井网调整

摘要： 姬塬油田L区块属典型的低渗透油藏,开发过程中面临诸多困难从而影响开采效果。在前期开发特征及效果研究的基础上,研究了平面、层间和层内剩余油分布特征,表明L区块剩余油分布总趋势是“高度分散,相对集中”的特点。在此基础上确定了层系井网调整原则,开展了井网调整技术界限研究,为下一步井网调整方案的制定打下了基础。

摘要： B区块主力油层经过水驱和聚合物驱开发以后,仍有一定程度的剩余油未采出,需要进一步挖潜.通过数值模拟、密闭取心井资料及水淹层测井解释资料分析,对区块聚合物驱后剩余油分布状况及特征进行了研究,发现剩余油在平面上主要聚集在分流线附近,其含油饱和度高于主流线2.35％;纵向上主要分布在葡Ⅰ2和葡Ⅰ3单元.为此,开展了变流线提高采收率机理研究,分析了不同变流线方式对提高采收率的影响,认为分流线加密为最佳调整方式.在此基础上,根据B区块地质特征和井网现状,设计了3个井网调整方案.经过对比分析,优选加密调整转变流线方案.数值模拟预测表明,调整可提高采收率1.26％,结合高浓度聚驱可提高5.17％.

摘要： 中国部分低渗透油藏通过注水开发实现了有效动用,但水驱波及程度较低,亟需开展水驱平面波及评价方法研究.传统流管模型是一种较好的水驱平面波及快速评价模型.通过对其进行改进,建立可考虑启动压力梯度、各向异性、人工压裂裂缝、非活塞驱替和不规则井网的流管模型.在修正的流管模型基础上,编制低渗透油藏的水驱平面波及系数快速计算模块,研究井网形式、井排距比和各向异性对水驱平面波及系数的影响.研究结果表明:低渗透油藏储层物性差且存在启动压力梯度是生产井注不进采不出的主要原因;不同各向异性下存在最优的井排距比,并给出了低渗透油藏井排距比优化图版;生产过程中应注意井网完善程度,及时补孔,改善注采对应关系.

摘要： 辽河油田杜84块馆陶为一块状厚层超稠油油藏,经过多年的滚动开发,主体动用程度高,井网基本完善,但边部油藏受出水影响,基本未动用。随着开发日益加深,区块主体陆续转SAGD开发,通过调控发现:影响开发效果的主要因素是隔层和物性隔层。本次部署对油藏进行分组,并研究各油层组的油水关系和物性隔层的发育情况;在油藏边部未动用或低动用区域进行调整部署,以动用边部油藏储量,提高区块采油速度及开发效果。

摘要： 通过储层精细描述、生产动态、产气剖面测试、微地震监测等手段制定了上部储层和下部储层调整井的水平段穿行轨迹、水平段长和间距,并对钻井过程中防碰和压裂工艺进行优化,制定了井网调整方案.调整后井网密度为0.57口/km2,开发区采收率由15.1％ 提高到38.6％,井网加密区采收率由15.6％ 提高到25.9％,井网调整开发效果明显,为页岩气藏开发部署提供了借鉴.

摘要： 海上水驱稠油油田注采井距大、储量动用程度低,为提高油田开发效果,需要对基础井网进行调整.基于渤海地区实际HD油田情况和典型井网调整方式,利用渗流力学经典理论,建立基于反九点基础井网整体加密水平井进行注采井网调整的渗流模型,通过计算注采单元渗流场变化来分析不同条件下储量动用规律;利用建立的注采井网储量动用效果评价方法,优选出满足油田开发要求的加密水平井长度.研究表明:建立的组合井网储量动用评价方法结合油田实际可以得到加密水平井最佳长度为原井网井距的0.75倍.该成果可作为渤海地区及类似油藏进行注采井网调整的技术借鉴.

