特低渗砂砾岩油藏多段压裂水平井合理注水开发方式

在特低渗砂砾岩的储层条件下,采用长井段压裂水平井弹性开发时,常出现产能随地层能量衰竭较快,难以收回开发成本的问题,采用多相渗流理论和油藏数值模拟的方法,以盐家地区特低渗砂砾岩油藏盐227块为例,根据现场实际资料,建立油藏数值模型,对盐家地区砂砾岩油藏的注水开发的可行性进行研究。基于不同开发方式的渗流机理和开发规律,研究了常规注水、超前注水、注水吞吐开发等措施的合理性,提出了针对特低渗油藏多段压裂水平井的有效开发方案,研究结果表明:与弹性开发相比,采用注水开发能解决地层能量衰竭较快的问题的同时,增大了储层动用面积及驱替时效;注水吞吐的最终含水率比常规注水降低25%左右,超前注水在前期能提高常规弹性开发产量的30%左右,可见这两种新型开发方式有利于抑制水淹和提高采收率。     

低渗透油藏压裂水平井产能计算方法

针对低渗透油藏存在启动压力梯度和压敏效应的问题,在前人研究的基础上,根据水电相似原理,应用等值渗流阻力法,建立了压裂水平井补孔和不补孔两种情况下的产能公式,并且与其他压裂水平井产能公式与数值模拟结果进行了对比。对比结果表明:如果水平井压裂后补孔,建议使用本研究建立的公式;如果压裂后不补孔,建议使用郎兆新的计算公式。建立的压裂水平井产能公式,对目前低渗透油藏利用水平井进行开发具有重要的理论和现实意义。     

底水油藏水平井分段完井产能预测

在分析分段完井渗流机理的基础上,根据质量守恒原理及动量定理推导出了水平井分段完井井筒压降计算模型,并引入了一个修正的壁面摩擦系数,可以准确计算分段后各微元段的压降.针对底水油藏类型,根据势的叠加原理导出了单相原油三维稳态渗流的压力分布公式,再结合分段压降模型,建立了油藏渗流与井筒流动耦合产能预测模型.实例计算表明:用此...     

延长油田浅层高密井网水平井防碰绕障技术研究

为了经济有效开发浅层（300～600 m）低渗透、低丰度油藏,提高油藏采收率,陕西延长石油（集团）有限责任公司尝试利用旧井场在老井区部署加密浅层水平井进行调整开发,开展了在复杂工程、地质等多种不利限制条件下具有延长油田特色的浅层高密井网水平井防碰绕障技术研究。通过优化井眼轨迹,精细防碰扫描以及配套的现场工程技术措施,有效控制井眼方位,进行主动防碰绕障。现场应用结果表明,在该技术指导下浅层水平井均成功穿越或避开老井网,保证了钻井作业的安全进行,为油田浅层难动用油藏中后期开发提供了一条新的途径。     

桩11块馆下段底水稠油油藏水平井开发效果评价

长堤油田桩11块是位于济阳坳陷沾化凹陷长堤断裂带东侧的一个自西向东倾斜的鼻状构造,其馆下段为一强底水驱动的岩性构造层状普通稠油油藏,以水平井开发为主。本文以岩心、测井以及多种分析测试资料为基础,建立了油藏精细地质模型,以动态分析和数值模拟为手段,建立底水稠油油藏水平井开发效果评价标准,对油藏开发效果进行评价,分析影响开发效果的主要因素,为改善该块整体的生产效果,提高原油采收率打下基础。     

离散裂隙网络对页岩气井产能影响的数值模拟

页岩作为典型的非常规储层,基质孔隙小,渗透率极低,水平井多级水力压裂为其商业开发的主要手段。准确模拟页岩气产能,应同时考虑水力裂隙和天然裂隙的渗流。基于离散裂隙模型和等效连续模型建立页岩气渗流数学模型,利用有限元分析方法进行数值求解,研究不同走向裂隙组对页岩气井产能的影响。研究认为,页岩基质为气体的生产提供了主要气源,天然裂隙作为渗流的主要通道,将气体输送到水力裂缝,进而到达井筒。模拟结果表征,离散裂隙的渗流特征对于页岩气井的产能有重要影响。根据页岩储层的天然裂隙走向,可以优化相应的水平井方位。对于二维离散裂隙网络模型,水平井沿着2个裂隙组夹角的平分线更有利于生产。      

砂岩扇形板状油藏产能预测新方法

本文基于渗流力学原理,综合运用保角变换与等值渗流阻力法推导出扇形板状油藏的产能公式,该公式可以考虑断层夹角、供给边界半径以及井在油藏中的位置等因素对产能的影响。通过与数值方法进行对比,验证了本文产能计算方法的准确性。为指导生产实践,采用本文方法对扇形油藏的产能进行敏感性分析,得到以下结论:产能指数随着供给边界半径的增大而减小,随着井到断层交点距离、断层夹角、井到断层交点连线与断层夹角的增大而增大,断层夹角对产能的影响最大,其次为井到断层交点距离、供给边界半径、井到断层交点连线与断层夹角。     

