安塞油田谭家营张家河区综合调整

谭家营张家河区虽然开发年限不长,但是长期采用一套层系开发,局部注采井网不完善、注采对应率差、油井见效程度低、未建立动态监测体系等问题十分突出。为了提高采油速度和采收率,实现油藏开发最优化化,通过对区块静态、动态资料进行研究分析,提出注采井网调整、油水井调层补孔、暂停低效油水井、恢复部分潜力关停井等调整措施,有效解决了层间、层内、平面三大矛盾,改善了开发效果。     

阿南油田阿11断块AI^上油组稳定注水动态参数优化

阿南油田构造复杂,非均质性较强,是典型的低渗透砂岩油田,注水开发存在油产量低、采出程度低、稳产难度大三大矛盾。为了提高阿南油田低渗透砂岩油藏的运用程度,提高油田产油量,降低含水率,为下一步新区块投入开发及油田注水开发调整提供依据,以阿１１断块的阿１１－３０４井组（其开发层位是ＡＩ＾上油组）为研究对象,充分利用井组内及邻近区域内井的油藏精细描述静态资料和井组内注采井的动态资料,参考注采井的产吸剖面资料,应用油藏数值模拟技术研究了该井组稳定注水的６种方案,优化了阿南低渗透砂岩油藏的注水参数。     

阿南油田阿11断块A_Ⅰ~上油组稳定注水动态参数优化

阿南油田构造复杂 ,非均质性较强 ,是典型的低渗透砂岩油田 ,注水开发存在油产量低、采出程度低、稳产难度大三大矛盾。为了提高阿南油田低渗透砂岩油藏的动用程度 ,提高油田产油量 ,降低含水率 ,为下一步新区块投入开发及油田注水开发调整提供依据 ,以阿 11断块的阿 11- 30 4井组 (其开发层位是 A上 油组 )为研究对象 ,充分利用井组内及邻近区域内井的油藏精细描述静态资料和井组内注采井的动态资料 ,参考注采井的产吸剖面资料 ,应用油藏数值模拟技术研究了该井组稳定注水的 6种方案 ,优化了阿南低渗透砂岩油藏的注水参数。     

阿南油田阿11断块A上Ⅰ油组稳定注水动态参数优化

阿南油田构造复杂,非均质性较强,是典型的低渗透砂岩油田,注水开发存在油产量低、采出程度低、稳产难度大三大矛盾.为了提高阿南油田低渗透砂岩油藏的动用程度,提高油田产油量,降低含水率,为下一步新区块投入开发及油田注水开发调整提供依据,以阿11断块的阿11-304井组(其开发层位是A上Ⅰ油组)为研究对象,充分利用井组内及邻近区域内井的油藏精细描述静态资料和井组内注采井的动态资料,参考注采井的产吸剖面资料,应用油藏数值模拟技术研究了该井组稳定注水的6种方案,优化了阿南低渗透砂岩油藏的注水参数.     

白豹油田低渗透油藏井网优化与调整研究

近几年来,每年国内的探明总储量中低渗透油田大约占70%以上;而低渗透油藏储量中未动用的部分约占60%以上。要提高我国的油田原油生产能力,主要途径就是开发低渗透油田,而井网及其适应性研究已成为低渗透油田开发创效益的重中之重[1]。白豹油田长3、长4+5、长6等均为低孔低渗-超低孔超低渗油藏,储层物性差且发育裂缝,这就很大程度地扩大了渗透率的方向性。所以,注采井排在布设时应平行裂缝走向,使注采驱油方向延垂直裂缝走向,可以极大地使基质孔隙的波及体积提高[2-3]。这一点白豹油田做得很好,开发初期采用菱形反九点面积注采井网,注水、采油井排基本与最大主应力方向(微裂缝走向)平行,虽然如此,白豹油田实际开发中仍然存在较多的问题,通过综合经济分析法对白豹油田水驱开发区块的合理井网密度进行再一次研究,为下步井网调整提供理论依据。     

砂岩油田注采结构优化调整方法

砂岩油田开发过程中注采结构优化调整是一项非常复杂的工程,采液速度和采油速度是其中两个重要的指标,依照其变化可以把油田不同开采阶段划分为3种模式:提液稳产模式、稳液降产模式和降液控水模式。注采结构直接关系到油田的开发效果,在油气田不同的开发阶段,注采结构中存在的问题也是不同的。为了达到注采结构优化调整目的,针对沉积微相、沉积构造和剩余油分布进行精细的研究,根据构造特点调整注采结构,根据微构造、沉积微相特征进行注采井网的适应性调整,从而提高注水结构面横纵向调整和注水井整体调整以及油田分区、油井分类及单井结构调整等注采结构优化调整的切实效果。     