摘要： 曙4714块是一块已经投入开发40余年的稀油区块,目前采出程度达28.3%。但边部受储层发育及出砂影响,井网的完善程度低,导致采出程度低;主体局部井网不完善区域仍有剩余油富集。二次开发在加强精细油藏研究尤其是对剩余油分布认识的基础上,对区块进行井网调整,共部署直井28口,阶段投产27口,主体部位井网得到了较好的完善,水驱开发效果得到了明显的提升。

摘要： 通过室内物理实验模拟研究聚合物驱结合井网调整技术的开发效果,从宏观和微观两方面分析了改变井网的聚合物驱油的开发效果及剩余油分布.宏观室内物理实验应用微电极技术,研究改变注采井网系统的聚合物驱调整技术的开发效果和剩余油分布.微观室内物理实验应用核磁共振技术,研究聚合物驱前后剩余油在高低渗岩心孔隙中的微观分布规律.结果表明,通过改变注采井网系统的聚合物驱调整技术,一方面可以有效的改善驱替前缘推进不均匀的情况,扩大波及体积;另一方面可以改善吸水剖面,在聚合物后续水驱阶段提高中低渗层大孔隙产量.同时,由于井网调整后减小了注采井距,可以在减少注入量的同时提高产油量.驱替结束后,剩余油主要分布在中低渗层未波及到的区域,以及低渗层中、小孔隙.

摘要： 针对试井解释结果精度不高和多解性的问题,结合渤海南部河流相油田特点,以及生产井大多采用永久压力计生产的实际,在常规试井解释模型的基础上,基于空间拓展和时间推移尺度,提出四维试井分析技术.根据多层渗流理论、压力生产史或同井不同时期压力恢复资料,分别在空间上、时间上对试井模型进行约束.经对调整井D24井进行分析,试井解释四层段表皮系数分别为19.9、20.0、15.1和14.2,与实际地层严重污染相符,建议酸化作业后,该井日产油由30 m3提高至80 m3;应用该技术,定向生产井B27井前后进行了3次时间推移试井,通过调整井的实施,新增原油地质储量48.41×104 m3.该技术可有效判断井污染情况、储层边界情况和物性参数,有效指导油水井措施及井网调整.

摘要： 针对古城油田泌125区块特有的油藏条件,运用油藏工程方法及数值模拟技术系统地开展普通稠油油藏井网调整技术研究,为驱油体系发挥驱油作用提供了适宜的井网条件;采用室内实验及数值模拟技术优化注入参数,有效地发挥了聚合物驱降低油水流度比、扩大波及体积的作用;形成的普通稠油油藏聚合物驱技术应用于古城油田泌125区块,取得较好的增油降水效果.从注入能力、油井见效率、增油降水幅度等方面表现出良好的开采特征,实现了普通稠油油藏化学驱技术的突破,对油田化学驱、资源接替、提高普通稠油油藏采收率具有重要的意义.

摘要： 孤东油田二区馆上Ng4、Ng5(储量1039×104t)2004年12月投入注聚开发,取得了明显的降水增油效果,已提高采收率6.2％.2011年转入后续水驱后单元存在套损事故井多造成局部井网不完善、储量失控大;合采合注井多,层间矛盾突出;一套井网开发,井网形式相对固定,平面层间剩余油得不到有效动用,单元目前采收率低(35.5％)等问题,为了改善单元的开发效果,选取二区馆5试验区实施细分变流线井网调整,充分挖潜平面层间剩余油潜力.孤东二区Ng5细分变流线井网调整技术对特高含水油藏的高效开发提供了技术方向,同时对老区其他油藏的合理开发有着指导和借鉴意义.

摘要： 针对聚驱后剩余油"普遍分布,局部富集"的新认识,开展了注聚后流场重整非均相复合驱先导试验挑战60％采收率,在优化方案编制方面,建立了时变的精细地质模型,揭示了剩余油分布特征;制定了16套井网调整方案,从中优化出一套最佳方案;同时通过试验优化了非均相体系.通过主动培养见效井,使中心井见效率达到70％;通过对注采压差的优化,使试验区实现了均衡驱替.最终先导试验取得了阶段性的突破和认识,为先导试验的成功和推广奠定了基础.

摘要： 海上复杂断块注水开发油田ODP方案普遍偏乐观,导致方案实施后暴露出诸如井距过大、注采井间连通不畅等问题.文章以涠洲11-1油田流三段L3ⅢB油组开发井网优化为例,阐述了动、静态资料结合综合分析储层连通性、井网适应性,进而立足于储层单砂体刻画成果,结合生产井生产动态分析,提出了将原2注2采井网调整为2注4采井网并实施,油田主力层采收率预计提高5％左右.该研究思路及分析方法值得海上类似油田借鉴.

