文79小块相控井网优化配置技术研究

合集下载

江苏油田小断块薄油层水平井轨迹控制技术

江苏油田小断块薄油层水平井轨迹控制技术【摘要】江苏油田小断块薄油层水平井轨迹控制技术在油田开发中起着重要作用。

本文首先介绍了研究背景和研究意义，然后探讨了小断块薄油层水平井的特点以及轨迹控制技术的发展历程。

接着分析了江苏油田水平井轨迹控制技术的现状，并提出了针对小断块薄油层的改进方案。

列举了技术应用案例，总结了技术优势，并展望了未来的发展方向。

通过本文的研究，有望为江苏油田小断块薄油层水平井轨迹控制技术的进一步完善和应用提供参考和指导，促进油田开采效率的提升和资源的可持续利用。

【关键词】江苏油田，小断块薄油层，水平井，轨迹控制技术，研究背景，研究意义，发展历程，现状，技术改进，技术应用案例，技术优势，未来发展展望1. 引言1.1 研究背景小断块薄油层水平井是指在油田开发中，由于地质条件复杂或者油层厚度较薄所导致的一种特殊类型的油井。

江苏油田作为中国东部沿海地区的典型油田之一，其油田构造复杂，油层分布不均匀，小断块薄油层水平井的开发面临着种种挑战。

随着水平井技术的不断发展和完善，轨迹控制技术也逐渐成为水平井开发中的关键技术之一。

通过对水平井轨迹进行精确控制，可以有效提高油井的开采效率，降低生产成本，延长油田的生产寿命。

针对江苏油田小断块薄油层水平井的现状和发展需求，对轨迹控制技术进行改进和优化具有重要意义。

本文将通过对江苏油田小断块薄油层水平井轨迹控制技术的研究与探讨，旨在提高油田的开发效率和经济效益，推动江苏油田水平井开发技术的进一步创新与发展。

1.2 研究意义针对江苏油田小断块薄油层水平井轨迹控制技术的研究具有重要的意义。

随着油田开发的不断深入，对于小断块薄油层水平井的开发需求日益增加，因此对该领域的技术研究具有迫切的需求。

通过对轨迹控制技术的研究，可以有效提高油田开发的效率和产量，降低开发成本，增加油田的经济效益。

该技术的研究成果还可以为其他类似地质条件的油田提供参考和借鉴，具有示范和推广的意义。

相控结合线性注采井网在重力浊积流油藏中的应用

相控结合线性注采井网在重力浊积流油藏中的应用【摘要】重力浊积流油藏具有非均质性强、连通差、物性差的特点，常规的面积注采井网不能适应储层非均质性强的特点，平面、纵向水驱动用差，影响水驱开发效果。

根据油藏地质体特征结合试注开发的注水特征，采用新型的相控注水原则调整井别，对主力相带注水，高注低采、厚注薄采，实现平行物源的线性注水，能够实现重力浊积流油藏有效注水开发，该井网在辽河油田l35块投入应用后取得了较好的开发效果。

【关键词】相控注水线性注水重力浊积流沉积注水井距水下重力流储集砂体具有纵向上沉积层系多、储层砂体平面分布不稳定的特点，该类油藏采用常规的面积注采井网，很难适应油藏的自身特点，易于出现平面、纵向水驱动用不均衡，水驱动用程度低，且因储层吸水效果差导致，憋压住不进的现象，不能实现油藏的有效注水开发。

辽河油田l35块是典型的重力浊积流油藏。

区块纵向上发育6 套油层，主要含油层段为沙河街组三段，油藏埋深-2500-3200 m。

粘土矿物绝对含量为5.96% ，平均孔隙度11.4%，平均渗透率为7.43×10-3μm2，属低孔、低-特低渗储层。

l35块于2001年采用一套层系正方形井网250m井距投入开发，于2006年采用反九点法面积注水井网进行试注开发，试注井网分别采用250m和176m井距。

注水后，试注区域地层压力开始稳中有升，产量递减趋势得到了改善。

但在注水后注入压力开始逐渐上升的，并最终保持在20～25mpa高压注水。

平面上，油井水驱受效状况差异大，注水受效率低，部分井发生水窜；纵向上，水驱动用程度低，仅部分物性较好的层位吸水效果好，总体试注效果不佳。

2 注采井网、井距优化在试注过程中，对于重力浊积流油藏其沉积特征是影响注水的主要因素。

在纵向上，根据吸水剖面测试资料，物性较好的河道相储层平均相对吸水量在57%，而物性一般的漫溢相平均相对吸水量在15%，物性差的边摊相基本不吸水。

在平面上，处于有利相带的井吸水效果也要明显的由于不利相带的井，为了确保能注进水应以相控注水为原则，在主力的河道相带注水。

极复杂断块油藏提高开发效果研究

极复杂断块油藏提高开发效果研究向侦兵;张硕;张应刚;侯素青;闫君丽【摘要】胡五块为极复杂断块油藏,储层变化大,5-20m小断层十分发育,是制约开发水平进一步提高的主要因素。

