超低渗透砂岩油藏水平井同井同步注采补能方法——以鄂尔多斯盆地长庆油田为例

针对超低渗透砂岩油藏水平井中段难以建立有效水驱驱替压力系统问题,提出在同一口水平井上采用封隔器、密封插管等工具,实现部分压裂缝注水、部分压裂缝采油,在同一水平井内形成分段同步注采的补能新方法,即水平井同井同步注采。该方法可缩小注入端与采出端的距离,快速建立有效水驱驱替系统;该方法将井间驱替转变为水平井段间驱替,将点状水驱转变为线状均匀水驱,可大幅提高水驱波及体积,缩短见效周期。研究表明:①超低渗透砂岩油藏水平井同井同步注采,注水段应选择天然裂缝方向与人工裂缝方向一致或天然裂缝不发育的层段,段间距60~80 m;②水平井同井同步注采除控制注入压力外,采用周期注水可降低随注水时间延长注水压力逐渐上升导致的地层天然裂缝开启、生长或地层破裂风险;③现场试验验证,水平井同井同步注采补能方法可有效提升单井产量且经济效益良好,可大规模应用于超低渗透砂岩油藏的开发。

特高含水期同步周期注采现场试验效果

在大量的周期注水、周期采油理论研究及现场试验的基础上，提出了同步周期注采技术。对特高含水期同步周期注采机理开展了理论研究，推导出可表征周期注采附加压力差的油水运动方程，为开展周期注采现场试验提供了理论依据。通过数值模拟分析，优化同步周期注采方式及各项参数。根据理论研究及数值模拟研究结果，开展了同步周期注采现场试验，将周期注水与周期采油以优选的方式进行组合。通过2年的现场试验，取得了节约注水、减缓含水上升速度、减缓递减的较好效果，形成了一套与开发区块开采特点相适应的同步周期注采选井方法、方案及参数优化的方法和技术界限。通过开展周期注采现场试验，探索了同步周期注采技术在改善区块开发效果、提高采收率方面的作用。

韦2块低渗—特低渗油藏高速高效开发技术

韦 2块平均渗透率为 (6 .1～ 1 3 .5)× 1 0 - 3μm2 ,是一个较为整装的低渗—特低渗油藏。开发过程中通过采取合理的开发井网 ,实施注采同步 ,不断完善注采井网 ,以及加强注采调控和储层改造等技术 ,投入开发后油田保持良好的高产稳产态势 ,连续 5年采油速度稳定在 1 .9%～ 2 .0 % ,综合含水控制在 1 8%以内 ,各项开发指标明显好于开发方案。在此重点介绍了韦

赤岸油田韦2断块低渗透油藏的高速高效开发

赤岸油田韦2断块为整装低渗透-特低渗透油藏。开发初期,根据类比法和综合经济评价法,综合测算了井网指数和合理井网密度,选择了较为合理的开发井网,实施注采同步开发。在开发中,针对储层特点,实施了有效的储层改造措施,并且及时完善注采井网,注水开发后油田保持着良好的高产稳产态势,连续6年采油速度稳定在1.9％-2.0％,综合含水率控制在3.0％以内,各项指标均达到理论预测值。

W2低渗—特低渗油藏高速高效开发实践

W2断块是一个整装的低渗—特低渗油藏。由于采取较为合理的开发方式,实施注采同步,注水开发后油田保持良好的高产稳产态势,连续四年采油速度稳定在1.9％～2.0％,综合含水控制在15％以内。

新14区延9油藏高效开发的主要做法及成果

新14区经过11年的开发实践,逐渐形成并完善了具有新14区特色的开发技术,使该油藏的开发水平不断提高,实现了连续11年的高效开发,各项技术指标都处于同类油藏的前列,其独特的油藏高效开发技术对于其它同类油藏有着一定的借鉴意义。