摘要： 2014年下半年油价断崖式下跌后,国际油价由110美元/桶降至50美元/桶,正注聚单元经济极限吨聚增油增大40.2％,导致三采正注项目盈利差.为提高三采单元的开发效益,对化学驱不同开发阶段见效特征及增效潜力进行了详细分析研究,立足老项目提质提效,通过油藏极致开发,对正注聚单元分阶段进行了挖潜治理,形成了正注聚单元的四大个性调整技术:注聚前大角度转流场井网调整技术、注聚初期极端井治理技术、注聚见效期稳液增效技术、注聚回返期个性化井组延长注聚技术.这些正注聚单元个性调整技术矿场应用后,取得了较好的开发效果,对于开展化学驱的油田提高驱油效果及效益具有一定的指导意义.

摘要： 非均质低渗透油藏在开发中后期层间干扰越来越严重,需要对其进行开发层系的调整和重组.而油藏精细描述在油气勘探开发、确定和优化开发调整方案中具有重要的作用.通过对胜利油田义941块油藏的3D模型构建及数值模拟研究,提出了井网重组基础上的井网调整方案,预计调整15a后累计增油12.49×104t,采收率提高7.3％,说明运用精细油藏描述方法能有效改善非均质低渗透储层开发中后期高含水、难动用的问题.

摘要： 赵凹油田泌304区位于南襄盆地泌阳凹陷南部陡坡带中段,北部紧邻凹陷深凹生油区,储层属于近源快速混杂堆积的水下扇沉积,扇体厚度大,横向岩性变化快,导致物性、含油性、非均质性非常严重,传统测井电性特征很不明显.由于砂砾岩体一般是多期发育、多次沉积形成的,其内部地质结构和油水关系十分复杂,油层分布研究难度大.运用传统沉积相研究方法,进行了单砂体刻画和精细沉积微相研究,结合动态生产资料及孔渗图,对编绘的单砂层微相图做出修正,在此基础上对同时期沉积的不同砂体在平面上的分布、连通关系及非均质性进行了精细刻画,并编绘了含油层平面图.成果现场应用后,解决了本区长期以来存在的注水方向不清、油井受效不明显、部分井含水高、采出程度低等生产问题,并为下步该区的井网调整方案部署打下坚实的地质基础,达到油井受效、提高采油速度及采出率的目的.

摘要： 港西五区二断块构造破碎,油水关系复杂,储层受构造及岩性控制明显.其开发井的套管因长期开采影响,变形及损坏严重,影响了井网的完善,导致平面及纵向上储层动用不均衡.主要含油储层水淹严重,部分储层未动用.通过应用新三维地震资料进行构造精细解释、结合沉积相进行储层研究、开展油藏工程分析总结开发规律等多项工作,对五区二实施局部细分开发层系的不均匀井网调整,寻找曲流河侧积的砂坝体挖潜,取得显著的效果,通过总结方法及认识,可为同类油藏提供借鉴的经验.

摘要： 渤南油田一区含油面积13.7km2,地质储量1930×104t,标定采收率32.3％.主要含油层系为沙三段二砂组和三砂组,平均效孔隙度23.4％,平均渗透率为222×10-3μm2,油层埋深2880～2960m,是整装构造-岩性油藏.开发中存在着平面和层间非均质性严重,储量动用状况差异大的问题,同时由于部分井层吸水能力差,报废油水井多,动态井网完善程度低,水驱控制程度低.该区块注入水水质长期不达标,污染储层,加大了平面、层间矛盾,影响了整体开发效果.另外地面管网服役年限长,管材腐蚀严重,耐压低,年刺漏次数逐渐增加,不仅影响开井时率,还存在巨大安全隐患.因此通过地面配套、井网调整、工艺攻关一体化治理来解决开发中存在的问题,达到提高水驱控制程度,减缓递减,提高采收率的目的.