通过构造精细研究和沉积相指导下的剩余油研究,细化构造特征,明确相控剩余油分布规律及方向,实施注采井网调整,提高油藏开发水平。

%Hu 5 is a very complex fault block oil reservoir,the formation vary fast,and 5-20-meter small faults are well developed,which is the main restriction factors making the development level further improve.By constructing a detailed study and residual oil st【期刊名称】《内蒙古石油化工》【年(卷),期】2011(000)013【总页数】3页(P138-140)【关键词】胡状集油田;胡五块;构造;剩余油;注采井网;提高【作者】向侦兵;张硕;张应刚;侯素青;闫君丽【作者单位】中原油田采油五厂;中原油田采油五厂;中原油田采油五厂;中原油田采油五厂;中原油田采油三厂,河南濮阳457001【正文语种】中文【中图分类】TE347胡五断块位于胡状集油田北部,是受长垣断层和石家集断层的分支断层—胡二断层所夹持的极复杂断块油藏,构造形态为长垣断层上升盘形成的半背斜构造,含油面积4.5km2,石油地质储量709× 104t。

主要地质特征有:①构造复杂,平均单井钻遇断点5.5个;区域内共有大小断层60多条;小断层多,对注采关系起着重要作用。

②含油层系多(沙三上、沙三中、沙三下),井段长(1880～3250m),纵向上油层分布不均,只有沙三上3-4和沙三中1、2、4、7、8、9、10等9个砂组富含油,其它层段含油较差。

矢量化井网优化设计方法在官979断块的应用

矢量化井网优化设计方法在官979断块的应用【摘要】矢量化布井方式即以沉积的物源方向、河流走向或主渗透率方向为基础而部署的与之相适应的井网称矢量化井网。

即同时考虑油层分布、物源方向、河流走向或主渗透率方向、裂缝方向、沉积微相的一种综合布井方式。

本文依据矢量化布井方法，以官979油藏地质模型为基础，开展虚拟开发研究，拟得到最佳井网模式和水驱方向。

【关键词】矢量化井网优化设计最佳井网模式1 井网设计的地质基础小集油田的主要含油层系为孔一段，整体上由一套冲积扇、河流相的砂砾岩、砂岩、泥岩及盐湖相的膏泥岩组成的正旋回沉积。

根据黄骅坳陷南部孔一段沉积环境的研究结果可知，孔一段主要形成于干旱气候条件下，为冲积扇与膏盐湖伴生的环境，大约经历了冲积扇发育、衰退及膏盐湖发育三个时期。

官979断块属于小集油田，具有相同的地质背景。

官979油藏位于小集油田东北角，根据地质研究结果，官979油藏为河流相沉积，沉积微相主要以河道砂为主，物源方向为东北向西南。

主渗透率方向为东北向西南方向，由于沉积过程的不同，使得沉积物的排列方式产生很大的不同，对河流相沉积，岩石砂粒的排列方向、骨架颗粒的排列方位和方式是导致渗透率方向性的成因。

