基于经济效益评价的页岩油水平井加密调整参数优化--以鄂尔多斯盆地XAB油田长7页岩油藏为例

鄂尔多斯盆地XAB油田位于陕西省定边县境内,主要目的层为上三叠统延长组长7段,长7页岩油藏储层致密,且广泛发育高角度天然裂缝。该页岩油藏自2011年以来采用水平井滚动建产和开发,存在采出程度低和采油速度低的问题。近年来,为探索页岩油高效开发方式,在水平井开发区开展井间加密调整试验,取得较好的增油效果。根据前期加密调整试验认识,在充分考虑研究区天然裂缝特征的基础上,建立“基质—裂缝”双重介质数值模型,对不同生产年限的水平井开发区开展加密调整参数优化研究,研究的主要参数为加密时机、布缝方式、水平井井距和水力裂缝半长。共设计76套加密调整方案,模拟计算评价期内各方案累计产油量,利用财务现金流方法,计算不同方案的财务净现值率并排序优选出具有经济效益的方案。研究结果表明:(1)随着水平井区生产年限的延长,在水平井井间进行加密的效果会减弱。(2)水平井交错布缝方式要优于对称布缝方式。(3)不同加密时机条件下,最优加密调整参数也不相同:加密时机为2~10年时,最优加密井距为260m,最优水力裂缝半长为140~180m。以此为依据,对XAB油田长7页岩油藏水平井开发区开展水平井加密调整设计,加密调整后,采收率和净现值率预计分别提升1.05%和0.013,在有效改善页岩油开发效果的同时获得了良好经济效益。

致密砂岩气田储量分类及井网加密调整方法——以苏里格气田为例

苏里格气田是中国致密砂岩气田的典型代表,其储层物性差,有效砂体规模小,分布频率低,非均质性强,区块之间差异明显。依靠600 m×800 m的主体开发井网难以实现储量的整体有效动用,采收率仅约30%,需要开展储量分类评价,针对各类储量区分别实施井网加密调整。优选气田中部苏14区块为研究区,通过密井网区精细解剖、干扰试井分析明确了储层的发育频率及规模;以沉积相带为约束,结合储量丰度值、储层叠置样式、差气层影响和生产动态特征,将气田储量分成5种类型。从I类—V类,储层厚度减小,连续性变差,储量品位降低,单井产量变低。依据密井网实际生产数据与数值模拟结果,针对各储量类型,研究了井网密度、干扰程度和采收率的关系,论证了合理井网密度下的单井开发指标。在现有的经济及技术条件下,各类储量区合适井网密度为2~4口/km2,气田最终采收率约为50%。通过系统研究确定了致密砂岩气田复杂地质条件下的储量构成,为开发中后期加密调整方案的编制提供了地质依据。

高含水后期三次加密调整优化布井研究

针对萨北开发区北三区东部三次加密调整剩余油具有性质更差、平面上分布很不均衡、纵向上高度分散的特点 ,提出了合理划分布井区域、均匀布井、逐井扫描、局部调整、分步实施的三次加密调整总体思路和优化布井方法 ,研究解决了合理井网密度、注采井距、注水方式、老注水井排附近如何布井和如何与原井网。

杏北开发区三次加密调整技术研究

在储层精细地质描述的基础上,采用剩余油综合描述技术,分析了杏北二次加密后低渗透薄差储层剩余油潜力分布状况,通过优化三次加密井网部署、完井方式,充分挖掘薄差储层剩余油潜力,采取的主要做法是在井网部署上加密井与原井网相结合,与注采系统调整相结合,与后期三次采油相结合;在完井方式上,针对不同的潜力分布特点,分别采取多段限流法压裂、薄隔层限流法压裂、大跨距限流法压裂,以及高密度、大孔径、深穿透加复合酸处理等完井工艺。取得了较好的三次加密调整效果,形成了配套的三次加密调整技术。

用层次分析法优选喇萨杏油田三次加密调整区块

以检查井分析资料和二次加密调整井测试资料为基础,以大庆喇萨杏油田已开展的三次加密调整试验和已完成的三次加密调整方案为依据,通过对喇萨杏油田高含水后期各开发区块可调砂岩厚度、单储系数、综合含水、二次加密调整时间及套损井比例等几个主要指标综合分析的基础上,利用层次分析方法对喇萨杏油田各开发区块三次加密调整的可行性进行优选排队,最终给出喇萨杏油田三次加密调整优先进行的区块,为喇萨各油田有计划、分步骤地实施三次加密调整提供了可靠依据。

