水平井ICD完井油藏渗流与井筒流动耦合模型研究

水平井在开发各类油气藏过程中有诸多优势,但由于水平井目标井段入流剖面不均匀,容易过早见水,而且生产见水后含水率会急剧上升,产油量急剧下降,造成其稳产时间短,严重影响油田整体开发效益。从分析水平井开采中存在的脊进问题出发,提出了ICD(inflow control device,即流入控制装置)控水完井的思路。根据势的叠加和等效井径原理,结合非均质油藏不同完井方式水平井完井表皮因数模型,建立了水平井ICD完井条件下非均质油藏渗流与井筒变质量流耦合模型,该模型精度可靠,为水平井ICD完井井筒压力及入流量分布预测和ICD参数优化设计提供了理论基础。     

塔河底水油藏水平井变孔径打孔管分段完井技术研究

利用水平井开采塔河油田碎屑岩底水油藏时，其含水上升速度快、中低含水采油期短，已成为制约水平井生产的瓶颈。为控制水平段产液剖面，抑制底水过快脊进，采用了变孔径打孔管分段完井技术。根据电测解释结果确定采用遇液封隔器进行调流控水分段完井段数，通过研究节流机理和底水脊进模型，应用Petrel和NEE Tool软件进行动静态模拟，以最大无水累积产油量为目标函数优化打孔参数。该技术在塔河油田YT2—27H井中首次应用后取得了良好的效果，丰富了底水油藏水平井高效开发的手段，节约了生产成本。     

ICD控水工艺技术在南海礁灰岩油田的应用与思考

南海礁灰岩A油田因其原油黏度高、储集层裂缝发育等不利因素,整体开发效果不理想,采收率低。为改善开发效果,油田部分调整井应用了流入控制阀(ICD)控水工艺技术,但效果不明显,未从根本上实现稳油控水和提高采收率的目的。分析了ICD控水工艺的原理及其在A油田的应用效果,认为油田发育微裂缝导致的网状水淹严重以及ICD对于裂缝性礁灰岩油田的适应局限性是影响应用效果的主要因素。提出了应用自主式流入控制阀(AICD)实现裂缝性油藏控水的措施,对比分析了ICD和AICD的优缺点,模拟结果也表明该工艺技术能增加单井累计产油量,改善开发效果,对南海礁灰岩A油田具有较好的应用前景。     

高18块深层稠油分区二次开发研究与实践

高18块开发目的层为古近系沙河街组莲花油层Ⅰ~Ⅴ砂层组,为一受岩性-构造双重控制的块状砂岩底水油藏。常规注水水窜严重,吞吐注汽压力高、干度低、效果差,达不到标定采收率。在深入开展油藏地质、剩余油分布规律研究基础上,根据储层平面分区、纵向非均质性强的特点,制定了"主体部位重构注采井网+调驱、边部压裂改造+高压注汽"的分区二次开发思路,现场试验效果明显,预计日产油可达230t,最终采收率达22.4%,可提高采收率7.3%。     

南海东部油田ICD控水增油技术实践与认识

针对南海珠江口盆地油田强水驱开发模式造成较严重的水平井段供液不均衡和纵向波及范围小的问题,采用新型完井工具及ICD (inflow control device,水平井流入剖面控制设备)完井工艺技术。多角度阐释了ICD控水增油的原理,揭示ICD控水工艺技术的实质是通过均衡水平井供液剖面和保持较高的生产压差2种机理提高波及系数,从而达到控水增油的目的。油田现场应用效果表明,该技术可明显延缓底水锥进,挖潜效果明显,对同类油田开发具有借鉴意义。     

塔河油田DK34井区哈拉哈塘组一段油藏特征分析

塔河油田三叠系哈拉哈塘组一段2号砂体(Th21)是近年来勘探开发的潜力层系,其沉积类型、砂体展布规律及储层非均质性对流体分布的影响一直是关注的重点。对DK34井区Th21油藏特征进行了研究,结果表明:其储集性能以河道中心主流线部位最好,砂体受沉积微相控制作用明显;储层岩石类型主要为细-中粒长石岩屑砂岩,属于中低孔、中低渗储层,纵向上非均质性中等-严重;为中孔、中渗、岩性边底水油藏。通过对该井区的油藏特征分析,为下一步增储上产起到积极的作用。     

氮气抑水增油技术研究及现场应用

河南油田第二采油厂靠边水能量开发的油藏,因含油宽度窄,储层非均质性强,边水能力强等因素影响,采油井见水时间短,采收率低。根据第二采油厂边水油藏的特点,建立了能够模拟油藏边水生产过程的物理模拟试验装置,从氮气抑水增油机理、油藏适应条件2个方面进行研究。结果表明:氮气抑水增油技术适用于中高渗透储层边水淹的油井,达到了抑制边水的目的,在改善边水淹油井的开发效果方面效果明显。     

鄂尔多斯盆地延安组小油藏治理对策研究——以志丹油田2067井区为例

鄂尔多斯盆地下侏罗统延安组油藏是盆地内主要的勘探开发目的层,在盆地分布范围很广,从盆地西缘的断裂带附近到陕西省安塞县以东均有发现。延安组油藏埋藏浅,成藏规模小,砂体与构造的良好匹配是成藏的控制因素。这类油藏在志丹油田数量众多(古甘陕古河道两侧附近),由于其埋藏浅、物性相对较好,边底水能量较为充足,利用边底水天然能量开发,采收率可以达到20%~30%。通过对志丹油田延安组小油藏地质及开发特征的认识,分析了一个小油藏2067井区延安组延9油层组2砂层剩余油分布特征及开发潜力,提出了综合治理对策,利用水平井产能预测公式计算得出,水平井稳产期后日产油11.4t,2067井区日产油可达30t,预测采收率可达25.5%,为志丹油田众多延安组小油藏的开发提供借鉴。     

