强边底水断块油藏剩余油二次富集规律及开发策略

强边底水油藏总体储量规模巨大,但一直面临采出程度低、开发效果不理想的难题。以沾化凹陷孤南油田152块油藏为例,通过油藏数值模拟和现场实践,开展了剩余油二次富集过程影响因素和开发策略研究。结果表明,强边底水油藏的流体属性、岩石储层物性以及地层属性等对剩余油二次富集过程的影响效果和程度不一,其中地层倾角、油层厚度、含油条带宽度、渗透率、地层水密度、岩石压缩系数、反韵律非均质性等是影响剩余油二次富集的有利因素。当油层渗透率小于500 mD,地层倾角小于35°,地层水密度小于1.3 g/cm 3,油层厚度小于15 m,含油条带宽度小于400 m时,压缩系数、反韵律变化幅度、水侵速度(水动力梯度、孔隙流体压力变化幅度)等参数变化越大,油藏剩余油二次富集时间越短,油水二次运移速度越快,注采周期越短,水驱油效果越好,是加速剩余油二次富集和注采耦合驱油进程的主控因素。针对孤南152块和孤南2块的现场实践,提出了以缩放合理注采井距实施边外注水为主的人工调整剩余油二次加速富集策略,精准优化井位完善井网,提高单井储量控制,调整后单元日油能力从调整前的143 t提升至262.9 t,水驱控制程度达到91.1%,平均采收率由35.5%提高到46%,提高10.5个百分点,取得了良好的开发效果。

强边底水油藏特高含水期CO_(2)吞吐差异挖潜技术研究

冀东油田浅层强边底水油藏已整体进入特高含水开发阶段,剩余油高度分散、含油饱和度不均,不同油井CO_(2)吞吐效果差异大,难以实现油藏整体高效开发。考虑到油藏含油饱和度不同,差异设计CO_(2)吞吐段塞组合及开发政策,改善CO_(2)吞吐开发效果是十分必要的。利用二维物理模拟及油藏数值模拟,研究不同CO_(2)吞吐方式控水增油机理,定量评价不同CO_(2)吞吐方式适应含油饱和度界限,建立不同含油饱和度下吞吐注采参数差异化设计图版。研究结果表明:剩余油饱和度介于0.47~0.50之间时,CO_(2)吞吐技术经济综合效果最优;剩余油饱和度介于0.43~0.47之间时,CO_(2)+堵剂吞吐方式最优;剩余油饱和度介于0.375~0.430之间时,CO_(2)+表活剂+堵剂吞吐方式最佳。上述研究成果对特高含水油藏CO_(2)吞吐差异设计精准挖潜剩余油,实现油藏整体高效开发具有重要意义。

河口采油厂强边底水普通稠油油藏高含水期井网加密提高采收率研究

胜利油田河口采油厂有8个强边底水稠油区块，目前均处于高含水期，但采出程度低，剩余油富集，由于边底水活跃，无法满足蒸汽驱筛选标准。根据区块开发特点，采用数值模拟方法，研究高含水期井网加密的经济技术界限，提出采用“加密增油”这一指标评判是否具有井网加密的经济可行性。研究表明：无夹层时，目前井网无法有效动用井问原油，当有效厚度为6．7～8．7m，可以加密冷采开发，大于8．7m时，可以加密采用蒸汽吞吐开发；有夹层时，井间原油已被动用，加密没有经济效益。

强边底水稠油油藏开发影响因素分析

强边底水稠油油藏在开发过程中,油井常规投产效果差,通过注蒸汽、降黏剂、引效后,开发效果得到改善,后期受强边底水影响,达到极限含水率时单井累积产油较低。应用CMG稠油数值模拟,重点对强边底水普通稠油油藏开发过程中油藏静态参数及开发动态管理的影响因素进行分析,明确影响该类油藏开发效果的主要因素,提出改善强边底水稠油油藏开发效果的技术方法。

太平油田沾29块强边底水稠油油藏转换开发方式冷采技术研究

为了有效动用强边底水稠油油藏相关区块储量,提高采收率,开展了转换开发方式稠油冷采技术的研究,遵循"一块一法,一井一策"的原则,取得了良好的现场开发效果,形成了针对太平油田强边底水稠油油藏有效的开发方式。