顺古水流方向渗透率要高于逆水流方向，同时也高于偏离主河道方向的其它方向。

在开发过程中应结合地质沉积微相和主渗方向部署井网和井距。

2 井网设计的水驱方向确定根据生产数据，以生产井为中心作开采曲线，分析射开对应层段注入水的突进方向。

通过分析小井组见水方向，可看出主要见水方向为与主渗方向一致，即东北向西南方向。

分析这些方向见水的油井产量可知。

这些井见水受效好，一般都有高的累积产油量。

总结前面分析，官979断块水线应该与物源方向和主渗方向一致，即与主渗方向垂直交错部署生产井排和注水井排，这样可以达到较好的水驱效果。

在后期调整改变水流方向时应主要考虑主渗方向调整。

3 不同水驱方向的虚拟开发对比根据油藏工程分析计算官979断块的合理井距为200m左右，因合理井网密度与油价关系较大，不同价格下的合理井网密度不同，前面已分析。

分层系开发井网优化部署技术应用研究——以E区块A井区为例

［收稿日期］２０１５一ｏ６—１０［基金项目］国家自然科学基金项目（６１２７３１７９）。［作者简介］张庆（１９８６一），男，工程师，现主要从事油田开发方面的研究，２７９２０２１１８＠ｑｑ．ｔｏｍ。
第１３卷第２期
层系规模开发提供了依据。［关键词］断块构造；分层系开发；井网调整
［中图分类号］ＴＥ３２４
［文献标志码］Ａ［文章编号］１６７３—１４０９（２０１６）２００６８ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ ０４
Ａ井区位于Ｅ油田南部，大洼断层上升盘，为一个被Ｃ断层切割的小断块。该断块以前一直归属于Ｄ区块进行开发。２０１５年通过井震结合重新落实构造，认为该断块仍处在大洼断层上升盘，与Ｅ油田主体同属一区块，是由Ｂ断层和近北东向的ｃ断层夹持的小断块。该断块地质储量１５８×１０。ｔ，构造面积０．５ｋｉｎ。，构造幅度３０ｍ，构造走向近南北向，地层倾角２～３。。
１目前井区开发中存在的问题
１．１注采井网不完善。压力较低目前该井区内正常生产油井９口，而正常注水井仅有３口，且均位于井区边部，注采井数比１：３，
井区中心区域无注水井对应。结合监测资料及油水井生产动态，油藏西部４口井呈现高液量、高含水特征；油藏东部５口井呈现低液量、低含水特征。该区域产能落实，地质储量并未得到有效动用，若实施注水开发，及时补充地层压力，可获得较好的开发效果。

井下测量控制网改造方案优化探讨

井下测量控制网改造方案优化探讨随着煤炭资源日益稀缺，以及煤矿井下安全生产的要求越来越高，井下测量控制网改造方案的优化已经成为了一个迫切需要解决的问题。

本文将对井下测量控制网改造方案优化进行探讨，并提出相应的解决方案。

一、井下测量控制网改造方案存在的问题1.传统的井下测量控制网方案设计不够合理传统的井下测量控制网方案大多采用电缆连接方式，由于电缆存在爆炸、温度等安全问题，质量不稳定，因此稳定性较差，容易导致测量控制网失效。

2.井下测量控制网的施工、维护困难井下测量控制网的布线需要经过煤矿井下环境复杂、工作面移动等影响因素，使得测量点坐标难以控制，同时井下环境的高温、潮湿、尘土等因素也给方案实施带来了一定的困难。

3.井下测量控制网的数据传输不及时、准确度低传统的井下测量控制网方案设计采用的是模拟传输方式，容易产生干扰和误差，传输数据存在较大的误差，让监控的准确度大大降低。

而且传输速率比较慢，数据无法及时传输，导致监控效果不够理想。

二、井下测量控制网改造方案优化解决方案1.井下测量控制网方案优化为了解决传统测量控制网方案的稳定性问题，采用一种基于无线传输技术的网络布线方案，可以有效解决电缆易断开的问题，保证了网络连接的稳定性，同时也可以避免因为布线工作带来的困难。

同时考虑到井下环境复杂和高度不稳定的特点，需要设计一种能适应复杂地形和具有自动校准功能的测量控制仪器，这样做出的测量数据才具有更加科学的可靠性和准确性。

2.井下测量控制网的施工方案优化传统的测量控制网方案的施工和维护需要昂贵的人力、物力和时间成本，因此应尽可能采用一种简单且经济的井下测量控制网方案。

为解决这一问题，我们的建议是使用定位系统和激光技术进行测量构建控制网，这些技术可以在井下环境复杂的情况下实现高精度的测量，而且无需进行复杂繁琐的布线、牵引、固定等工作，从而省去了大量的人力。