单家寺油田单2西活跃边底水超稠油油藏水平井开发研究与实践

单家寺油田单2西沙三段4砂组为厚层活跃边底水超稠油油藏,由于储层物性差、靠近油水界面、开采技术不配套等原因,直井蒸汽吞吐开发周期生产时间短,含水率上升快,周期产量低,开发效果差。基于数值模拟技术,研究了该区剩余油分布,分析了水平井经济及技术界限,优化了水平井参数,研究表明,井型以水平井最佳,合理井距为90~100m,排距为100m时最合理;当水平段长度在200~250m之间时,采出程度和单储净累计产油达到最大;当水平段距油层段顶7/10时采出程度最高,水平段优选位于油层中部偏下。该研究成果改善了单2西沙三段4砂组开发效果,提高了采收率,对活跃边底水超稠油油藏开发具有一定的借鉴意义。     

鄂尔多斯盆地长6油层组储层水驱窜流影响因素实验研究

依据鄂尔多斯盆地长6油层组储层的地质特征,研制了均质、非均质及裂缝型等3类模拟目标储层性质的人造岩心,并利用研制的储层模型开展了水驱窜流影响因素评价实验。实验可知,长6油层组储层受微观非均质性的影响,见水时间早且见水后含水率上升快,同时受微观非均质影响,驱油效率比中高渗透储层驱油效率低10%以上。岩心非均质程度增大,见水PV数逐渐减小,见水后含水上升快,当渗透率级差为50时,采收率比等渗透率均质油藏低12%。含裂缝的岩心中,注入水窜流严重,裂缝型特低渗油藏与同等渗透率均质油藏相比,采收率降幅近50%。     

陵76区块开发效果评价

基于陵76井区的生产资料,通过分油砂体法计算和注采对应关系来确定水驱储量控制程度;利用水驱特征曲线及吸水厚度统计分析来评价水驱储量动用程度;然后利用采收率经验公式计算最终采收率,并研究含水上升规律、注入水利用率。研究表明,陵76区块为中低渗油藏,目前已经处于中高含水期,但剩余可采储量比较丰富,开发比较稳定,水驱效果较好,只需维持稳定生产。研究构成的开发效果评价体系对注水油田开发效果分析具有重要的指导作用,并为同类油藏的开发效果评价提供借鉴。     

原油黏度非均质分布稠油油藏数值模拟新方法

受成藏条件、原油组成变化等因素影响,稠油油藏地层原油黏度一般呈非均质分布。以稠油油藏油井最低黏度和最高黏度原油作为基准原油,基于Arrhenius黏度混合模型,提出了油藏数值模拟中原油黏度非均质分布表征方法。以王庄油田T82区块为典型油藏进行蒸汽吞吐数值模拟研究,根据36口井原油黏度测试数据,分别建立了该油藏原油黏度均质分布模型和非均质分布模型,并进行了蒸汽吞吐开发模拟对比。结果表明,原油黏度非均质分布场与实际原油黏度分布一致,在含水率和累计产油量整体拟合较好的情况下,原油黏度非均质分布模型相对于均质分布模型单井拟合率提高27.3%,能够更准确地对注采参数进行优化,提高开发方案预测效果。     

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。     

八面河油田面14区沙三上亚段油藏注氮效果分析

八面河油田面14区沙三上亚段油藏属于高孔高渗普通稠油,由于非均质性严重,注水,边水推进等原因,在油田开发的过程中是有含水上升快、产量自然递减快和采出程度低的开发特点。为控水稳油,在该单元实施了注氮调剖试验,取得了良好的效果。     

汽窜通道对注蒸汽开采后期转火驱生产的影响

注蒸汽开发后期稠油油藏转火驱生产过程中,汽窜通道是制约火驱开发效果的重要因素。通过研究汽窜通道分布、开采特征、火驱储层物性变化,结合火驱油墙构建和运移规律,全面分析汽窜通道对火驱生产效果的影响。汽窜通道影响火驱油墙的构建和运移、火驱见效时间、稳产时间以及累计采油量,在火驱生命周期内单井累计采油量小于600t,最终采收率低于10%,大部分的储量驱到更远的井和运移过程中被烧掉,将会降低火驱试验的最终采收率。研究结论应用到红浅1井区火驱工业化方案中,将推进火驱工业化高效开发,也将对同类型油藏的火驱开发提供借鉴。     

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。     

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。     

注水对濮城油田储层微观结构的影响研究

以濮城油田沙二、沙三储层为实例，通过室内试验模拟现场注水过程，研究了注水对储层岩石孔隙空间结构特征以及微观孔隙结构特征的影响规律，旨在为油藏工程的综合治理、稳油控水设计等提供，必要的参考。研究结果表明，对特低渗类型的岩石而言，水驱后可在一定程度上提高岩石孔隙的均质程度；而对物性较好的低渗、中低渗类型的岩石，水驱可进一步加大岩石孔隙的非均质程度，压汞资料反映出水驱后岩石喉道变得更加非均质化，水驱前后岩样的喉道变异系数均具有随岩石渗透率的增大而减小的特征。     

不同渗透率级差组合与水驱采收率关系研究

储层层间物性差异是影响非均质油藏水驱采收率的重要因素。层系内合理层间渗透率级差是提高储量水驱动用程度的关键参数。针对胡状集油田进行多层不同渗透率级差的长岩心水驱油试验,研究渗透率级差组合对采收率的影响,发现胡状集油田层系内渗透率级差小于6倍能显著提高水驱采率。据此在胡状集油田6个开发单元按渗透率级差重组细分开发层系,取得了较好的效果。     

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％．