非均质油藏高含水期注采优化改善开发效果研究

结合油藏开发阶段及特点,利用相控建立高含水期模型,研究平面非均质、层间非均质、注采比、采液速度、高含水关停井及水动力学注采方式对开发效果的影响;在经济评价的基础上,利用综合评价方法明确非均质油藏高含水期影响开发效果的主要因素,并提出科学合理的液流优化对策。研究表明,中渗非均质油藏高含水期周期注水能提高开发效果,不同相带周期注水方式不同。河道-河道注采时,水井通过短注长停方式能减缓含水上升;河道-侧翼注采,水井可通过长注短停方式提高采出程度;侧翼注采,水井采用对称周期注水方式能有效挖潜油层剩余油。典型某区块不同相带合理的采液强度不同,河道相合理采液强度为4.0 m^(3)/(d·m),河道侧翼合理采液强度为3.0 m^(3)/(d·m),可达到均衡采出,调整流线、控水稳油的目的。

复杂小断块油田中高含水期开发调整实践

由于小断块油田的复杂性,开发过程中需要不断调整完善,只有这样才能保证持续稳产。杨家坝油田为一强非均质复杂小断块油田,断层发育,构造复杂,目前已进入中高含水期,并表现出多种矛盾:注采井数比低,注水井吸水不均匀,油井多向受效率较低,高渗带水淹严重,且受断层影响使得局部井网不完善,稳产难度加大,迫切需要论证合理的开发调整方法,为油田后期的剩余油挖潜提供依据。针对开发中存在的问题,在详细研究最佳射开层数、射开厚度及油田最大产液量等参数的基础上,论证了合理划分开发层系、加强油层改造及提高油井排液量等措施可有效改善油田开发效果,并提出了卡堵改层、周期注水、水平井及侧钻井等技术在改善油藏开发效果方面的作用。研究结果表明,复杂小断块油田的开发调整多种方法和措施需要进行综合实施,且不同阶段针对的侧重点不同,卡堵改层、周期注水、水平井及侧钻井等技术在中高含水期可有效提高剩余油动用程度,保持油田稳产。

不同类型油藏水平井开发适应性分析

水平井技术是一种高效的提高油气采收率的方法,目前在所发现的各类油藏中均有应用水平井的报道。从我国近年完钻水平井的情况来看,水平井主要应用于稠油油藏、边底水油藏、低渗透油藏以及高含水油藏挖潜之中。通过对我国主要油田以上4种不同油藏类型中水平井生产特征的统计,分析总结出水平井开采技术存在的问题以及对各类油藏的适应性,为我国水平井技术的进一步应用提供参考。

中高含水期油藏注采有效性研究

为有效控制水驱油藏窜流现象,提高注水利用率,需要确定油藏存在窜流的低效循环场区域。基于水驱开发油藏的特点及影响因素,建立包括油藏静态、动态参数的注采有效性评价指标体系;应用模糊综合评判理论,提出注采有效性评价指标量化分级标准、影响因素分级权重标准和注采有效性分级标准;结合油田实践,进一步建立油藏注采有效性计算评价方法和步骤。根据建立的综合评判方法,分析评价了江苏油田某油藏水驱开发的注采有效性,研究结果为油藏实施综合治理提供了技术支持。

中高含水期油藏剩余油潜力定量化评价新方法及其应用

针对目前中高含水期剩余油定量化表征存在的问题,基于三维精细数值模拟模型,提出了利用优势生产潜力定量化表征中高含水期剩余油分布潜力的方法。该方法计算简单,且考虑了油藏储量丰度、油藏压力、地层渗透性、距边界距离和油气水关系位置对产能的影响。实例计算表明,相对于剩余油储量丰度法和剩余油优势潜力丰度法,使用该方法能够较为准确地找到剩余油优势潜力部位,制定较好的剩余油调整挖潜方案。