窄小砂体油田注采系统调整技术研究

油田水下窄小分流砂体进入中高含水期后,由于现井网对油层的水驱控制程度低,制约了分层注水调整技术优势的发挥,影响了开发效果。提出一套适合窄小砂体油田注采系统的调整,即以单砂体研究为基础,“分砂体、分阶段”采用层次分析法和模糊综合评价方法的“全方位优化转注方案 ”,对原井网进行了加密调整、细分注水。合理的注采系统调整是控制油田产量递减、提高水驱油采收率的有利措施。     

安塞油田注水开发技术研究

安塞油田特低渗透油藏的非均质性较强,注水开发启动压力梯度大、天然微裂缝较发育和油井见水后采液、采油指数下降等因素对注水开发效果的影响日益突出,根据安塞油田多年实际注水开发试验,从注水参数优化、精细注水单元划分、注水剖面调整和优化注采井网方面分析总结了安塞油田注水开发的基本方法和基本特点,在注水参数优化方面提出了超前注水及油井投产的时机选择,以及强化注水、不稳定注水的特点和方法,针对油层的非均质性提出了三分精细注水的核心和方法,对剖面调整技术和井网优化技术的实际应用效果进行了分析评价.为油田开发提供了技术借鉴和指导.     

影响化子坪油藏井网调整因素分析

油田开发实践表明,在非均质油层中,井网调整对油藏采出程度有很大影响,特别是在油田开发后期,井网调整对油田开发效果起决定性的作用,因此,油田井网适应性研究和调整是油田必须研究的课题。安塞油田化子坪油藏现已处在开发的中后期,由于地层情况复杂,油田开发面临的问题也越来越突出,对地区井网需进一步调整。经过实践调研分析,研究区是建立在老井网之上的注采体系,后期调整非常困难,而研究区裂缝较多,储层非均质性严重,为后期井网调整埋下隐患。需加快研究井网调整措施,为下一步开发奠定基础。     

安塞油田谭家营油区长2油藏剩余油分布规律及潜力研究

以油藏数值模拟方法为主,同时结合综合地质分析方法对安塞油田谭家营油区长2油藏分小层进行了河流相低渗透储层剩余油成因类型、分布规律及剩余油潜力研究.认为井网未控制型剩余油、注采不完善型剩余油、厚油层顶部滞留型剩余油、层间干扰型剩余油是主要的剩余油成因类型;长21-2储量动用程度高,但剩余储量的绝对数较大,仍然是开发的主力层位,长21-3动用程度很低,但由于存在底水,底水锥进严重,需加强动用程度及开发控制.     

渤海SZ油田井间单砂体连通性判别及定量评价

针对渤海SZ油田采用合注合采生产方式,测试资料少,难以有效判别井间储层连通性的问题,提出了一种基于单砂体(Miall的4级构型单元)解剖成果,结合调整井水淹状况,通过单砂体侧向接触类型判别井间储层连通性的方法,同时引入非连通厚度和非连通比例指标的概念从静态角度对单砂体连通关系进行定量评价,克服了注采对应率等指标仅能反映采油井连通状况,而无法全面、真实反映井间注采连通状况的局限性。利用新指标可以对不同井组注采连通状况进行定量评价,直观展示出不同井组注采连通状况的差异,进而指导油田进一步完善局部注采井网、释放剩余油潜力。以新指标为依据,指出了注采连通状况较差的潜力井组,并在潜力井组部署试验井,试验井实际生产状况与指标预测结果一致,证实新指标效果较好,可以为同类型油田进行连通性判别及连通状况定量表征提供借鉴。     

油田开发后期扇三角洲前缘微相分析及应用

储层的微相砂体类型、几何规模特征及分布规律是分析地下油水运动规律和调整注采井网的基础。充分利用密闭取心、密井网等资料 ,精细剖析了双河油田扇三角洲前缘储层沉积微相及其分布。在扇三角洲前缘主要发育水下分流河道、河口坝、前缘席状砂体、重力流砂体、水下溢岸砂体 5种微相砂体。微相砂体形状、规模及空间分布决定了注采井网对油层的控制程度和完善程度 ,微相类型及其分布控制着油水井的产液及吸水能力 ,控制着注入水的地下运动方式 ,因此利用沉积微相的研究成果 ,找准剩余油富集区 ,调整和部署注采井网 ,可以在生产中取得较好的效果     

卫星油田油层水洗状况综合分析

卫星油田是一个新增石油探明储量的油田,因发现时间晚,开发周期短,缺少有关储层描述和水洗状况的资料,为了检查目前井网条件下葡萄花各类油层的水淹状况、剩余油分布特点,部署一口密闭取芯检查井。本文针对该区块注采关系不完善的现状,根据投产前或投产初期钻取的油基泥浆取芯井及密闭取芯井的资料,对储层的岩矿学特征进行评价,并利用得到的孔隙分布、相渗等特征参数进行水淹识别和计算,完成水洗动用状况分析,结果表明葡萄花油层束缚水饱和度较低,油水共渗范围宽,水淹动用状况比较差,水洗厚度小,水洗程度中等,井点采出程度低。     