同时，还可以将采集的测量控制数据通过第三方软件进行云计算，大大降低了数据分析和处理的时间和成本。

井下测量控制网改造方案优化探讨

井下测量控制网改造方案优化探讨本文将探讨井下测量控制网的改造方案优化。

首先介绍现有的井下测量控制网存在的问题，然后提出改进方案，并分析其优缺点，最后给出结论。

一、现有问题随着煤炭资源的逐渐减少，煤矿采掘深度和难度逐渐增大，对井下测量控制网的精度、可靠性、稳定性和自动化水平等方面提出了更高的要求。

然而，现有的井下测量控制网在以下方面存在问题：（1）低精度：传感器测量误差较大，致使控制精度不高。

（2）不可靠：网络拓扑结构复杂，设备维护困难，故障率高。

（3）不稳定：环境干扰大，信号干扰频繁，致使传感器输出不稳定。

（4）低自动化：传统控制方式依赖于人工干预。

二、改进方案为了解决上述问题，可以采用以下改进方案：（1）提高传感器精度。

选用高精度、高稳定性的传感器，并定期进行校准，以确保测量精度和稳定性。

（2）优化控制网络拓扑结构。

采用星型或总线型拓扑结构，根据实际情况合理设置控制节点，降低故障率，并对网络进行分级管理，提高网络可靠性。

（3）改善环境条件。

采用防护、隔离措施，避免外界干扰信号的传输，如尽可能减少电磁干扰等。

（4）引入自动化控制手段。

采用自动控制技术，将传感器数据等信息传到中央控制系统，进行自动控制，减少人为因素的影响及工作量，提高工作效率。

三、方案优缺点分析（1）传感器精度提高，可大大提升控制精度和稳定性，但成本较高。

（2）网络拓扑结构优化后，故障率降低，但增加了系统设计和组网成本。

（3）改善环境条件可以提高信号传输稳定性，但需要增加设备、人员成本。

（4）自动化控制手段可以减轻人工操作负担，提高工作效率，但需投入较大的资金和技术成本。

四、结论综上所述，井下测量控制网改造方案的优化需在权衡成本与效益的前提下进行。

建议在传感器精度优化、环境条件改善和自动化控制手段引入等方面逐步推进，逐渐优化网络拓扑结构，使井下测量控制网能够更好地满足煤矿深度和难度的要求。

五、具体实施方案为了更好地实施井下测量控制网的改造方案，需要采取以下具体措施：（1）传感器精度提高选用高精度、高稳定性的传感器，如光电测距传感器、智能压力传感器等，并利用先进的校准技术对传感器进行定期校准，确保测量精度和稳定性。

文33块沙三上高压低渗油藏开发技术研究

文33块沙三上高压低渗油藏开发技术研究摘要本文通过构造、储层精细研究以及对该油藏历年开发经验的总结，不断摸索、实践和认识，逐步形成了平面上缩小井距、纵向上逐层上返注水开发及开发后期的相控剩余油及相控井网重组等多种技术配套的开发技术，开发效果明显得到改善，为高压低渗油藏的开发有着较好的借鉴意义。

关键词高压低渗；缩小井距；逐层上返；相控；井网配置中图分类号te34 文献标识码a 文章编号 1674-6708（2013）97-0185-021 加强油藏研究，深化地质认识1.1 构造精细研究通过精细地层对比及三维地震人机联作构造解释，结合hdt、生产动态资料对该块构造进行精细研究。

大的构造格架基本不变，但边界断层的位置更加准确，小断层组合及展布更加合理，同时对文33沙三上西块、北部复杂带有了新的认识，调整挖潜方向也更加明确。

1.2沉积微相及砂体展布规律研究文33块沙三上主要发育半深水浊积扇相（主要为中扇亚相）和浅水扇三角洲相（分为三角洲前缘、前三角洲亚相）。

三角洲前缘亚相可进一步划分为：水下分流河道、水下分流河道侧翼、水下分流次河道、河口坝、远砂坝、水下天然堤坝—决口扇以及水下支流间湾等沉积微相。

半深湖浊积扇中扇亚相主要发育有主沟道、分支沟道、沟间和外扇末梢微相。

通过沉积微相研究，本区微相展布有以下特征：一是物源主要来自北西、北北东和北北西方向，个别来源于南西方向，具有多物源的特点；二是沉积具有多期次的特点。

2 开辟现场先导试验，为高压低渗油藏有效注水开发提供技术储备为提高该油藏开发水平，在室内多层水驱油试验研究及总结以往经验的基础上，提出了200m～250m井距逐层上返注水开发先导试验。

2.1 试验目的试验目的：1）研究、探讨文南油田地质条件下注水开发的可行性，寻求这种类型油藏开发的有效途径；2）试验缩小井段，解决层间矛盾的可行性；2）试验缩小井距，解决平面矛盾的可行性；4）寻求合理的开发技术政策：即合理的层系组合、井网密度、注水方式等。

多井型油藏井网优化方法探讨

2
) + ω ω0
1
1
C3V ( 1 + i) 2 N
ω0
→max
( 18 )
f2 (ω) = N R t CR ED110 e
- Bω
→max
m
追求目标 ,使 f1 (ω) 和 f2 (ω) 同时达到最大 ,并且满足约束条件 :
f1 (ω) = A 2 PQ oα ( 1 - C2 ) - A3 C1 Q o - C3V (H ) ( 1 + i) f2 (ω) = N R t CR ED110 e
ω
(4)
收稿日期 : 2008 - 01 - 22 作者简介 :龚姚进 (1962 - ) ,男 ,高级工程师 ,本刊编委 , 1982年毕业于华东石油学院石油地质专业 ,现从事油田开发管理工作。
第 2期
龚姚进 : 多井型油藏井网优化方法探讨
57
M 1 = A3 C1 Q o
1
α( 1 + ic )
- t
] ,则上式简化为 :
( 9)
PR = A2 PQ 0α
( 2 ) 操作费用的折现值。操作费用考虑了操作
成本上涨的影响 , 操作费用的折现值计算公式为 :
M1 = ∑ M 1 ( t) = ∑ C1 ( 1 +γ)
t=1 t=1 m t=1 m m t- 1
1 1 ) ω ω0 ( 16 )
- Bω
(
m
2
)
N(
) + ω ω0
1
1
C3V ( 1 + i) 2 N
ω0
≥0
( 19 )
≥0
ω >0 则油田经济效益和开发水平同时达到最优的井数为 :