低渗透油藏井网优化及开发技术政策研究

通过综合分析国内外对低渗透油藏井网优化、开发技术政策、改善开发效果的综合调整试验等研究成果,针对油田开发中存在的问题,加强渗流理论及数值模拟技术研究,确定合理的井底流压、注水强度、注水时机、注水压力、注采比等,不断优化和调整开发技术政策,从而满足低渗透油藏开发的实际生产需要。     

英东油田长井段薄互层油藏储层产能分类及预测研究

针对柴达木盆地英东油田长井段油层层间非均质性强、产能差异大、产液能力不确定给低油价下效益开发带来的诸多问题,笔者尝试利用渗流系数、存储系数与含油饱和度作为fisher判别函数参数对研究区不同储层产能进行了定量评价研究。通过实际生产数据与理论函数对比,理论模型整体判别符合率达到80%以上,基本满足了油藏开发需要,为后续油藏的单层砂体投产治理、产能部署及储层预测动用提供了决策依据。     

带凝析气顶挥发性油藏水平井优化设计:以轮南油田JⅢ(6+7)油组为例

针对轮南油田JⅢ(6+7)油组曲实际油藏地质条件,利用相图判别法研究了该油藏的流体类型,并确定了油环的大小.在此基础上提出利用水平井开发此类泊藏,并进行了优化设计研究.研究结果表明:JⅢ(6+7)油组的油环原油地层流体样品为挥发油体系,并且油环的体积远大于凝析气顶.本油组适合水平井开发,水平段长度为350～400 m较...     

中国东部超深超高温碳酸盐岩潜山油气藏的发现及关键技术——以渤海湾盆地冀中坳陷牛东1潜山油气藏为例

冀中坳陷霸县凹陷牛东1井于2011年1月钻探发现了超深层蓟县系雾迷山组碳酸盐岩潜山油气藏,油气藏底部钻达深度6027m尚未见油水界面,温度已达201℃,酸压测试获日产油642.9m3和气56.3×104m3,为渤海湾盆地乃至中国东部目前发现的深度最大、温度最高的特高产油气藏.回顾了油气藏初战失利、再战搁浅、重燃希望、重...     

缝洞型底水气藏水平井水侵动态数学模型与影响因素研究

在含有底水的气藏开发过程中,随着气体的采出,气井井底压力逐渐降低,底水会发生向上锥进的现象,严重影响产气。因此若能预先求得气井水侵动态,这对于开发底水气藏具有重要的意义。同时,与常规底水气藏不同,缝洞型底水气藏呈现出三重介质的特性,溶洞和天然裂缝较发育,其非均质性较强,气体渗流的过程更为复杂。通过采用渗透率变异处理储层中裂缝、溶洞的发育,考虑到裂缝和溶洞的存在仅改变了储集层的渗透率,同时在均质底水气藏水平井水锥动态计算方法的基础上,利用渗透率变异理论建立了缝洞型底水气藏临界产量和水锥突破时间公式,并对其影响因素进行了分析。根据所得公式可以近似求解缝洞型底水气藏中水平井的临界产量、见水时间以及见水位置,可用来指导实际缝洞型储层水平井的合理开发,延缓开发过程中底水锥进,延长见水时间,同时还可以确定见水位置为后续压锥及堵水调剖的实施提供依据。通过建立的数值模拟模型以及实际生产数据,验证了本方法研究的可靠性,数值模拟结果从直观上展示了缝洞型底水气藏水平井水锥研究的正确性。     

中高渗透稠油油藏大孔道动态评价

在中高渗油藏的水驱开发过程中,由于水流的长期冲刷作用,储层岩石的部分颗粒发生运移,伴随着油井出砂储层大孔道逐渐发育,边底水或注入水无效循环严重,影响油藏的开发效果。以高浅北区G104-5区块高渗透稠油油藏为例,基于现场油水井生产特征优选了10个评价大孔道发育程度的动静态指标参数,应用层次分析法确定指标权重;综合考虑油水井22种生产动态调整措施对大孔道评价的影响,基于模糊综合评判原理建立了一套大孔道动态评价方法,利用VBA编程进行计算;利用吸水和产液剖面测试数据对大孔道动态评价法进行了验证;计算大孔道评价指数,应用Petrel软件绘制大孔道随时间变化的分布图。研究成果对于认识中高渗稠油油藏大孔道时空演化规律具有重要的指导意义。     

底水油藏开发中夹层的作用研究

从研究底水突出油井的机理出发，讨论了底水上窜绕过夹层的过程。根据Coats KH的底水流模型，计算了底水绕过夹层时的累计水侵量，详细讨论了夹层所在位置、大小和厚度对底水锥进的影响。研究表明，处于油水界面之上的夹层对底水锥进能有效抑制,提高了开采效果；夹层半径越大，对水侵量的减小越大，其有效作用时间越长；夹层的作用还同油层的非均质性和开采速度密切相关；有夹层的油藏，开采速度和打开程度可适当提高。     