注采条件下加密调整井压力预测与调控技术研究及应用

受周边注采井的影响,加密调整井钻完井作业期间易发生漏失、溢流等复杂情况与事故。为了准确预测注采条件下加密调整井的地层压力,采用物理模拟实验与数值模拟相结合的方法,研究了地层压力的分布规律及主要影响因素,提出了估算加密调整井最大地层压力的预测方法,制定了加密调整井钻完井作业期间周边注水井关调制度。渤海绥中36-1油田4口加密调整井应用表明,本文所提出的注采条件下压力预测方法和加密调整井周边注水井关调制度可以有效保证钻完井作业安全和储层保护效果,具有较好的应用推广价值。

注水开发油田加密调整效果的评价方法

中国大多数砂岩油田,为了实现高产稳产和提高采收率的目的,均采用注水开发方案。然而,随着油井见水和含水率的增加,多数油田已进入产量递减阶段。为了减缓递减、改善开发现状和提高采收率,多数油田普遍进行了井网加密和层系调整工作。众所周知,油田的可采储量和剩余可采储量是制定开发方案和编制调整方案的基础。目前,中国油田的可采储量和剩余可采储量是聘请国际评估公司进行评估的,使用方法是Arps于1945年提出的经典产量递减法,而且主要是指数递减法。为此,基于广义的Arps递减形式,对于注水开发油田,提出了评价油田加密调整前后可采储量、剩余可采储量、储采比和递减率的方法。实例应用结果表明,马岭油田经过加密调整,油田的技术可采储量和经济可采储量分别提高了409.1×10~4和412.8×10~4t。

萨尔图油田北二区东部三次加密调整布井方法研究

本文通过北二区东部三次加密调整试验区的生产实践及对不同井网密度的布井方案对比、理论分析，验证了进一步加密调整的可行性，找出了适合于萨尔图油田北部地区的合理井网与极限井网密度，并对今后井网加密部署提出了看法和建议。

老油田加密调整中合理实用井网密度研究

在应用谢尔卡乔夫公式确定井网密度与累积产量的关系的基础上,根据投入、产出关系,利用增量的净现值原理,综合考虑油田递减、税金、操作费等经济因素,计算出经济最佳井网密度和经济极限井网密度,进而确定出开发中后期油田不同加密调整阶段的合理实用井网密度,该方法充分考虑了资金的时间价值而且通过交汇法求解,苏北盆地GJ油田的应用表明:该方法简单实用,计算结果可靠,可以指导油田的中后期加密调整,使决策者最大程度地避免投资风险。

喇萨杏油田高含水后期二次加密调整的实践与认识

本文对喇萨杏油田高含水后期二次加密调整开采效果进行了系统分析，并以北二东开发区为例对二次加密调整效果的变化趋势进行了预测，所得的认识与结论对于水驱开采多层非均质砂岩油田的二次加密调整具有指导意义。

高含水后期加密调整井开发指标预测方法研究

通过对高含水后期加密调整井特点及其指标预测的特殊性研究，提出了随机模拟地质模型建模的原则和方法，在此基础上，采用油藏数值模拟和预测放大方法较好地解决了加密调整井指标预测问题。调整方案指标预测的实例说明，该方法不但保证了指标预测的合理性，同时也证明了方法的可行性和实用性。

常规稠油油藏吞吐后期加密调整提高采收率研究

红浅1井区红一6下侏罗统八道湾组(J1b)稠油油藏位于准噶尔盆地西北缘红山嘴油田西北部,平均地面海拔340m,中深540m。共有生产井114口,由于注采参数不合理和设备损坏、就位不及时等问题,目前仅开井12口,汽窜出砂严重,影响了油井的生产效果。针对该油藏逐步进入蒸汽吞吐的高轮次阶段,油井含水高,产能低,开采难度加大,产量递减加快,开发效益下降等现状,为了改善油藏整体开发效果,首先利用生产动态资料并结合地质研究成果,分析了影响吞吐效果的地质开发因素及其规律,结果表明,有效厚度和渗透率是影响产量的关键因素,采注比低严重制约了油井吞吐效果;选择该油藏代表性井组,利用正交设计和数值模拟方法对其进行开发调整方案设计与指标预测。研究表明,该油藏蒸汽吞吐生产后转间歇蒸汽驱可以明显改善开发效果。