优化小井眼钻井速度的关键技术分析

优化小井眼钻井速度的关键技术分析小井眼钻井技术应用领域比较广阔，随着钻井技术设备及工具的出现，当前，小井眼技术不仅可用于浅井，直井，也可用于中深井和深井，定向井和水平井，多分支井;不仅可用于探井也可用于开发井;不仅用于打新井，也用于老井加深和开窗侧钻。

小井眼钻井技术在目前已经算是比较成熟的钻采技术，从相关统计中可以看出，通过小井眼的钻井技术的应用可以降低一定的成本，尤其是采油工程，能够降低更多的成本，有助于油藏开发的综合效益提升。

但是，因为小井眼自身所具有的特点，一般的钻井和机械钻速之间有一定的差距，周期非常长，在成本的减少上并不明显，不利于这一技术的广泛应用。

标签：小井眼;优化钻井技术;研究现阶段，小井眼的钻井技术对于剩余油开发以及零散分布的边际油藏中的应用非常重要。

但是，因为破岩能力缺乏，钻头类型非常少，在循环过程中需要消耗更多的能量，导致钻难度增加。

所以，在本次研究中，主要分析小井眼的钻井影响因素，通过相应参数的强化，对钻具进行优化，选择适当的钻头，降低能量消耗，最终形成一个与油田小井眼相符合的优快钻井工艺。

1.减少环空压耗损失因为具有岩屑床和钻柱偏心度以及钻柱旋转的问题，对钻井中的环空压耗造成一定影响，避免定期对岩屑床造成影响，优化钻井液的性能，这是对环空压耗进行降低的有效措施。

在起钻钱必须对其实施半个月的循环清洗，在洗井中还必须对转盘进行转动，促进洗井综合效率不断提高。

下钻之前必须运用循环式的分段洗井，彻底低清洗井内的岩屑。

当钻速比较快的时候，必须对钻速进行合理地调整，进而保障钻井液携岩的整体效果。

此外，必须定井段定时起下作业。

例如，对于直井段来说，要在500m处开展短期的作业，斜井段要间隔300m操作，要按照岩屑扭距和模组等问题对是否开展作业进行判断。

2.选择合适的小井眼的钻头选择三牙轮钻头应用在斜造斜井段当中，一般的三牙轮钻头不能符合高钻速和轴承磨损比较快的现象，需要和油田实际的地层特性以及经验结合，运用三牙轮钻头，该钻头可以和高钻速条件之间相满足，可以对轴承使用的寿命进行延长，并且促进钻井可靠性提高。

油藏水平井井网优化设计方法研究论文

油藏水平井井网优化设计方法研究论文油藏水平井井网优化设计方法研究论文摘要：本文主要研究低渗透油藏水平井井网优化设计的方法。

关键词：低渗透油藏;水平井;开采技术问题;设计方法;低渗透油藏水平井井网技术开采石油有着很多不可替代的优点，但是，仍然存在或多或少的缺点。

目前来看，水平井区的开发就存在着井网和井型的形式单一、水平井的设计没有完善配套的筛选标准、注采井网不完善，因而导致了一些水平井的开发效果不理想，以及快速变差等问题。

对低渗透油藏水平井井网优化设计方法进行研究，是以期能够改善水平井区开发效果，提高水平井产能与油田采收率。

1水平井井网井优化的主要内容1.1水平井位置优化在研究水平井井网的优化设计问题之前，首先要对水平井的平面位置优化问题有所明确。

对于水平井的优化这里只做简单介绍，主要有以下几个层面：首先要从油藏参数、单井控制储量等方面优选水平井平面位置，首先在满足水平井适应性粗选条件后，再依据井区井组具体条件、井网形式、开发状况、优选水平井平面位置。

1.2井网优化的主要内容在选择低渗透油田井网优化模式的.时候，要考虑相关的参数及具体地质等情况。

首先要考虑低渗油田的特征，以此为基础再进行下面的环节。

然后是对砂岩规模以及断块破碎的情况进行一个综合的考虑，再根据所开发油田所在井区的相应渗透率以及裂缝发育的程度与走向、单井采油的储量、经济界线值这些诸多因素进行考量。

2水平井井网设计的原则2.1井网设计原则水平井井网有很多的设计形式，常见的有水平井井网，垂直井网，水平垂直混合井网，这些井网形式中数水平井网较为复杂些。

在进行井网的优化设计时，要综合考虑很多的因素：整体水平井的结构是否与局部井网相结合，油藏的存储层特征是否与井网的设计相适应等，水平井井网的设计原则都是基于要发挥出井网的最大功效。

