摘要：针对长庆A油田低渗透裂缝性油藏注水开发动态特点,通过深化精细基础地质研究,结合老区检查井取心、测井资料,开展了剩余油分布精细评价、不同水线距离的检查井水洗程度评价,以及裂缝对剩余油分布和开发效果的影响分析。结果表明,低渗透裂缝性油藏主向井水淹严重、侧向区剩余油富集,侧向剩余油挖潜设计方案可行;油藏井网加密调整后开发效果评价证实,侧向剩余油挖潜方案可减缓油藏递减、改善油藏的开发效果。可为同类油藏开发中后期实施井网调整、增储挖潜及油藏采收率提高提供有益借鉴。

摘要：针对Y油田进入高含水开发后期,剩余油分布零散复杂,薄差油层、厚油层顶部和断层边部剩余油无法有效开采这一问题,开展了双分支超短半径侧钻水平井技术的研究。结合地下油层分布情况,利用X井的直井眼,建成了Y油田第一口双分支超短半径侧钻水平井。通过对井身结构、井眼轨道参数等进行优化设计,在施工过程中对钻具组合进一步优化,使井眼轨迹达到设计要求。措施前后对比,日产液量和日采油量分别是措施前的4.3倍和4.1倍,增油效果明显,实现了断层边部剩余油的有效开采。

摘要：水平井具有泄油面积大、生产压差小的优势,被广泛应用于边底水油藏的开发。AF油田K 32t 1油藏就是边底水油藏,由于底水锥进,含水上升快,产量大幅下降。调整前首先研究剩余油分布规律,利用数值模拟软件的方案对比功能分析出水平井能有效挖潜此类油藏,并对水平井的各项参数进行了优化设计,分析了边底水能量强弱不同的油藏隔层分布范围和其渗透率对水平井的影响,为其它同类油田的开发和调整提供了借鉴和思路。

摘要：孤东油田七区中馆4-6单元为整装多层油藏,纵向叠合性较差,层间差异明显,处于特高含水期后期,流线长期固定,井网未控制及弱驱区域剩余油较为富集,制约了油藏采收率进一步提高。因此,有必要开展井网调整技术研究,以指导孤东油田等整装多层油藏剩余油挖潜。通过建立数值模拟模型,根据数值模拟结果和取心井及监测资料,研究区平面、层间、层内剩余油分布状况。并在目前生产条件下,设计2套井网调整变流线方案,利用数值模拟方法对其进行指标预测,从而优选井网调整方案,预计方案实施后提高采收率1.0个百分点。

摘要：为了进行断层边部大斜度定向井挖潜研究,提高开发效果,对断层构造与剩余油分布的关系以及大斜度定向井设计的关键技术进行了梳理和总结,并对大斜度定向井的应用效果进行了论述。研究结果表明:1)断层边部注水开发受到断层遮挡影响,注采不完善,开发实践证明在油田特高含水期断层边缘仍有一定剩余储量;2)断层边部剩余油在构造高部位受控油和断层封堵性的影响,分布具有较强的规律性,适合通过钻打大斜度定向井精准挖潜;3)断层内部结构复杂,需要依托精准的断层刻画充分指导大斜度定向井贴近断层而不钻遇断层。以上成果认识,对老区油田特高含水阶段提高断层边部采收率具有重要价值。

摘要：渤海曹妃甸11-1油田综合含水率高、原油采出程度低、平台槽口少,该油田剩余油挖潜亟需采用四级分支井钻完井技术。结合曹妃甸11-1油田地质油藏特征及开发要求,深入分析井眼重入难度大、侧钻窗口质量和钻井液性能要求高、下尾管“盲找”困难、水平段固井质量难以保障、井眼清洗质量要求高、完井工具下入难度大等分支井钻完井技术实施难点,形成了主井眼/分支井眼重入技术、套管侧钻开窗技术、聚合物钻井液技术、下尾管固井技术、配套完井防砂管柱优化设计等四级分支井钻完井技术。该技术已在曹妃甸11-1油田3口分支井取得成功应用,日增产油200 m^3,控水增产效果良好,可有效解决老井低产、剩余油挖潜难题,为渤海油田中后期调整提供了新的思路。