加密调整水平井轨迹控制技术

随着渤海油田部分稠油区块已经进入开发中后期,加密调整水平井将在油田稳产、增产方面占据越来越重要的地位。但此类井井眼碰撞风险高、轨迹复杂、井下摩阻大,出于安全与时效考虑,海上油田通常使用国外先进的旋转导向工具进行钻井作业,不但成本高且无法大面积实施。为此,渤海油田开展了一系列轨迹控制技术研究,实现了全井段使用常规螺杆钻具完成此类井的目的。以一口难度较大的S形加密调整水平井为例,总结了加密调整水平井轨迹控制技术,为后续此类井的推广提供了经验。

新站油田井网加密调整方案的数值模拟

新站油田属于低渗透裂缝性油藏,部分油井因受天然裂缝影响高含水关井。为充分挖掘剩余油,应用CMG软件开展了数值模拟研究。在精细历史拟合的基础上,主要分析了剩余油分布特征和形成的原因,以挖掘剩余油为目标,设计了5种井网加密和注水方式调整方案,分别预测了各方案的开发指标,对比了不同方案的开发效果。结合油田实际,确定了合理的井网加密调整方案为:原井网注水井排加密注水井,新老水井交替周期注水。

低渗透油藏剩余油研究及加密调整效果评价

胡尖山油田A21区块经过十多年的开发,已进入中高含水期,后期稳产难度逐年加大,因此对剩余油分布规律的认识有待于进一步深化。通过深化储层认识,借助三维地质建模对剩余油分布及潜力进行了评价,总结了剩余油分布规律;结合剩余油分布及储层发育特点,通过加密调整部署,试验区取得了良好的效果,为油田后期的整体调整以及同类油藏的加密调整提供了一定的借鉴作用。

致密砂岩气藏开发后期加密调整方案研究

苏14区块位于苏里格气田中区的中南部,区域构造属鄂尔多斯盆地陕北斜坡,目的层位处于二叠系盒8段及山1段,目前开发面临的问题是井网对储量控制程度不够,采收率偏低,亟需制定加密方案达成产建规模。需深入解剖有效砂体结构,确定剩余储量分布,分析井间连通性,建立区块三维精细气藏模型,形成致密砂岩气藏剩余储量评价技术;给出合理的砂体分类及对应合理井网井距,为后续加密井网研究奠定坚实基础,对该气藏的持续高效开发有重要意义。

稠油油藏高含水后期排间加密调整试验与效果分析

孤岛油田东区对井网加密调整的必要性、调整原则、调整方案进行了论证,制定了以纵向上和平面上动用差与厚油层层内剩余油为主要挖潜对象的进一步加密调整方案。并应用油田实际资料从单井和区块的主要开发指标,对加密调整试验效果进行了综合分析。认为调整效果较好,为整个东区及油藏类型、井网条件、开采状况相似的油藏进一步加密调整提供了方法和依据。

萨中油田特高含水期加密调整方法

多层砂岩油田在进入特高含水期后,因为经过了多阶段、多套层系井网开发,所以递减加快,措施效果变差,油田稳产难度增大。通过对萨中油田各类油层特高含水期开发效果评价及对水聚驱现场试验的研究,认为多层砂岩油田在特高含水期,应适时构建三次采油井网,采取先期水驱加密调整挖潜,后期实施三次采油的加密调整方式,实现油田的长期稳产。在此基础上,以中区西部为例,依托原井网,部署了3套加密调整井网。通过新井完钻后地质特征和剩余油分布再认识,优化射孔选层,优化封堵、补孔手段等,加密调整井网对油层的控制程度进一步提高,改善了开发效果。并分析了特高含水期加密调整效果及开采特征,改进了特高含水期加密调整层系井网部署及射孔选层方法。

低渗透油田加密调整注采井距适配新方法

史深100沙三中低渗透油田反九点注采井网在加密调整过程中,开展了技术极限井距、经济极限以及经济合理井距研究。针对低渗透油田储层厚度变化大、储量丰度不均匀、储层非均质性强的特点,建立了考虑油层厚度、有效渗透率等因素下的注采井距优化图版;针对现注采井网井距不规则性,提出了新钻井点位置、压裂改造半缝长的确定方法,保障了井网加密调整的经济技术可行性,形成了低渗透油田井网加密调整过程中注采井距适配技术模式。

海上油田整体加密调整效果二元评判方法

根据海上丛式井网整体加密调整的高难度挖潜和高投入等特点,建立了可采储量、采收率增加值、单井可采增加值、含水率、平均年增油速度、初期产能六项评价指标的评价体系,并在模糊评判等方法的基础上提出了基于开发规律指标和调整方案指标评价相耦合的"二元评判法"。通过实际油田的应用,二元评判法是一种易实施、较为客观全面的评价海上油田井网调整加密调整效果的新方法。