多因素相结合系统的研究,优化了油田及单井的生产方案,跟踪评价近期实施方案取得了较好的提液效果。     

三元复合驱I块单采葡I1～2油层调整技术研究

在三元复合驱I块单采葡T1～2油层开发调整过程中,根据该区块注三元后的受效特征,研究在三元复合驱过程中的方案调整方法,有针对性地加强跟踪调整。措施调整结果表明,利用三元复合驱分类治理图进行产液结构调整,改善了试验区采出井供液状况;提液措施的方式和时机不同,措施效果不同,应抓住受效有利时机,抢上增产措施;利用微幅构造特点,优化方案调整,提高复合驱开发效果。该研究成果对于提高该区块油层动用程度,高效挖掘剩余油潜力,确保三元复合驱开发取得最佳效益具有重暖意义。     

气水交替改善CO_2驱开发效果与应用

特低渗透扶杨油层储量在常规注水开发难以实现有效驱动,采用CO_2能够建立起有效驱动体系,见到驱油效果。但CO_2本身存在流度低、易窜等特征。在非混相驱区块,气相的存在和储层非均质性的双重作用,导致CO_2突破后气油比大幅度上升,出现出气不出油的局面。通过室内岩心驱油试验对比分析,进行水气交替注入,其采收率均高于一直气驱注入,且注入压力越高,提高采收率幅度越大。在该基础上,利用数值模拟技术,对不同注入参数进行了优化,周期注入0.015HCPV,日注水量8m~3/d,日注气量7876.8m~3/d,水气注入强度比1∶3,水气地下段塞体积比1∶1。实施后,气窜得到明显抑制,单井产量上升,取得了较好的效果。该研究成果有助于特低渗透CO_2驱的研究,对非混相驱改善开发效果具有一定的指导意义。     

"井工厂"压裂模式下水力裂缝动态扩展模拟分析

随着致密油气等非常规油气资源大规模开发,"井工厂"压裂工艺由于其作业效率高、能够充分利用应力干扰实现复杂裂缝网络等特点而受到青睐.然而,"井工厂"压裂过程中合理井距的选择始终是一个影响压裂效果的难题.以线弹性断裂力学为基础,基于扩展有限元理论构建了致密储层体积压裂多缝干扰延伸动力学模型,以苏里格气田苏平001井组为例,对常规"井工厂"水力压裂和拉链压裂这2种"井工厂"压裂模式下水力裂缝动态扩展规律进行了模拟分析和对比.研究结果表明,受水力裂缝延伸产生的诱导应力场影响,后续裂缝在延伸过程中其延伸方向会发生明显偏转,合理选择井间距离对改善井间诱导应力场对裂缝延伸影响具有重要意义;相对常规"井工厂"压裂模式下,采用拉链压裂能够更好降低井间裂缝干扰对裂缝动态扩展影响,增加水力压裂改造体积;在相同储层条件下,采用常规"井工厂"水力压裂合理井距为水力裂缝长度的1.7～1.8倍,而拉链压裂合理井距则为其1.4～1.5倍.     

海拉尔盆地复杂断块油藏开发钻井地质跟踪方法探讨

对海拉尔盆地复杂断块油藏开发钻井地质跟踪方法进行了探讨依据开发井、探评井试油资料，结合投产井生产动态，对部分井区构造低部位井油层重新解释（区块内每个小段块有效厚度解释标准各有差异），完善了有效厚度解释标准，满足了开发钻井需求；在开发钻井过程中，边钻井边认识边完善，随钻跟踪调整，优化井位运行，减少无效进尺，节约开发钻井成本；拓宽开发领域，及时发现新含油层系。实际跟踪效果表明，该方法既综合提高了钻井成功率，保证开发钻井效果，又节约开发钻井投资成本，提高了油田开发经济效益，对保证开发井钻井效果和产能建设任务的按期完成具有极其重要的意义。     

喇萨杏油田特高含水期调整潜力评价方法研究

对于注水开发的非均质砂岩油田，只有搞清注采井网的完善程度和剩余油的分布状况，才能有针对性地采取挖潜措施，提高油田开发水平。针对喇萨杏油田非均质严重、开发时间长、含水率高的特点，首先在检查井资料分析的基础上，明确了影响特高含水期剩余油形式的两大主要因素；其次以精细地质研究和渗流理论为基础，提出了基于井间非均质性的注采关系定量评价方法；最后将注采关系与剩余油评价结果相结合，发展了特高含水期的10类剩余油潜力类型和4种调整潜力的快速评价方法。提出的方法具有操作简便、人为影响少的优点，可广泛应用于水驱砂岩油田的剩余油潜力类型及挖潜措施的研究。S 开发区 B1区块的评价表明，特高含水期以零散的注采不完善型剩余油为主，挖潜措施主要是堵水和压裂，现场实施取得明显的增油降水效果。     