摘要： 北塘次凹古近系沙河街组沙三段发育一套泥质白云岩与白云质泥岩纹层状特殊岩性体.储层厚度为40～125m,孔隙度为7％,渗透率为0.28mD,属于低孔特低渗储层,黏上物质的含量为44.8％,异常高压系统,压力系数为1.56,自生自储,无自然产能,以上特征证实北塘次凹非常规油藏为致密油油藏.这套储层在1972年老井钻探时就已经发现,但由于储层改造措施不当,致密油未得到认识.2011年钻探的tg5井经压裂改造后获近百吨高产,揭开了渤海湾盆地致密油开发的序幕.由于致密油的聚集机理与常规油藏不同,致密油油藏连续分布,具有较大规模,其研究的核心问题是储层.通过储层识别、储层改造两大类技术的应用,北塘次凹致密油在先导试验区块试采成功,在此基础上,探讨了井网调整及能量保持的建设性想法,推动了该地区致密油的规模增储及有效动用.rn 由于泥质白云岩互层泥质含量高、介于泥岩与砂岩之间的特点，将GR数据体和常规波阻抗反演数据体融合，得到二次识别后相对高泥质含量、高波阻抗的泥质白云岩储层的展布。特殊岩性体沿北塘次凹盆地斜坡展布，分布范围大于100km2，展示了北塘次凹致密油勘探开发的前景。储层改造采用了水力压裂工艺。

摘要： 通过对绥靖油田提高采收率技术的研究现状进行梳理总结,重点分析了井网整体调整以及单点加密提高油藏采收率技术在绥靖油田开发中的应用效果,并根据实施情况,提出在绥靖油田今后提高采收率方面的技术思路.

摘要： 本发明提供一种制作压裂水平井井网模型的方法和压裂水平井井网模型。该方法包括如下步骤：从天然露头岩心中选取岩心；将所选取的岩心切割成预先设计的形状，在岩心上布置直井和水平井；在岩心上形成裂缝；向裂缝中填入具有根据裂缝无因次导流能力确定的渗透率的人造岩心；向水平井中填入具有根据水平井压降确定的渗透率的人造岩心。

摘要： 本发明涉及一种注采井网差异化水驱优化调整方法，包括以下步骤：步骤1)计算水驱程度；步骤2)计算水驱强度；步骤3)计算各井合理最优液量；步骤4)对储层层内井间渗透率参数进行优化改造设计；步骤5)对井筒周围层间储层渗透率参数进行优化改造设计。本发明通过水驱程度的计算、水驱强度的计算、各口井合理最优液量计算、储层层内井间渗透率参数优化改造设计、井筒层间储层渗透率参数优化改造设计等流程，实现了注采井网的液量优化以及保证液量优化结果层间、井间液量合理分配的储层井筒纵向、储层井间渗透率参数改造的量化建议，对于通过水动力学方法提高采收率实现降本增效具有非常实用的工程应用价值。

摘要： 本发明公开了一种针对水平井排状正对注采井网的高含水期注采调整方法。该方法针对水平井排状正对注采井网特点，以提高采收率机理为基础，通过对中高含水期油田开发现状分析以及数值模拟技术等确定合理注采比、单井注水能力和产液能力，利用周期注水、周期不稳定交替注水、周期不稳定交替注采以及异步周期交替注采四步法工作流最大限度的提高水驱驱油效率和波及体积。本发明由于与实际动、静资料结合紧密，科学系统的注采调整工作流，并有针对性的提高水平井排状正对注采井网的水驱剩余油开发效果，使此类型井网中高含水期注采调整更科学可行，为油田带来更高的经济效益。

摘要： 本发明提供一种制作压裂水平井井网模型的方法和压裂水平井井网模型。该方法包括如下步骤：从天然露头岩心中选取岩心；将所选取的岩心切割成预先设计的形状，在岩心上布置直井和水平井；在岩心上形成裂缝；向裂缝中填入具有根据裂缝无因次导流能力确定的渗透率的人造岩心；向水平井中填入具有根据水平井压降确定的渗透率的人造岩心。