基于水平井井网的设计原则，再依据设计的原理对水平井区域的大小与油层的结构等进行研究。

2.2水平井优选原则水平井优选要遵循两个原则，一是考虑选区，另一个是考虑选层。

区块井网确定及参数优化研究

2017年06月区块井网确定及参数优化研究陈明(大庆油田有限责任公司第四采油厂,黑龙江大庆163511)摘要：本文根据海上A 区块特征及地质概况，应用Petrel 软件随机建模方法建立三维地质模型，同时应用Eclipse 软件模拟黑油以及凝析气的开采过程。

在此基础上根据海上油气田开发原则，选择以直井为主，水平井以及丛式井为辅的井网部署方案，将水平井水平段均布于第CPEDC3段主力油层部位，同时将丛式井的水平井段布于第CPEDC2含凝析气段，以便于后期对凝析气藏的开采。

根据数值模拟结果优选出最佳井网部署方案：全区块采用直井+水平井+丛式井，以先采油后采气的为开发原则，井网为交错井网部署，水平段沿最小主应力方向钻进，水平井水平段长度400m ，井轨道优选为三段式开采，井距为500m 。

关键词：海上油气田；井网部署；水平井；参数优化我国海域油气资源丰富，目前陆地油气产量已逐年减少，但对石油的需求量却稳步增长，因此海上油气田的高产稳产已成为国家石油产量增长和产量接替的重要部分，所以我们就要提升对海上油气田高效开发的重视[1-2]。

近年来，世界各国在产油气区域也发现大量的凝析气藏，因此对凝析气藏的开发也越来越重视[3-4]。

不同的井型井网及开发参数对带有凝析气的海上油气田的开发效果都有着不同的影响，因此我们需要对海上A 区块井型井网及各参数进行优化，为其提供一定的理论依据，促进海上油气田的高效合理开发。

1A 区块基本概况A 区块为一具有复杂断层的半背斜断块油气藏。

工区面积约5.5km 2，东西宽约1858m ，南北长约2980m 。

构造区距离最近港口油库为120海里，区域水深1350～1525m 。

2开发层系A 油田自上而下揭示的地层层系包括：第四系A 组，新近系B1组、B2组，古近系C1组、C2组。

区域上将C2组细分为四段，本油田主要钻遇CPEDC1、CPEDC2、CPEDC3段，主力含油层系为C2组CPEDC3段，其中CPEDC3段又细分为上、中、下三个亚段。

复杂窄小断块油藏开发井网优化研究

１合理井网密度的确定
１１技术井网密度．１）单井产能分析法。根据采油速度和油井的单井产能，计算出所需的油井数，由油井数与总井数的关系，可确定出总井数，进而求出井网密度。
Ｎ
‘ ＝一）
３）三角形井网有利于发挥边部注水的优势。
ＮＶ。
极限井网密度公式：ａｌＮＥａ（ｂ＿ｆｎ（Ｂｏ￣Ａ））厂－＝令：
（ＢＤ／ＡＮＥａ（ｂ））＋１ｆ２ｎ
（）６
（７）（８）
此式即为油水分流量方程，Ｌｖｒｔ９１ｅｒ于１４年最先建立。向上流动ｅｅ时，０【角为正值，向下流动时为负值。应用Ｌｖｒｔｅｅｔｅ分流量方程绘制含水率和地层倾角关系曲线，果表明相同倾角下，结水从边部向上驱油的含水率比从高部位向下驱油的含水率要低得多，边部注水优于面积注水。由于能够受到注水井排有效影响的生产井排数并不多，因此对于含油面积较大的油藏，如果仅依靠边缘注水，则往往只是构造边部的几排井处于注水影响之下，而处于构造顶部的井得不到注入水的能量补充，若让其投产，则往往顶部形成低压带，变为消耗方式采油。因此，这种情况不能仅依靠边缘注水，而应用边缘注水加顶部点状注水或采用内部切割注水的方式开采。
）＝０（－ｏ — 匾Ｅ＝）Ｏ１＿ＰＲＲ
（，）
３）向心驱油：注入水均匀地向油区推进，油区逐渐缩小，剩余油主要集中在构造高部位。４减缓水窜：边部注水时水在下油在上，可利用油水密度差减缓）水窜。用分流量方程比较边部注水与面积注水情况下，含水率的变化情况。设油层（方向）ｘ与水平面成ｎ角度，一端为注水端，另一端为采

A油田井网优化调整可行性研究

A油田井网优化调整可行性研究摘要:分析了A油田高含水期产量递减、含水上升的主要影响因素,并提出了井网优化调整方式。

利用数值模拟、综合分析等方法对A油田一断块的油层动用状况、剩余油分布情况进行了研究,阐述了窄小砂体油田高含水期井网优化调整的可行性及方法,为进一步改善油田开发效果提供借鉴。