摘要：对于顶气边水窄油环油藏开发,成熟的开发经验较少,高效开发难度很大。针对渤海海域JZ油田顶气边水窄油环油藏开发初期井网优选、开发中后期剩余油挖潜和气窜水锥后管理难度大的问题,以大气顶弱边水和小气顶强边水油藏为代表,开展了顶气边水油藏井网优选、油气水三相运移规律、剩余油挖潜策略、气窜水淹特征及稳油控水(控气)技术等方面研究。根据研究结果提出了水平井井网新模式,对于大气顶弱边水油藏,水平段垂向位置设计位于油柱高度的1/3处,对于小气顶强边水油藏,水平段垂向位置设计位于油柱高度的2/3处;大尺度三维物理模型及数值模拟表明,采油速度越大,油气界面及油水界面往生产井移动速度越大;结合水平井井间剩余油为"土豆状"分布的认识,提出了井间加密方案;结合工区内试采生产资料,利用油藏工程方法和数值模拟方法分别建立了见气诊断图版和见水诊断图版,有效指导了油田稳油控气(控水)措施实施。根据以上研究,JZ油田采用该系列技术开发10年,含水率控制在25.0%以内,气油比维持在700m^3/m^3以下,预计生产25年可提高采收率2.3个百分点。该研究对同类顶气边水窄油环油藏的开发具有一定的指导意义。

摘要：断层附近剩余油,利用常规直井很难有效挖潜。通过平行断层面的定向井技术讨论剩余油挖潜的钻井难题,并以喇嘛甸油田37~#断层为例,结合37~#断层区地质特点及剩余油分布特征,确定了定向井的轨迹参数。采用靶心半径设计方案,造斜段运用MWD随钻测井,轨迹设计过程中进行防碰扫描,同时详细制定可行的注水井钻关方案,保证了定向井正常施工。该区第一口定向井喇5-SM2431的成功实施,为大庆油田断层区剩余油挖潜提供了有力的技术支撑。

摘要：高压水力射孔技术是一种挖潜厚油层顶部剩余油的重要手段。为了摸清高压水射流破岩机理,指导高压水力射孔装置的设计,综合运用水力学、渗流力学、岩石力学和有限元模拟分析等方法,对高压水射流破岩机理进行了研究。为高压水射流螺旋钻进破岩建立了应力拉伸裂缝扩张综合破岩模型,根据综合破岩模型的机理对高压水射流破岩过程进行了有限元模拟,分析了岩石内部的应力分布和岩石外部流体的应力分布,得出合理的高压水射流喷头孔眼的合理个数。并通过室内高压水射流破岩实验对应力拉伸裂缝扩张综合破岩模型进行了验证,总结了高压水射流破岩规律,得出了以螺距为120mm的螺旋钻进方式为高压水射流的合理钻进方式。

摘要：长垣南部葡萄花外围台肇、敖南储层受东西向天裂缝发育影响,裂缝方向性水淹问题严重。生产中为避免注水沿裂缝方向快速突进,在井网设计上以线性注采关系为主,但该方式易形成注采空白剩余油富集的区域,导致区块采出程度低,而对于这类储层利用常规压裂方式形成的双翼缝,无法在空白区域形成有效裂缝系统,难以达到挖潜剩余油的目的。利用“纤维+基液+支撑剂”的暂堵压裂工艺,在砂比为35%~40%的阶段,加入质量浓度为0.4%~1.4%的纤维时,缝内净压差达到5~12MPa。结合储层应力条件研究,该差值满足开启分支裂缝的应力条件,并根据储层物性特点,对施工规模、裂缝条数、裂缝长度及转向时机等参数进行优化,结合现场试验摸索形成了纤维暂堵转向压裂的设计标准。现场应用表明,形成“主缝+分支缝”的裂缝系统在剩余油富集的空白区域建立有效渗流通道,可提高裂缝控制体积,达到裂缝性储层的挖潜效果。