吴起油田周长油区10-25井区开发方案调整研究

周长10-25井区位于周湾与长城交界处,近北东-南西向展布,延9、延10砂体发育圈闭较好,是侏罗系油藏发育的有利部位。同时,该区发育多个正向微构造,油气较富集。文章主要针对周长油区10-25井区的地质概况认识结合开发特征分析,运用油藏工程的分析手段,结合研究区的实际开发状况,制定合理的注水开发方案,对开发指标进行优化预测,从而提高采收率。

利用地震分频处理技术预测河流相储层——基于精细储层预测调整海上高含水油田开发方案实例

CR油田是经历了33年生产历史的海上老油田,目前已进入特高含水期,采出程度超过40%。对该油田进行综合评价,确定其剩余潜力,对海上同类油田开发有借鉴意义。CR油田主力油层段是河流相沉积,且砂岩厚度远小于地震分辨能力,因此采用分频处理技术研究储层分布特征。该技术采用高次连续的边部衰减函数来拟合地震离散数据,解决了短时窗频谱分析的关键问题,在保证灵敏度的同时,成功避免了吉布斯效应。处理结果清晰显示出了河道砂岩体的走向和相互关系;同时结合岩心分析结果进行了储层沉积微相研究。将这些成果用于精细储层地质建模并结合生产历史拟合开展数值模拟研究,在剩余油分布预测和增产措施优化分析方面取得了较好的效果。精细储层预测对于海上老油田开发方案调整非常重要,关键是预测目标要明确,对储层目标体特征的认识要清楚,技术方法选择要得当。

马2断块油藏数值模拟及开发调整方案设计

马 2断块油藏开发历史长 ,已进入中高含水期 ,存在着水驱控制程度低 ,层间及层内矛盾突出 ,低渗透部位的剩余油难以开发等问题。为了有效控制产量递减和提高采收率 ,利用数值模拟技术对开发过程中存在的主要问题进行综合分析研究 ,对各种可行的开发调整方案进行预测和优选。研究表明 ,对马 2断块现有的开发状况进行调整是必要和有效的。在马 2断块油藏开发中后期 ,及时调整注采比及采油速度 ,不仅可以提高开发效果 ,而且能提高最终采收率 。

油田开发调整方案的多指标群体综合评价方法及应用

本文结合油田开发调整方案优选的多指标特征及群体评价特征,提出了一个多指标群体综合评价方法。该方法在序关系分析法的基础上,通过定义基于向量的诱导有序加权平均(V-IOWA)算子来确定专家群体的指标权重,进而得到专家群体的方案综合评价结果。最后,给出一个应用实例以说明该方法的有效性。

A油田C区长6油藏开发调整方案研究

A油田C区长6油藏属于典型的低孔特低渗透率油藏,经过近7年的开发,目前存在着油层非均质性强,油井见效程度差异大,注水井吸水不均,无效注水情况严重,水驱油效果较差等问题。为了有效控制含水率上升和提高采收率,在动态分析基础上,利用数值模拟技术对开发过程中存在的主要问题进行综合分析研究,提出了合理的调整方案,为高效开发该区块提供了技术支持和决策依据。

大芦湖低渗透油田S_34~2层开发调整方案设计

基于大芦湖油田S342层开发生产状况和规律分析,应用Eclipse油藏数值模拟软件研究了大芦湖油田S342层剩余油分布状况。结合水平井方位和水平生产井段长度优化结果,设计了S342层开发调整方案,方案开发指标预测结果表明设计方案有利于减缓产量递减和控制含水上升速度,可提高采收率6.62个百分点,增加可采储量18.14×104t,具有良好经济效益。

桩11块沙河街组油藏模型建立及调整方案研究

建立三维油藏地质模型,开展以油藏地质模型建立、动态历史拟合及剩余油分布研究等为主要内容的数值模拟研究,分析储量动用及剩余油、剩余气分布状况,明确调整方向和潜力,编制开发调整方案,提升油藏开发效果。

小井距提高低渗透油藏采收率方案优化研究——以胜利油田桩74-10-2井区为例

胜利油田桩74-10-2井区是特低渗透构造岩性油藏,在开发过程中,由于注采井距大,导致油层压降大,油井供液不足,单井产能低,注水效果不明显,开发效果较差。对该井区进行了调整方案研究,共提出了4个调整方案。结果表明,使用方案2,即当井网的井排方向与主裂缝方向错开45°角左右,井距在140～200m,注采比为1.0～1.1,压力水平保持在25.00～28.00MPa之间时,采收率可以达到28%以上。使用投资回收期法对各调整方案进行经济评价,结果表明调整方案2的投资回收期为4.33年,投资回收时间最短,经济上最合算。因而确定调整方案2为最终选择应用的方案。

