苏丹1/2/4区块状强底水油藏高效开发技术

苏丹1/2/4区块状强底水油藏经过8年的高速高效开发，已经进入高含水开采期，油田产量递减趋势明显，稳产难度增大。针对这种情况，通过油藏地质综合研究、开发动态分析和精细油藏数值模拟研究，确定出油藏中剩余油纵向上主要集中在油层顶部，平面上主要分布在井网稀疏区、局部构造高部位和断层附近。在此基础上，利用加密井、水平井、提液、卡堵水、低效井侧钻以及合理射孔等相适应的开发调整技术与策略，现场应用取得了很好的效果。在油田开发过程中形成了一套块状强底水油藏高效开发调整技术。     

稠油油藏水平井侧向重力水驱技术研究

针对常规水驱开发稠油油藏效果较差的问题，提出了顶部注水水平井侧向重力水驱技术。在水平井注水室内评价实验基础上，分别从纵向和平面上分析了稠油油藏水平井侧向重力水驱的驱油机理，认为侧向重力水驱技术能够充分利用注入水和底水能量，提高油藏纵向动用程度，同时加大油藏的水驱波及系数和局部驱油效率。以某底水稠油油藏为概念模型，对水平井侧向重力水驱注采井网和生产层位进行了优化研究，得到最优的注采井网形式、注采井距和水平段走向，获得不同底水体积大小和韵律特征下生产井无因次避射高度优化图版和无因次射孔井段长度优化图版。为指导同类油藏实施水平井侧向重力水驱井网设计和纵向射孔层段设计提供了标准和依据。     

陆梁油田薄层底水油藏水平井井筒模拟研究

新疆陆梁油田呼图壁河组油藏发育一类特殊的薄层底水型油藏，其特点是油层厚度薄，构造幅度低，底水能量大，利用水平井开采，表现出无水采油期短、含水率上升速度快、产量递减大的特点。针对这些问题，采用水平井数值模拟方法，建立了考虑摩擦压力损失的水平井井筒模型，明确了摩擦压力损失对水平井的压力分布以及水平段产量的影响，在此基础上，分析研究了水平井底水锥进的水脊特征，判断了水平井出水位置，提出了封堵出水井段并结合油藏工程方法确定了水平井合理产液量，从而达到抑制底水快速锥进，减小压力损失，降低含水率上升速度的目的。     

不同完井方式下水平井不稳定产能研究

随着钻完井技术的发展,采用水平井开发底水油藏成为提高产量、降低成本的有效途径,但是在生产过程中也暴露出日益严重的问题,主要为含水上升快、无水采收期短、完井方式不适应开发的需要和产能预测不准确等。在总结水平井产能预测模型的基础上,采用井筒与油藏耦合作用下的水平井不稳定产能预测数学模型,借鉴Cinco H等人求解有限导流垂直裂缝压裂井压力动态的计算方法,建立产能预测计算模型。该模型考虑底水驱油藏水平井情况,通过对不同完井方式下的表皮系数分解计算,开展了不同完井方式下的产能预测研究,这些研究结果对水平井完井方式优选和水平井油藏工程研究具有重要的指导意义。     

2 区复合油藏水平井试井模型与实例解释

目前关于复合油藏水平井不稳定试井理论与应用研究很少见，针对这一问题，建立了水平井2 区复合油藏不稳定试井模型，研究了一种利用拉普拉斯变换、分离变量及特征函数与特征值法等现代数学分析方法对模型进行求解的新方法，获得了拉普拉斯空间中不稳定试井井底压力表达式。利用数值反演，编程绘制了标准的试井分析样版曲线，并分析了2 区复合油藏井底压力动态响应特征。不同的外边界条件具有不同的外边界特征响应，对顶定压或底定压边界，压力导数曲线在早期迅速下掉，不能反映出2 区复合油藏的复合特性。对顶、底均为封闭边界，样版曲线明显反映出油藏的2 区复合特性。实例分析结果表明，该模型可以用于2 区复合状油藏水平井的不稳定试井解释，为油田开发生产服务。     

缝洞型底水油藏油井见水及含水规律实验研究

针对塔河碳酸盐岩缝洞型底水油藏的特点,根据矿场生产的动静态资料,利用相似理论,构建不同缝洞组合的可视化模型,开展物理模拟实验。比较和验证了不同含水上升规律所对应的储集空间类型,揭示了不同含水上升规律的物理本质,为此类油藏的合理开发提供了必要的实验和理论依据。实验证实,碳酸盐岩缝洞型底水油藏油井见水和含水上升规律存在5 种基本形态,而每一种类型都与特定的储集体地质特征、缝洞组合关系、水体能量的大小以及水体与储层的沟通程度密切相关;底水入侵的方式与砂岩油藏有很大区别,底水主要沿大裂缝窜进,溶洞内油水界面缓慢水平抬升,流体流动属于层流,这将简化管流与渗流耦合的数学模型。     