渤海典型多层砂岩油藏中高含水期定向井产能预测新方法

产能预测是油田开发过程中一项十分重要的基础研究。然而,为兼顾油田的开发成本与开采效果,海上油田一般采用多层合注合采的开发模式,导致多层开采下产能预测十分困难,特别是中高含水期逐步暴露出层间、层内和平面的三大矛盾后的产能预测。以地质、油藏、测井、钻完井等多专业相融合为突破口,采用"单因素解析多因素耦合"的研究思路,系统总结了中高含水期产能预测的主控因素:宏观上,受沉积环境、成岩作用和成藏过程中的差异充注等地质因素控制;微观上,受油水渗流、流场分布和压力变化等开发因素影响;同时,产能与工程因素的完井方式相关。通过建立由多元主控因素定量耦合的产能预测模型,形成了一套系统的海上多层砂岩油藏定向井中高含水期产能预测新方法,并通过目标油田实际投产井的验证,表明新的预测方法准确度较高,精度达到89%。

中高含水期河流相砂体剩余油定量预测新方法

海上河流相油田中高含水期剩余油分布规律十分复杂,如何准确预测剩余油分布规律是油田后期高效开发的基础和前提。基于渤海PL油田河流相砂体的储层特征和水淹特征,通过数模机理研究落实了油田水淹厚度系数与注入孔隙体积倍数、渗透率级差之间的量化关系,并以该量化关系为指导,预测出井点水淹厚度系数和水淹厚度,进而根据各井点水淹厚度进行了等值线图绘制,利用水淹厚度图对小层平面、层内剩余油进行了定量预测。经过10口新钻调整井的验证,剩余油厚度预测误差一般小于30%,具有较高的吻合率。

中轻质油藏高含水期注水体积波及系数研究

针对中轻质油藏高含水期注水体积波及系数变化规律认识不清的问题,运用渗流力学理论及油藏工程方法,基于油水相渗比的新型表征公式和新型水驱曲线,建立了一种适用于中轻质油藏高含水期的注水体积波及系数变化规律的研究方法。研究结果表明:随着中轻质油藏进入高含水期,优势渗流通道的形成导致大量注入水形成低效甚至无效循环,从而导致体积波及系数的增长速度随含水率的上升逐渐减缓。将研究成果应用于渤海南部BZ油田,注水体积波及系数的计算值与实测值的误差为-5.2%,满足矿场应用要求。研究成果对中轻质油藏高含水期油田开发效果的预测及评价有一定指导意义。

用密闭取心实验资料进行油藏水淹状况定量研究

文昌A油田主力油组ZJ2Ⅰ已进入中高含水期开发阶段,由于储层内部钙泥隔夹层发育、纵向非均质性强,且海上油田取资料少的特点,使得油藏在该阶段的真实水淹状况、剩余油分布较难有直接的认识。利用密闭取心的压汞和饱和度分析两项化验资料得到的储层纵向采出指数,并结合油田开发现状可对油藏纵向水淹状况做定量评价,并反映水淹程度的影响因素,分析结果表明剩余油主要分布在油藏高部位,水淹程度随深度的增加而变强,物性差及钙层发育程度强的储层,水淹稍弱。

基于流场强度评价的点坝砂体特高含水期水平井挖潜技术

针对高含水期油藏点坝砂体剩余油挖潜困难等问题,通过室内实验明确中高渗储层高倍水驱物性变化规律,确定时变数值模拟方法,基于渗流场强度的评价将油藏划分为三类渗流特征分区,通过点坝砂体内部构型的建模方法确定特高含水期水平井的部署位置。研究表明:基于流场强度分布的水平井部署方法能够突出反映高含水期点坝砂体内部流体流动的非均质性,在弱流场强度范围内部署水平井较其他区域部署水平井的开发效果明显改善。将新的方法应用于港东油田二区块NmⅣ-6-3小层,对该小层进行流场评价并部署一口水平井,初期日产油量77.3 t,预测未来第15年末累计产油量16.4×10^(4)t。新的方法为点坝砂体高含水期开发的井位部署提供借鉴思路。