摘要： 本发明涉及一种应用于海上低渗油藏开发的井网调整和井网加密方法，选择3口相互平行的水平井A、水平井B和水平井C；将3口水平井分别实施分段压裂产生与井筒垂直的人工裂缝，位于中间的水平井B的3条人工裂缝与两侧水平井A的4条人工裂缝和水平井C的4条人工裂缝交错分布，裂缝相互平行且间距为80-200米；通过同井注采将某些裂缝实施注水、其余裂缝进行采油，可以形成反五点井网、线状井网及其注采系统的加密效果。

摘要： 本发明公开了一种井网调整方法及装置，属于油藏开发技术领域。该方法包括：获取目标区块的地质特征，根据地质特征建立三维地质模型；根据三维地质模型建立数值模拟模型，并基于生产井史资料对数值模拟模型进行拟合，根据拟合结果获取油藏的层间剩余油分布规律和平面剩余油分布规律；对于每个一类油层和每个二类油层，获取油层的第二属性参数，并根据第二属性参数和层间剩余油分布规律，获取层间均衡系数；基于获取的多个层间均衡系数，获取待重组的多个油层，基于待重组的多个油层进行重新组合，得到重组后的平面井网；基于平面剩余油分布规律，对重组后的平面井网进行调整。该方法提高了井网调整方法的全面性和调整层系井网后的效果。

摘要： 本发明涉及一种应用于海上低渗油藏开发的井网调整和井网加密方法，选择3口相互平行的水平井A、水平井B和水平井C；将3口水平井分别实施分段压裂产生与井筒垂直的人工裂缝，位于中间的水平井B的3条人工裂缝与两侧水平井A的4条人工裂缝和水平井C的4条人工裂缝交错分布，裂缝相互平行且间距为80-200米；通过同井注采将某些裂缝实施注水、其余裂缝进行采油，可以形成反五点井网、线状井网及其注采系统的加密效果。

摘要： 本申请涉及油气田开发技术领域，尤其涉及一种油藏注采同井井网调整方法和系统。旨在解决相关技术中并没有通过对油藏井网进行调整，以提高油藏采收率的方法。该方法包括根据实际油藏资料，建立油藏数值模型并进行数值模拟，根据数值模拟的计算结果分别划分出高、低渗透率网格条带，并分别形成高、低渗透率井网单元，将布设于高渗透网格条带中的至少部分井调整为注采同井，在注采同井中通过注采同井装置向高渗透率井网单元中注水，并从低渗透率井网单元中采油，形成由高渗透网格条带向低渗透网格条带的驱替，计算将至少部分井调整为注采同井后的经济效益，并将经济效益最佳的调整方案应用于实际油藏的井网，进而提高油藏的采收率与经济效益。

摘要： 本发明公开一种基于驱替压力梯度的陆相稠油油藏注采井网调整方法，包括确定目标油田启动压力梯度存在的流度范围；分析不同驱替压力梯度下对驱油效率的影响；分析驱油效率和驱替压力梯度的关系；建立井型、井距、井网相融合的立体注采井网驱替压力梯度函数计算式；提出以驱油效率最大化为目标并融合井型、井距和井网的立体注采井网驱油效率含水计算式；分别做出不同井型时驱替压力梯度与注采井距、驱油效率与注采井距关系曲线图版，指导井型、井距、井网的优化设计；所述井型包括定向井、定向井联合水平井、水平井。本发明能够大大提高水驱采收率，指导陆相稠油油田开发调整研究与实施，进一步发展和丰富了陆相稠油油田高效开发技术体系。

摘要： 本发明公开了一种井网调整方法及装置，属于油藏开发技术领域。该方法包括：获取目标区块的地质特征，根据地质特征建立三维地质模型；根据三维地质模型建立数值模拟模型，并基于生产井史资料对数值模拟模型进行拟合，根据拟合结果获取油藏的层间剩余油分布规律和平面剩余油分布规律；对于每个一类油层和每个二类油层，获取油层的第二属性参数，并根据第二属性参数和层间剩余油分布规律，获取层间均衡系数；基于获取的多个层间均衡系数，获取待重组的多个油层，基于待重组的多个油层进行重新组合，得到重组后的平面井网；基于平面剩余油分布规律，对重组后的平面井网进行调整。该方法提高了井网调整方法的全面性和调整层系井网后的效果。