克拉玛依九9 区齐古组稠油提高开发效果研究

克拉玛依油田九9 区齐古组油藏由于埋藏浅，地层胶结疏松，汽窜出砂严重，影响了油井的生产效果。针对该油藏逐步进入蒸汽吞吐的中后期，采出程度高，油井高含水，产能低，边底水侵入，开采难度加大，产量递减加快，开发效益下降等现状，为了改善油藏整体开发效果，选择该油藏有代表性的井组，利用数值模拟方法对其进行下步开发方案设计与指标预测。数值模拟结果符合油田开发实际。研究表明：克拉玛依油田九9 区齐古组油藏吞吐生产后转连续蒸汽驱对改善生产效果，提高采收率具有一定的积极的作用。     

边底水稠油油藏开发规律研究

胜利油区蕴藏着丰富的稠油资源,但大多具有活跃的边底水。在注蒸汽吞吐长期降压开采过程中,油藏压力下降导致边底水推进,水淹井区含水急剧上升,水侵范围不断扩大,水侵区控制储量占总动用储量的70％左右。为了提高边底水稠油油藏的最终采收率,提出将单井乙型水驱特征曲线用于稠油油藏,并结合水侵现状将整个油藏划分为不同的井区：强水侵区、弱水侵区、无水侵区和外层水侵。运用稠油渗流的知识,分析了不同井区的开发指标的变化规律。不同井区暴露的开发矛盾不同,根据不同矛盾采取不同的调整方案,效果显著。     

碳酸盐岩缝洞型油藏产水机理及控水措施研究

塔河油田4区奥陶系油藏是典型的复杂碳酸盐岩油藏。油藏开发进入高含水之后，油井产液量急剧降低，油井出水问题已经成为该油田开发的突出问题，严重制约着油田采收率。以塔河油田4区主力缝洞单元S65与S48为研究对象，在归纳出缓慢出水型、突发上升型、间歇出水型等3种产水类型油井基础上，利用地震、钻井、测井等资料，结合生产动态特征进一步分析3种类型油井的产水机理。据此提出合理、有效的控水措施：缓慢出水型油井在单元低部位注水保持能量；突发上升型油井应考虑堵水、上返高部位侧钻；间歇出水型油井考虑关井压锥，堵水控制水窜范围和规模。措施效果明显，可指导该类油藏高效开发。     

水平井流入控制阀控底水原理及影响因素分析

随着钻完井技术的发展，采用流入控制阀（ICD）完井技术开发底水油藏成为提高产量、降低成本的有效途径。弄清水平井ICD 控底水原理及影响因素成为利用其实现延缓底水锥进、提高油藏最终采收率的关键。在分析ICD 控水限流原理基础上，通过模拟计算，具体分析了流动剖面、环空流动、含水率等3 个影响控水效果的主要因素。分析结果表明：对于不具有高含水段的油藏，可以利用ICD 增大高渗段阻力，从而在牺牲总产液量的基础上降低产水，实现控水；ICD 所产生附加压降有效地减少了环空流动，增强了控水的稳定性，为实现长期稳油控水提供了保障；对储层物性参数分布认识出现偏差将会较大地影响ICD 的控水效果；对于存在高含水段的水平井，需要增大高含水段的附加压降，降低高含水段的产液量，才能有效实现控水。对水平井ICD 控底水原理及影响因素的分析结果为优化水平井ICD完井设计，控制底水锥进提供了技术思路。     

夹层对底水油藏开发及剩余油分布影响研究

砂岩底水油藏在中国储量丰富，底水油藏开发面临的核心问题是底水锥进，而夹层对抑制底水锥进具有明显效果。由于夹层成因的复杂性，目前夹层研究尚没有统一模式。针对这一问题，提出从夹层分布面积、夹层厚度、夹层渗透率、夹层泥质含量等参数，将夹层归纳为无夹层、渗滤型夹层、小范围不渗透夹层和大范围不渗透夹层4种模式。无夹层模式底水锥进速度快，大范围不渗透夹层模式底水完全被抑制，这两种夹层模式下的油气开发效果较差；渗滤型夹层底水被转化为次生边水和次生底水，小范围不渗透夹层底水转化为次生边水，这两种夹层模式开发效果较好。无夹层模式远离井筒周围分布大量剩余油，可以通过完善井网来提高动用程度；渗滤型夹层开发效果好，剩余油分布很少；小范围不渗透夹层底部形成“屋檐油”，顶部形成“屋顶油”，这种剩余油可作为后期挖潜的一个方向；大范围不渗透夹层上下邻层均可存在大量的剩余油，是油田开发后期挖潜的重点对象。     