关键词:井网优化窄小砂体剩余油注采关系一、主要影响因素(1)砂体发育规模小且分布零散。

研究表明,A油田主体河道砂呈南北向分布,砂体宽度100-200m,同排相邻2口以上的井钻遇同一条河道砂体井数仅占钻遇河道砂体井数的6.9%。

与长垣北部油田相比,单层厚度较薄,砂体发育规模较小,侧向连续性和连通性较差。

(2)单向连通比例大。

A油田水驱控制程度72.9%,其中单向连通比例高达36.3%。

各类微相中,连通比例范围在3.6-35.9%之间,反映出不同微相间水驱控制程度差别较大。

(3)部分区块油水井数比大。

A油田目前总油水井数比为1.90,正常开井的油水井井数比为1.92,五个断块油水井数比都在2.0以上,说明A油田目前井网仍然不适应,从单砂体来看,普遍存在有注无采、有采无注等情况。

二、井网优化调整可行性研究2.1加密调整对象(1)目前井网控制住的砂体,但因注采关系不完善或物性差而没有动用、动用差的储层。

(2)因砂体发育规模小,原井网控制不住,而新井网能够钻遇的砂体。

2.2加密调整潜力(1)原井网未动用和动用差的储层潜力。

根据A油田一断块60口井环空测试资料统计,平均单井未动用和动用差的厚度为2.07m。

(2)井网控制不住的储层潜力。

统计A油田二次加密井完钻后可调厚度情况,平均单井新钻遇砂岩层数为1.2个,占可调层数的27.9%,钻遇厚度为1.2m,占可调厚度的25.6%,新钻遇砂体比例较高,说明A油田砂体规模小、分布零散,井网对砂体的控制程度低,具有一定的加密调整潜力。

2.3分布特点(1)注采不完善型。

原井网对砂体控制比较好,但是对于一个砂体,因储层发育规模小,宽度窄,井距大,只有油井钻遇或只有水井钻遇,或者油水井钻遇因隔层、固井质量及同层、水层控水等方面的原因而没有射孔引起注采关系不完善形成的剩余油,这类剩余油葡108和葡128有效厚度所占比例分别为65.0%、59.3%,此类潜力层在A油田普遍存在,可通过注采系统调整、井网加密及补孔等来提高动用程度,在A油田为主要的剩余油类型。

胡七南块特高含水期油藏流场调整技术研究与应用

胡七南块特高含水期油藏流场调整技术研究与应用发布时间：2022-03-31T06:00:39.892Z 来源：《科学与技术》2021年25期作者：冯博[导读] 流场调整技术就是利用注水井的不同注水量和注水方向，采油井的差异化采油强度把地层中的剩余油驱向目的地的一种油田开发技术比较适用于老区的二次高效开发。

冯博中原油田分公司濮东采油厂河南濮阳 457001摘要：胡七南块进入特高含水期含水上升与能量不足的矛盾日益突出，受平面层间和层内非均质性影响，经过多年的水驱开发地下渗流通道形成优势流场，高出水区带耗水严重含油饱和度低水驱效率降低，低耗水区耗水量小能量不足含油饱和度高，由此导致平面水驱不均衡，存水率下降明显。

流场调整技术就是利用注水井的不同注水量和注水方向，采油井的差异化采油强度把地层中的剩余油驱向目的地的一种油田开发技术比较适用于老区的二次高效开发。

关键词：特高含水期剩余油流场调整水驱开发精细注水流场指的是在渗流力学作用下地下流体在三维多孔介质中的流动范围油气资源的储存空间和运移通道油气水等复杂的地层流体都在其中流动其中流线方向代表流体运移方向流线范围代表流体驱动面积流线密度代表流体驱替速度数值模拟表明注采方向发生转变后可有效扩大注入水的波及范围所以流线调整能够有效提高平面波及体积。

1 流场演变的因素研究影响流场演变的因素有静态因素和动态因素，细化流场演变的影响因素，在此基础上，进行流线区域划分。

影响流场演变的静态因素有储层分均质性、沉积微相、孔隙度、渗透率、胶结程度和流体粘度。

动态因素有区块开发方式、累计冲刷强度、井的注采量、流体流速、压力梯度、和含水率等。

根据流场演变的因素，研究了不同开发时期的油藏流场演变历程。

在开发初期阶段，静态因素是影响流场演变的主要因素；开发后期，动态因素是影响流场演变的主要因素。

流线、流场随着注采关系不断变化，需要不断跟踪、调整。

以此将胡七南分为以下四个区：2 流场调整技术研究在流线识别的基础上，控制优势方向注水，提高弱势方向注水，致使流线由弱变强，扩大水驱波及系数，动用弱流线方向的剩余油。