小层对比在低渗透砂岩小油田注水开发中的应用

针对陕北低渗透砂岩小油田因沉积微相多变，层内和层间非均质性强，整个油层组笼统注采开发采出程度低以及经济效益差等现状，通过对顺宁长2^1油藏充分利用岩芯分析和测井曲线等基础地质资料，加强沉积微相研究，开展油藏小层精细划分对比及小层砂体连通性分析．明确了主要注采小层在空间上的展布规律，为优化注水开发方案和选用先进注采配套工艺技术措施提供了比笼统注采更为精细的开发地质依据。实施后明显提高了采油速度、采出程度和经济效益。     

三维地质建模及数值模拟技术在油藏开发中的应用

通过鄂尔多斯盆地油坊庄油田定31井区侏罗纪延长组长1油藏三维精细地质模型的建立,对该区油田地质储量、采油量、含水率和压力等进行了数值历史拟合,摸清该区剩余油的分布规律:剩余油主要分布在构造高部位、沉积主河道注水未波及部位、生产井泄油半径之外和生产井未补孔部位.针对该区剩余油的分布规律制定了新钻调整井和老井侧钻、注采井网完善、采油工艺挖潜3种方法进行开发方案调整,并对调整后的开发技术指标进行了数值模拟预测.     

胡尖山油田胡154区精细分层注水效果分析

胡154区长4+5油藏自2007年投入开发,自上而下发育长4+51、长4+52层,其中长4+52层开发层位多,层间非均质性强,在开发过程中出现部分注采层位不对应,注水效果差,油井见水方向多,层间压力分布不均,多层合注的注水方式注采调整难度大,合理的注水方法难以确定等问题制约着区域高效开发。在多年的注水开发过程中,通过补孔、精细注采调整和精细分层注水各种措施,水驱控制程度由90.2%上升至92.4%,油藏递减下降3.8%,地层能量提高0.3 MPa,油井单井产能提高0.54 t,水驱动用程度提高4.1%,改善胡154区整体注水效果。     

安塞油田长6储层伤害的地质因素分析

通过对陕北安塞油田长。储层的岩性、物性、孔隙结构、填隙物成分及地层流体性质的分析和研究,探讨了油田勘探开发过程中引起长。储层潜在性伤害的主要地质因素,认为砂岩中的敏感性矿物,尤其是酸敏性矿物是导致长。储层伤害的主要原因,孔隙结构及流体性质也可引起一定程度的储层伤害。在油田开发过程中,建议通过控制注入水的水质标准,或向地层中注人粘土稳定剂、铁离子稳定剂等方法来预防或减轻可能出现的储层伤害。     

杏北油田低弯度分流河道储层构型及其控制的剩余油分布模式

低弯度分流河道储层是杏北油田的重要储层类型,深入研究其储层构型特征对于油田调整挖潜意义重大。综合密井网岩心、测井和生产动态等资料,采用“层次分析和模式指导”的方法,分“复合河道和溢岸砂体、单期河道及其相互接触关系”两个主要层次开展储层构型精细解剖,构建了三维储层构型模型。基于密闭取心井、水淹层测井解释资料和生产动态数据分析了不同时期的水淹特征和剩余油分布,并通过基于三维构型模型的油藏数值模拟对剩余油分布模式进行验证,最终总结出不同储层构型控制下的剩余油富集模式。结果表明,在河道内,剩余油在顶部、边部、河道间夹层控制部位以下以及仅与低渗溢岸砂连通造成注采不完善的河道内部富集;在河道外,剩余油在河间物性较差的溢岸砂内、注采不完善的溢岸砂末端和孤立砂体内富集。     

延长油田郑庄区长6油层组小层对比划分在注水开发中的应用

延长油田长6油藏为典型特低渗岩性油藏,油藏主要受陆相三角洲沉积体系控制,储层物性差、产量低、天然能量匮乏,现阶段科学合理的注水开发是延长油田持续发展的关键举措,但由于储层层内和层间非均质性强,若整个油层组笼统注采开发,则采出程度低,经济效益差。笔者综合了岩心、测井曲线、相关实验分析数据及地质录井等基础地质资料,结合区域地质特征,通过细分开发层系、开展精细地层对比、小层沉积微相及砂体展布规律研究,为优化注水开发方案和选用先进注采配套工艺技术措施提供了比笼统注采更为详尽的地质依据。     

永553低渗砂砾岩区块一体化(IPM)钻井技术

永安油田永553区块目的层为沙四段,以含砾砂岩、砾岩为主,为低孔低渗油藏。前期施工井存在钻进速度慢、开采程度低、经济效益差等特点。针对永553低渗区块开发现状及开发难点,对该区块进行了一体化(IPM)钻井方案设计,并对钻井设计进行了优化。通过优化钻井技术,钻井提速明显,提高了井身质量,延长了油井寿命。永553低渗区块IPM钻井项目的成功实施,说明IPM钻井模式对于提高油井质量、节约钻井成本、提高经济效益是行之有效的。