克拉2气田建成我国高效开发示范基地

7月28日,西气东输主力气源之一——克拉2气田,开发调整方案总报告顺利通过中国石油股份公司审查。结果显示:此方案地质认识清楚,调整对策合理,预计可实现年产气52亿立方米继续稳产5年,气藏采收率可提高至74.5%,实现强水驱气藏采收率的重大突破,打造出异常高压有水气藏高效开发的标杆。

克拉2气田建成我国高效开发示范基地

2021年7月28日,西气东输主力气源之一——克拉2气田,开发调整方案总报告顺利通过中国石油股份公司审查。结果显示:此方案地质认识清楚,调整对策合理,预计可实现年产气52亿m3,持续稳产5年,气藏采收率可提高至74.5%,实现强水驱气藏采收率的重大突破,打造出异常高压有水气藏高效开发的标杆。

单井效益分析在超稠油开发中的应用

在油田开发过程中，采油井单井生产的效益如何将直接影响整个油田的开发经济效益。因此，对油井单井特别是那些产油量低、含水高的低效井进行投入产出效益分析，将为优化油田开发调整方案，提高油田开发经济效益提供可靠依据。本文对超稠油开发中单井的费用构成进行了分析，运用数据包络分析方法建立了单井效益评价模型，并结合某区块单井数据进行了实证分析。

苏里格气田致密砂岩气藏剩余气分布特征及其挖潜

苏里格气田中区苏36-11区块已开发17年,开发程度和储量动用程度均高,储集层非均质性强,储量动用不均衡,剩余气分布复杂,剩余气分布的确定及挖潜是气田稳产的关键。通过储集层构型精细表征,明确剩余气分布的主要影响因素,确定不同类型剩余气分布规律,提出对应的挖潜对策。研究结果表明:研究区含气砂体主要分布在4级构型单元心滩坝与点坝中,整体规模小,宽度为150~500m,长度为300~800m,连通性差,受各级次渗流屏障影响大,区块北东—南西向主砂带开发程度最高,地层压力低,剩余气主要分布在区块西北部盒8段下亚段;剩余气分布主要受储集层非均质与开采非均匀影响,可分为井网未控制型、复合砂体阻流带型、水平井未动用次产层型、直定向井未射开气层型和投产未采出型5类;提出井间加密、老井侧钻、查层补孔和老井挖潜4种动用措施,调整方案后,预测可稳产7年,采收率可达45%。

花沟气田提高采收率技术研究

胜利油田花沟气田开采近 10a ,已进入产量递减期。在分析气藏的开采特征、影响采收率的因素和剩余气分布特点的基础上 ,指出了挖潜方向和提高采收率的主要途径 ,包括 :①针对不同的气藏驱动类型采取不同技术措施 ;②合理配产 ,既充分发挥气藏的生产能力 ,又避免底水过早大幅度锥进、破坏储集层结构 ;③底水气藏投产时适当提高气层的射孔底界 ,充分利用层内或层间夹层 ;④采用先期防砂等先进的采气工艺技术 ,并重视开发全过程的气层保护 ;⑤开发中后期采用化学排水等排水措施及增压采气工艺措施 ;⑥强化科学管理 ,充分运用现代化的管理方法。

苏里格气田苏五区块天然气动态储量的计算

运用气藏开发动态资料,选取与气藏相适应的计算方法就能准确地确定其动态储量,故而筛选不同气藏的动态储量计算方法十分重要。为此,针对鄂尔多斯盆地苏里格低渗透强非均质性气田的生产动态特征,在动态资料不断补充和丰富的基础上,综合运用压降分析法、弹性二相法、广义物质平衡法、不稳定生产拟合法、递减曲线分析法等方法对苏里格气田的可动储量进行了对比计算,分析了各种方法的适应性以及计算结果的可靠性。结论认为,苏5区块宜采用压降法和不稳定生产拟合法计算其天然气动态储量,Ⅰ类井平均单井动态储量为2 936×104 m3,Ⅱ类井平均平均单井动态储量为1 355×104 m3,Ⅲ类井平均单井动态储量仅为981×104 m3。所得结果对苏里格气田开发中后期调整方案的制定以及气藏产能的评价具有参考价值。