长期停产对油田开发规律的影响

油田开发中途停产对油田开发规律、油田可采储量和采收率的影响至关重要，是油田进行开发调整不可忽略 的影响因素。通过分析停产阶段前后油田的开发规律，将停产前和复产后的产油量、含水变化规律进行对比，研究停 产关井对产量趋势的影响。从油田实际生产出发，依托实际油田生产数据，利用含水率和采出程度关系曲线、无因次 单峰周期模型、产量递减模型、水驱特征曲线预测停产前和复产后油田的可采储量和最终采收率。通过多种油藏工程 方法相互验证，判断长期停产对油田开发以及油藏特征的影响程度，指明停产阶段地层能量恢复和油水重新分布、运 移对油田开发产生的有利影响，填补油田长期大范围停产对油田开发规律影响这方面的研究空白，为同类油田的开发 规律分析提供思路和方法借鉴。     

塔河缝洞型油藏单井含水变化类型定量评价

塔河油田的储集体有溶洞型、裂缝型、裂缝溶洞型、溶洞裂缝型和缝孔型,导致实际生产中经常出现油井暴性水淹、油井停喷、产量递降、压水锥无效等复杂难题。可以通过分析水驱曲线的变化来评价不同储层类型或工程措施对生产的影响情况,前人通常采用两种方法来评价油井见水快慢程度：（1）通过生产曲线形态定性地表征油井见水快慢,将油井划分为缓慢出水型、含水突发上升型和间歇出水型等;（2）简单地用两个时刻含水率之差来评价单井或井与井的含水上升速度。基于评价油井见水快慢的传统方法的缺陷,本文提出一种新型双水驱曲线来分析油井动态生产情况,并用一种新的评价指标水油比（拟合直线斜率k）来定量评价油井见水快慢,并最终对塔河四区S48 单元井的含水变化进行了系统分类。     

卫2块气顶底水油气藏剩余油分布研究

针对卫2块气顶底水油气藏的地质特征,应用地质建模软件建立起构造模型、储层模型,展现出气顶底水油气藏的构造和储层特点,通过建立不同的油层、水层、气层物性解释图版,应用地质统计学方法精确计算出储层非均质参数,描述了该断块储层的非均质特征。在此基础上,应用VIP数模软件描述了剩余油分布特征,讨论了气顶底水油气藏剩余油的分布特征,认为剩余油主要分布在注采系统局部不完善区、未注水的弹性区、未受油水井控制的储量损失区;而剩余气则主要集中在北部地区和顶部砂组。根据所提出的剩余油气分布认识,进行了治理方案部署,经实施后取得了良好的效果,平均年增油2.3×10⁴t,年增气0.2×10⁸m³,年综合递减减缓2.1%。实现了油气同时高效开采。     

油田化学剂对石油加工过程的影响与对策研究(Ⅰ)

油田化学剂的使用是实现油田储层改造、原油增产、残余油开采以及原油输送的重要手段，在二次采油、三次采油、压裂酸化等油井增产措施与原油集输过程中均使用了大量的油田化学剂。这些油田化学剂部分直接进入原油中；部分与原油储层发生相互作用，以作用后产物的形式进入原油中，从而对原油后续加工过程产生较大影响。在调研了我国克拉玛依、塔里木、吐哈、长庆、青海等西部五大油田原油采输过程中使用的油田化学剂种类和组成后，开展了采油化学剂与原油储层之间的相互作用研究，给出了残余油田化学剂与采油化学剂-原油储层之间的作用产物在原油中的存在形式     

长岭气田火山岩气藏水平井开发技术研究

2005 年吉林油田在长岭断陷的中部凸起带发现长岭气田营城组火山岩气藏。该区火山岩储层岩性、岩相复杂、非均质性强，裂缝比较发育、底水体积大、能量强，给气藏开发带来了较大困难。为了有效开发长岭气田火山岩气藏，通过深化地质认识，开展有效开发方式论证，确立了水平井开发方式，并通过水平井的优化部署及现场地质导向，实现了储量的高效动用，水平井成功率100%、气层钻遇率达到92% 以上。