双河油田Ⅵ油组剩余油分布及井网综合调整研究

针对双河Ⅵ油组地下剩余油分布零散、开采对象由主力油层转向非主力油层或小油砂体、现生产井网不完善、依靠单项措施难以改善单元整体开发效果的特点,在油藏精细描述、剩余油分布研究的基础上,对目前井网进行了全面分析,提出井网细分重组动态组合单元的调整思路.根据Ⅵ油组五类油砂体空间展布、叠合状况,结合储层物性、动用状况与井网现状等,细分重组为3套动态组合单元,分单元进行井网完善,提高水驱采收率1.61个百分点,对稀油老油田开发后期井网的综合调整具有一定的指导意义.     

寨子河油田长6油层注水开发效果评价

应用油田注水开发动态分析技术、注水开发效果理论图版评价技术对吴起油田寨子河油区长6油田从注水方式和注采井网适应性、注采压力系统适应性、综合含水率、地层压力变化、注水利用率等9个方面评价注水开发效果。针对该油层目前注水存在问题,分析评价该区块生产特征、评价地层吸水能力及水驱储量动用状况等,提出长6油层注水开发调整措施,以改善油田开发效果,提高油田采收率。     

探讨葡北地区高含水期水驱挖潜的有效途径

葡北地区已进入高含水采油阶段,综合调整挖潜是保证油田稳油控水的关键,井网加密调整,提高油田最终采收率,合理的注水结构调整,改善油田开发效果,延长高产稳产期,配套的产液结构调整,使薄差油层开发状况得到改善。注水井采用多种增注措施压裂、酸化、调剖、纳米、表面活性剂解堵,同时油井实施压裂、补孔、换泵、堵水、拔堵、微生物吞吐技术,从而提高油层动用程度,达到储采结构进一步调整,逐步探索提高油井采油速度的有效途径。     

水驱特高含水期细分注水技术界限研究

大庆油田经过四十多年的开发，目前已进入特高含水期，区块剩余油分布更加零散，各种地质因素也因长期注水开发而发生了一定的改变。这时区块稳油控水难度进一步加大，为了进一步挖掘剩余油，控制区块含水上升速度、减缓产量递减，必须对注水井采取进一步的细分调整。本文以某区为例，通过层段小层数、砂岩厚度、渗透率级差与油层动用程度的关系，优化分级参数、量化分级数量、执行细分注水标准，可以更有效地提高油层动用比例，为今后区块细分注水调整提供依据。     

高含水期油田堵调综合治理方法

以孤东油田八区 5- 6层系为研究对象 ,提出了一套高含水期油田以注水井调剖为中心、辅以油井堵水的堵调综合治理方法。利用模糊综合决策方法优选最佳的堵调措施井 ,设计了最佳的工艺参数 ,并根据油水井的生产特征实施了不同堵剂组合的堵调工艺措施。矿场试验结果表明 ,所有措施水井的视吸水指数下降 ,压力指数上升 ,吸水剖面明显改善。对应的油井含水率下降 ,日产油量上升 ,水驱开发效果有所改善 ,原油采收率提高了 5.5%。     

高含水期油田堵调综合治理方法

以孤东油田八区5－6层系为研究对象,提出了一套高含水期油田以注水井调剖为中心,辅以油井堵水的堵调综合治理方法。利用模糊综合决策方法优选最佳的堵调措施井,设计了最佳的工艺参数,并根据油水井的生产特征实施了不同堵剂组合的堵调工艺措施。矿场试验结果表明,所有措施水井的视吸水指数下降,压力指数上升,吸水剖面明显改善,对应的油井含水率下降,日产油量上升、水驱开发效果有所改善,原油采收率提高了5．5％。     

海上油田丛式井网整体加密调整技术研究

以绥中36-1为代表的海上稠油油田已经进入开发中后期,逐步暴露出注采矛盾突出、层间和平面上储量动用差异大、单井控制储量过高、采油速度和采收率较低、综合含水上升快,产量递减快等问题,针对中国海油稠油开发面临的挑战,首次提出海上油田大规模综合调整研究,由于海上油田特殊的开发方式,陆地油田综合调整工作中成熟的研究思路和技术路线无法复制到海上油田,海上油田整体加密调整技术研究面临诸多技术难点,因此,本次研究结合绥中36-1油田I期自身特点和开发方式,针对油田开发存在的问题,创新性地提出一整套海上油田的整体挖潜和调整的技术思路和研究方法,完成绥中36-1油田I期整体加密调整方案,调整后油田井网由反九点面积注水井网转变成为行列注水井网,探索“定向井+水平井”开发模式,整体加密实施效果良好,油田水驱状况明显改善,水驱储量动用程度从调整前的80.5 %提高到调整后的91.3 %,采收率大幅度提高,预计提高采收率10.4 %,整体加密调整技术必将在同类油田中推广应用。     