欢喜岭油田欢17块兴隆台油层精细油藏研究

欢喜岭油田欢17区块下第三系沙河街组沙一下～沙二段兴隆台油层是主要目的层,为稠油油藏,投入开发20年,经历了4个开发阶段,部分地区采出程度达到36.67％。为了认清该区的开发潜力,通过对该区三维地震资料进行高分辨率处理、全三维解释,进一步落实兴隆台油层顶面构造。结合构造、储层及油气水分布特征对油藏进行综合评价,重新划分四级断块含油面积,计算地质储量、可采储量。认为采出程度计算偏高是由于石油地质储量计算偏低造成的,其主要原因是油层有效厚度解释问题。指出在采用蒸汽吞吐+蒸汽驱开发方式时,总采收率预计可达到50％,应有较大的开发潜力。根据综合研究成果编制开发调整方案,提出下一步井位部署意见。

高含水油田断层精细解释的地质任务与方法

油田开发及生产需求分析表明,在高含水油田开展地震资料断层解释包括以下主要地质任务:落实井孔内断点纵向位置,改善地质分层质量;孤立断点代表的小断层解释;合理组合井资料对比、解释的断点;井间小断层识别与解释;重新认识大断层;断层体系建模,辅助井位与井轨迹设计;认证开发调整井位,辅助开发调整方案设计;分析油水井注采关系,预测剩余油富集区。利用常规断层解释方法解释小断层时,由于岩性、构造等因素的变化也可造成地震反射同相轴的连续性、光滑程度和振幅强弱的变化(疑似断层现象),致使小断层解释存在多解性,为此,文中提出了"井中断点引导、地质分层数据控制"的井控断层解释方法。在大庆油田的应用效果表明:井控断层解释方法能够对约3m断距的断层进行有效解释;在薄互层储层中的断距约为3m的井间小断层,能够对油水井注采关系起到重要的分割作用,因此在高含水老油田开展小断层解释十分必要。

井间储层连通性分析技术在新疆油田的应用

注采井间连通关系对油田开发方案调整优化、提高油田采收率具有重要意义。可通过动态和静态分析注采连通性。其中,动态分析以油田动态资料为基础,可直观地表明注采井动态连通关系,但不能明确注采井间砂体展布情况;静态分析是储层连通性的基础,但是不能完全反映储层的变化,而且不能反映注采后期井间连通性的变化。为此,以新疆油田A区块为例,结合动态与静态分析注采井间连通性。首先分析单井生产月报、动液面、产吸剖面、示踪剂等动态资料,得到注采井间动态连通关系;再结合静态储层岩性、物性、地震反演结果,获得注采井间的砂体分布规律;然后根据连通性分析结果,进行地质建模和数值模拟验证,给出补孔、压裂和堵水的建议。该方法可为油田开发方案的调整提供依据。

利用多尺度资料进行油藏地质建模——以樊124区块为例

油藏地质建模是油藏描述结果的表现,是对油藏各种储层参数进行三维空间的定量描述。应用常规三维地震、井间地震、钻井取心、测井曲线、开发动态等多尺度资料进行对比和油藏描述研究,可建立精细的三维构造格架模型、储层参数模型、沉积相模型、流体模型等。利用该技术综合解释了樊124区块中部低序级断层,明确了油水关系,解决了开发中存在的注采矛盾,建立的三维定量油藏地质模型为科学制定开发调整方案提供了可靠的依据。油藏地质建模在解决开发生产难题、提高油藏最终采收率方面有较好的应用前景。

灰色关联度法评价古城油田泌123断块上层系生产主控因素

古城油田泌123断块构造复杂,储层物性较好,经过多次开发方案调整后生产效果不明显,截止2018年底上层系采出程度8.9%,其原因是多次调整均不清楚影响开发的主控因素。灰色关联度法在众多学科中能够有效分析主序列和子序列的相关程度,在分析油井生产中的各影响产量的因素中也取得了较好的效果,能够有效指导油井生产。

Petrel软件在乌南油田X区块开发中的应用

针对乌南油田X区块N12油藏Ⅰ-Ⅳ油组储层"薄、多、散、杂"特点,以Petrel软件为工具,充分利用钻井、地震、测井及地层对比等信息,建立了乌南油田X区块的岩相模型、构造模型、属性参数模型,为X区块下一步制定和调整开发方案提供依据。同时结合注水开发生产实际,分析相变及储层砂体的连通性是影响注水效果最重要因素;并对注采不对应层进行补孔提高了水驱控制程度,为油田稳产起到了重要作用。