水平井含水率上升影响因素

利用塔里木油田塔中4油田(TZ4)底水油藏相关的地质、流体数据建立数值模型。在所建模型的基础上,应用数值模拟计算的累积产油、产水和产液量回归俞启泰水驱特征曲线,以反映水平井见水特征的参数b。以参数b为研究对象,采用正交试验的方法研究不同因素对b值的影响,筛选影响水平井见水特征的主要因素,认为原油粘度、油层厚度、非均质性及水平井水平段在油藏中的位置是影响水平井含水上升趋势的主要指标。最后建立主要因素与b值的关系式,结合俞启泰曲线b值图版,提出预测水平井见水规律的公式——图版法(F-b法)。应用F-b法对塔里木水平井含水率进行预测,并与其他相关方法及实际生产数据对比,认为F-b法可作为预测塔里木油田水平井含水率、估算可采储量的一种有效方法。     

陕北华庆地区长8油藏复杂水体成因与分布

陕北华庆地区长8油藏复杂的油水关系及其水体成因与分布规律是目前制约该区开发部署的关键因素之一。在综合分析复杂水体控制因素基础上,对复杂水体成因进行剖析,建立水体成因模型。研究表明:陕北华庆地区长8油藏水体分布受储层结构差异、孔隙沥青充填、绿泥石膜-有机质复合体赋存及储层润湿性等因素共同控制;将水体划分为高渗带残余沥青充填包水带、局部边底水、高渗带砂体致密透镜体滞留水体、顶部泥岩段隔档未置换带水体、致密砂岩透镜体水体、河道边部层间夹层隔档水体等成因类型;高产油井与高产油低产水的油水同层井储层物性好,沥青等充填少,且长7主泥岩段与长8储层直接接触或相距较近,无夹层或很少;在勘探开发部署中,依据不同水体成因分析,因地制宜规避水体,调整部署。     

塔河油田奥陶系油藏TK440井组注水压锥地质模式研究

塔里木盆地塔河油田奥陶系致密灰岩中的缝洞油藏储集空间主要为由天然裂缝和酸压裂缝沟通的一个或多个大型管道状洞穴构成的复杂系统.塔河油田四区TK440,TK449H和TK424C井等3口相互连通的油井见水直至水淹的开发过程表明产油层存在多个不同的边底水侵入通道,并不遵循由低到高逐渐见水的常规特征.在3口油井水淹之后,通过低部位的TK440井探索性注水使高部位TK424C井含水下降,而TK449H则变成不产水,使两口井的油产量明显提高.根据注水过程中的油水关系变化研究,提出TK440井组的储层概念模式和全新的注水压雏模式,即低部位注水可能实现对高部位水淹井从原水侵相反方向上补充刺余油体能量,导致高部位水淹井含水下降起到压制水锥的效果,从而达到提高采收率的作用.     

趋势面分析在瓦窑堡油田油藏分布规律研究中的应用

为了确定油藏分布规律,运用趋势面分析法对瓦窑堡油田长6油层组的顶面构造及层位厚度进行趋势值和剩余值分析,结合已有地质资料综合分析油井分布、产量、构造位置与剩余值之间的关系。通过数学建模分析已有数据,加深对油藏分布规律的研究。结果表明,已有的油井在构造剩余趋势和厚度剩余趋势图上均有明显的组合特征,构造正剩余区且厚度负剩余区内的油井大多产能较高,构造成为控制油井产能的主要因素。显著性检验证明该数学模型符合实际地质情况,对研究区油藏分布规律具有指导意义。     

缝洞型油藏微观驱替规律可视化实验研究

针对缝洞型油藏出水规律不明确的问题,结合塔河油田缝洞型油藏储集体特征设计制作了单向连通缝洞储集体与多向连通缝洞储集体两种可视化物理模型,并借助基于微观可视化技术的缝洞型油藏微观驱替可视化装置,从微观上探究了缝洞型油藏微观驱替规律。结果表明,裂缝中,水相主要“优宽”驱进,并会在水流优势通道形成后对非优势通道产生“屏蔽效应”。从驱替形态与效果来看,水驱油方式可分为“活塞式”驱替与“非活塞式”驱替两种。当裂缝中的水相进入大溶洞,一定条件下大溶洞内的油相可“逆流”进入裂缝,导致油水两相“卡断”、“互驱”。当水相进入大溶洞后,一般会先向洞底移动、汇聚,之后以“类活塞”的形式纵向驱替上方原油。驱替结束,剩余油除油膜外,还包括储集体顶部的楼顶油、大溶洞顶部未被完全驱出的洞顶油以及裂缝中的缝间油等。该研究对理解缝洞型油藏底水抬升过程、油藏出水规律以及指导油井堵水、剩余油挖潜等均有积极意义。