碳酸盐岩底水气藏型储气库动态特征及水淹机制

储气库注采气能力、库容及工作气量是衡量储气库能力的重要指标,储气库动态特征分析是评价储气库能力的重要手段。基于某碳酸盐岩底水含硫气藏改建储气库(A储气库)的多周期注采生产情况,通过系统分析储气库运行动态特征,评价了水平井注采气生产能力,利用两种方法对储气库库容进行复核,分析了气藏H2S质量浓度变化,评价了脱硫运行方式,结果表明:该储气库单井产能高,库容落实程度高,具备高效开发潜力,但仍需探索脱硫运行方式。研究分析了A储气库生产中出现的AH1井水淹停产问题的形成机制,提出了恢复气井生产能力的具体方案,并成功应用于现场。研究成果对中国碳酸盐岩底水气藏型储气库生产运行及能力评价具有指导作用。(图1,表5,参20)     

防砂注汽井节能管柱的研究与应用

孤岛油田边部稠油单元储层发育差、敏感性强,地层压力下降较快,入井液漏失严重,导致井筒热损失较大,周期液量下降快,生产周期短,油汽比低,热采效果差。针对注汽过程套管存在裸漏段的问题,应用全程密闭注汽管柱设计思路;针对配套工具无密闭注汽、可重复充填功能的问题,优化充填工具结构,增加可配合密封段和井下二次打开装置;针对地层压力低、注汽后漏失冷伤害的问题,优化注汽管柱配套工具,设计防洗井漏失装置。2013~2014年在孤岛油田共实施密闭注汽管柱施工62井次,实施效果较好,大大降低了劳动强度,减少了低温液体漏失对套管的冷伤害,套管使用寿命延长,社会效益明显。     

基于水平井技术的高21块开发效果改善研究

高21块莲花油层属于厚层块状砂岩稠油油藏。由于储层渗透率低、原油粘度及泥质含量较高等原因，导致直井开发存在周期产量低、开发效果差的问题，且由于纵向上储层非均质性强、各小层动用程度严重不均等问题，采用直井开发采油速度低、达不到标定采收率。在深入开展测井二次评价、区块动态资料分析和精细小层对比工作的基础上，对高21块莲花油层进行整体解剖，寻找其中的优质储层，利用分支水平井技术渚行开发部署，现场实施效果黟著。预计可摆高采收率5％．     

三塘湖油田条湖组致密油水平井优化设计与应用

三塘湖油田条湖组致密油藏为吐哈油田三塘湖盆地近年来发现的储量千万吨级非常规油藏,以"水平井+大型体积压裂"方式规模开发。受古构造背景和火山活动影响,储层展布多呈团块状,外围延展性差,加上微构造变化剧烈、区块井控程度低,给水平井设计和施工带来很大挑战。利用油层追踪并融合甜点预测技术优化井位;利用数模、油藏工程方法优化水平井参数;利用地层倾角属性开展构造精细研究。采用多靶点、宽靶框、全脱靶模式优化水平段轨迹设计,并根据现场钻井动态实时调整钻进轨迹。从钻遇油层和投产情况看,取得了良好的效果,初步形成了致密油储量有效开发动用的技术模式。     

油藏数值模拟技术在大庆高含水油田的应用

经过多年的稳产高产，大庆油田进入高含水阶段，由于油层多，层系之间的差异大，井网划分跨层系现象较为普遍，剩余油分布越来越复杂，给油田稳产和调整挖潜带来的难度越来越大，剩余油分布预测成为高含水期油田的开发关键。为定量分析大庆油田进入高含水期的剩余油分布特征，以精细油藏描述为基础，结合油藏开发动态，利用油藏数值模拟技术再现油藏生产过程和不同时期油水分布。基于大庆油田北三区西部开发数据和监测资料，利用地质模型对区块生产过程进行了模拟，再现了油藏开发历程。由于层段多、砂体形态复杂、层内非均质性较严重，油层部分部位控制程度相对较差，在油层的边角部位、差油层及层内差储层段成为剩余油分布的集中区。以该剩余油的分布特征提供相应的措施调整，从而解决油藏注水开发中的3大矛盾，对油田开发生产起到了很好的指导作用。