强边底水稠油油藏开发影响因素研究

强边底水稠油的开采过程受到了一些因素的影响,包括原油的粘度以及含水变化情况等,为了提升开采的效率,加强开发效果,应根据实际情况来采取适合的方式。通过对油藏概况的了解,分析油藏开发影响因素及改变油藏开发方式潜力,提出改善强边底水稠油油藏开发效果的措施,使油藏开发能够顺利进行,为开发提供良好的支持,提高最终的产量水平,使开发能够得到保障。

郑411区块边底水水侵规律及堵水技术研究

王庄油田郑411区块沙三上亚段属于强边底水薄层高渗特超稠油油藏,2006年以来采用水平井+注聚合物+二氧化碳+蒸汽吞吐强化采油技术开发,生产效果显著,但是在开发过程中水侵问题目益突出,部分边郝油井含水率上升,周期产量下降,严重影响了整体开发效果,为此在稠油热采区水侵规律研究的基础上,研究了边底水的堵调工艺,有效降低了边底水侵影响,达到了改善稠油热采开发效果的目的。

GeoSphere地质导向工具在深水气田水平井钻井中的应用

L气田是中国在南海海域首个自主开发的深水气田,其气藏类型为强边底水气藏,受制于地震速度体模型精度及重力流沉积受后期泥质水道改造的影响,气藏构造误差及砂体横向展布存在着很大的不确定性,给水平井钻井轨道带来了“着陆”延后及错层的风险。为此,采用超深边界探测地质导向技术(GeoSphere)来提前预判储层顶面——该技术能探测工具前方20~30 m范围的地层电阻率,通过回传电阻率信息定量多层反演的气藏模型与原模型进行实时互动、匹配判断,在井眼轨迹稳斜井段及时发出稳斜、增斜或降斜指令,确保钻井轨迹处于最优“着陆”点。现场应用的A10H井实钻显示,在井深3670 m(垂深3430.7 m)时,以大套泥岩为主,目的层较钻前地球物理解释构造加深,而GeoSphere探边反演显示在垂深3455.7 m处识别到较连续的高阻抗顶界面,反演电阻率介于7~9Ω·m,决策降低增斜率钻进至反演显示更为连续的高阻层(10~20Ω·m),电测曲线的可对比性逐渐变好,在井深3853.3 m(垂深3460.1 m)进入目的层,探边反演目的层顶界面与实钻基本一致。结论认为,该技术对储层顶界的预测较为准确,可以在地震解释构造不确定性较大的区域辅助水平井钻井着陆或水平段实施。

海上油田特高含水期油井大幅提液研究

渤海C油田为典型的海上强边底水油藏,开发方式为单砂体水平井天然水驱开发,具有水体能量充足、含水上升极快的特点。针对油田这一特征,通过开展大幅提液增油可行性研究,分析了特高含水期油井提液机理,充分论证了油井地下产液能力,与现场井筒、地面实际情况相结合确定油井提液幅度。在此基础上,选择C油田A33井进行特高含水期油井大幅提液试验,在渤海油田范围内首次成功下入3000 m^(3)·d^(-1)超大排量电泵,取得了良好的提液增油效果,对同类型油井大幅提液增油工作具有较好的借鉴意义。

海相砂岩油藏张型广适水驱曲线预测修正应用

XJ油田为强边底水砂岩油藏,边底水能量充足,属于高孔高渗储层,采出程度高,预测精度误差大。针对海相强边底水砂岩油藏目前水驱曲线预测存在的问题,以生产动态资料分析油藏驱替特征出发,研究油井水淹类型影响因素,并从地质因素和驱替特征说明水驱曲线的适应性。在前人对于水驱曲线预测方法研究的基础上,结合强边底水油藏的驱替特征以及生产特点,重点研究水驱特征曲线的适应性与驱替特征的关系、修正目前水驱特征曲线以适应预测极限采收率,并编制相应的计算模块,从水淹规律、适用性分析、水驱曲线修正三个方面总结强边底水砂岩油藏水驱曲线预测极限采收率的油藏工程方法。