活跃边底水油藏开发后期水平井参数优化——以长堤油田桩1块Ng3油层为例

针对长堤油田桩1块Ng3油层综合含水率高达96.3%,开发效果变差的实际情况,应用油藏工程分析及数值模拟方法,在油层剩余油分布特点及水平井调整的可行性研究的基础上,分析了影响其产能及含水率上升的主要因素,确定了水平井应尽量部署在油层构造的较高部位,且距油层顶2m左右,并尽量与构造线平行;与老井井距不能小于水锥半径;水平井段长度为200m,初期产液量为200m^3/d,当含水率达到85%时可提高产液量至400m^3/d,实施后开发效果较好,累积产油量达2 603×10~4t,采出程度为20.10%,预计比调整前提高采收率6.2%。

注氮气控制稠油油藏底水水锥技术

针对单家寺稠油油藏主力油层水淹严重 ,热采油汽比接近蒸汽吞吐经济极限的现状 ,对注氮气控制底水锥进及热氮混注提高热采采收率技术进行了有益探索。矿场试验结果表明 ,该技术有效地抑制底水锥进和蒸汽超覆 ,改善了吞吐井生产效果 ,成为“十五”期间巨厚块状底水稠油油藏多周期吞吐后控制底水锥进。

桩斜139深层底水稠油油藏开发技术对策

桩斜139区块为埋深1.6km以上的深层稠油,注蒸汽吞吐时开发效果差。通过动态分析和剩余油研究表明:制约开发的关键因素为活跃边底水的指进造成油井暴性水淹,井间富集大量剩余油;同时深层稠油热损失大也是导致开发效果差的原因。为此制定了井间加密水平井抑制水锥,同时加入降黏剂、CO2辅助蒸汽降黏,即应用HDCS技术来动用剩余油的技术对策。最后通过建立包含水蒸汽、油、CO2、降黏剂四组分的油气水三相数模模型开展HDCS技术界限研究。

木34边底水油藏天然能量评价研究

木34油藏为典型边底水油藏,由于对天然能量状况认识不足,随着开发进行,油藏递减快、压力下降快,开发形势变差,因此需要对油藏天然能量进行综合评价,为后期开发调整提供依据。为此,本文采用物质平衡法、非稳定流法等方法,首先对油藏边底水能量进行整体评价,然后对水侵量及水侵速度、水油体积比、地层压力等开发指标分别进行计算,并分析其变化情况。结果表明:木34油藏属于第2类天然能量较充足的油藏;水油体积比为18.78,水体较活跃。但随着开发进行,水侵系数、地层压力下降,需要补充地层能量。研究结果可指导后期开发调整工作,并为确定合理的转注时机提供依据。

单二块稠油油藏剩余油分布规律研究及应用

活跃边底水稠油油藏高轮次吞吐以后 ,由于受储层非均质性、开采方式、油藏边底水、射孔井段等因素影响 ,剩余油分布规律复杂 ,蒸汽吞吐开采效果变差。通过对活跃边底水稠油油藏高轮次吞吐阶段剩余油分布规律和影响因素的研究 ,利用新钻井、定向侧钻、扶停产井完善井网 ,采用补孔扩射调整注汽产液剖面、注氮气或注氮气加化学剂控制水锥等手段 ,改善了高轮次吞吐稠油油藏开发效果 ,在单家寺稠油油藏应用后取得了较好的成效。

单2块稠油油藏高含水后期提高采收率对策

针对单家寺稠油油藏主力油层水淹严重 ,开发效果变差的实际 ,在重新建立地层、构造、储层及流体模型的基础上 ,描述出动态油水界面及剩余油富集区 ,探索出稠油油藏高轮次吞吐高含水后期的挖潜对策 ,并通过上、下扩射 ,注氮气调剖等技术 ,提高老油田注汽质量和强化注汽效果 。

油藏生产指示曲线

为了充分利用油藏测试数据和正确分析油藏驱替特征，对未饱和油藏开发过程中的生产指示曲线进行了研究。未饱和油藏开发过程中的指示曲线由二部分组成：投产初期的直线段部分和之后偏离直线的曲线部分。直线段部分反映了油藏自身弹性能量的驱替特征，而曲线部分则反映了油藏外部能量的驱替作用。直线段部分的斜率可以用来研究油藏自身弹性能量的相对大小，而曲线偏离点的数据则可以用来研究油藏边底水的活跃程度。油藏生产数据可以用来研究油藏能量的利用效率问题。