深层高压低渗油藏提高采收率技术研究

深层高压低渗油藏提高采收率技术研究【摘要】针对中原油田文88块深层高压低渗油藏储层发育不稳定，采收率低的开发难点，文章以单砂体沉积微相研究为基础，通过沉积相约束下的合理层段组合、注采井距、注采井网的合理配置研究、相控剩余油挖潜研究，并选择适应高压低渗透油藏的配套工艺技术等开发实践，开展深层高压低渗透油藏提高采收率技术研究，探索高压低渗透油藏提高采收率的有效途径。

【关键词】高压低渗提高采收率相控剩余油1 地质开发背景中原油田文88块位于文留构造东翼文东斜坡带，沙三中3-6动用石油地质储量216×104t，标定可采储量42.6×104t，标定采收率19.7%。

储层平均埋深3450m，储层物性差，平均孔隙度15.5%，平均渗透率30.3×10-3μm2。

储层发育不稳定，在目前200-250m 的井距条件下砂层层数连通率为32%。

层间渗透率级差大，渗透率变异系数0.71～0.82，渗透率级差为35.2～62.2。

原始地层压力高为46～60 mpa，是典型的深层高压低渗油藏。

原油性质好，地面原油密度0.62g/cm3，地下原油粘度0.65mpa·s。

地层水矿化度高，33×104mg/l，水型为cacl2型。

2 影响开发效果的主要问题2.1 井距大，井网不完善文88块沙三中3-6砂组，含油面积3.69km2，地质储量216×104t，目前局部已缩小井距，建立注采井网，但在侧翼及部分区域还井距过大。

目前井网控制含油面积占46%，控制储量占49.5%。

2.2 层间动用差异大，采出程度低、采收率低文88块沙三中3-6砂组，按一套层系开发，层间矛盾较突出，层间级差绝大部分大于10，层间变异系数0.77，由于水驱控制程度低，层间矛盾突出，层间动用状况差。

3 提高采收率主要做法3.1 以单砂体沉积微相为基础的相控建模、数模一体化研究3.1.1？相控建模研究在构造模型精确建立后，在单井沉积微相划分的基础上，以小层不同微相平面、垂向概率分布趋势为约束，模拟出文88块沙三中3-6各小层沉积微相，而后采用在沉积微相控制下的序贯高斯模拟算法得到各个储层物性参数模型。

弱边水扇形小断块油藏井网参数优化

弱边水扇形小断块油藏井网参数优化朱凯;关富佳【摘要】针对不同水体倍数的扇形小断块油藏,利用数值模拟方法对比顶部注水和边内注水开发方式,优化井网及注采参数.经过分析,确定顶部注水开发方式下采油井排的合理无因次井距,给出边内注水开发方式下合理的注采比.【期刊名称】《重庆科技学院学报（自然科学版）》【年(卷),期】2015(017)002【总页数】3页(P63-64,68)【关键词】小断块油藏;边水;注采关系;井网【作者】朱凯;关富佳【作者单位】长江大学石油工程学院油气钻采工程湖北省重点实验室,武汉43000;长江大学石油工程学院油气钻采工程湖北省重点实验室,武汉43000【正文语种】中文【中图分类】TE32+4扇形小断块油藏一般由相交的2条断层切割而成[1-2]，主要形成于构造高部位，在平面上呈现角度不同的扇形(夹角为90°即为半圆形)，大多具有较弱的边水能量。

应用于扇形小断块油藏的布井方法主要有2种：一种是将采油井部署在油藏顶部[4-7]，在油水边缘处部署注水井或衰竭式开采；另一种是顶部注水，即注水井部署在油藏顶部[8-11]，在油水边缘与注水井之间部署采油井。

上述方法的不足之处是，未研究不同水体能量下油藏的具体注采参数及井网井距，只停留在概念讨论上，这在一定程度上影响了油藏的高效开发。

本次研究针对水体倍数小于1的扇形小断块油藏，利用数值模拟技术，分析不同水体能量下的扇形小断块油藏在2种开发方式下的注采参数井网参数。

运用eclipse软件设计扇形小断块油藏模型，采用单层均质网格模型，忽略油藏物性在平面和纵向上的变化。

其中的基础地质模型部分采用21×20×1的单层径向网格模型，油藏半径200 m，扇形夹角90°，油层厚度10 m。

模型的地层和流体参数取值：渗透率为50×10-3 μm2；原始地层压力为20 MPa；地层深度为2 000 m；孔隙度为0.25；岩石体积系数为5×10-4 MPa-1；地层水压缩系数为3×10-4 MPa-1；原油密度为0.85 gcm3；地层水的密度为1.0 gcm3；束缚水饱和度为0.28。