纳米微球调驱技术在某油田开发生产中的应用

某油田的主力油层为明化镇组下段NmⅣ、Ⅴ,该油田Ⅰ井组有1口水平注水井,3口生产井,单采同一砂体。由于采用水平井开发、地层非均质性较强等原因,导致井组注入水水流推进不均衡,沿优势水流通道突进,注入水低效或无效循环,生产井含水上升速度快,采出程度低。结合开采现状、砂体油藏物性、孔隙体积、产出潜能等因素,选择纳米微球调驱措施后,有效调整了该井组注水井吸水剖面,扩大了注入水波及体积,减缓了对应油井的含水上升速度,提高了原油采收率,取得了良好的应用效果。     

渤海SZ油田非主力油层构型解剖及挖潜实践

渤海SZ油田逐渐进入高含水期,为了进一步提高非主力油层的动用程度,在三角洲相储层构型理论指导下,应用新钻井岩心、水淹等资料,对油田开展精细解剖,明确了构型要素的空间接触关系,提出一种基于构型表征的注采连通程度定量分类方法。结果表明,SZ油田非主力油层以三角洲前缘坝缘微相为主,平面构型单元注采接触关系及层间相带干扰是导致其剩余油富集的主要因素。按照非主力油层的剩余油分布类型,采用"水平井开发动用、注采主流线小井距加密"等海上特色挖潜技术,可有效改善非主力油层的开发效果,为老油田的稳产、增产提供新的途径。     

细分调参技术在低渗透油田水淹井治理中的应用

川口油田主力油层为低渗透油藏,注水开发过程中暴露出油井含水上升速度快、水淹井数量增多的现象。针对这些矛盾和技术难题,在精细油藏地质研究及开发动态分析的基础上,细分注采单元,制定了以细分调参为主的治理工艺技术。现场实施5口,对应的水淹井见效率100%,平均含水率降低22%,产油量明显上升,措施效果明显,具有较好的推广应用前景。     

低渗透窄薄砂体油田含水变化规律

为了更好地预测低渗透油田水驱含水变化规律,通过数值模拟、理论计算,研究了油层非均质性、原油粘度和含水阶段等地质因素对含水上升规律影响,分析了葡萄花油田开发过程中采取的调整方式、调整措施等开发因素对含水上升规律的影响,采用结构分析法和贡献值法,分析了结构调整以及打加密井、压裂、换泵、堵水、关井等生产措施对控水的作用。建立了基于油量的水驱曲线微分形式含水预测模型。结果表明,与传统公式相比,该模型更能掌握含水随时间变化的详细过程,准确预测含水变化。在高含水期开发中,可以准确预测开发指标变化趋势,对科学制定开发技术政策、指导油田合理开发有一定的参考价值。     

多层水驱油实验在桥口油田开发中的应用

针对桥口油田非均质油藏地质特征,以室内实验为基础,对多层水驱油状况进行研究.结果表明,由于油层自身物性不同,多层系油藏层间动用程度差异较大.在开发实践中,通过合理地细分开发层系,改善注水结构和采取适当的工艺措施挖掘薄差层潜力,可以有效地改善层间吸水状况、扩大注入水波及体积,增加水驱动用储量,提高了油田的最终采收率.     

稠油注水油田中后期改善开发效果技术研究

普通稠油注水开发油田由于油水粘度比大,面临进入高含水中后期水驱开采效果越来越差的普遍矛盾。针对海外河油田地质条件复杂,开发中存在油藏认识程度低、注采系统不完善、水驱动用程度低等主要矛盾,以“注够水、注好水”为核心,通过精细地质和剩余油分布规律研究,采用完善注采井网、细分注水单元、“提、控、治”等多种有效手段调整优化注采结构,使油田开发效果得到明显改善     

多层水驱油实验在桥口油田开发中的应用

针对桥口油田非均质油藏地质特征，以室内实验为基础，对多层水驱油状况进行研究．结果表明，由于油层自身物性不同，多层系油藏层间动用程度差异较大．在开发实践中，通过合理地细分开发层系，改善注水结构和采取适当的工艺措施挖掘薄差层潜力，可以有效地改善层间吸水状况、扩大注入水波及体积，增加水驱动用储量，提高了油田的最终采收率．     

松700区块注水开发效果评价

为了更好地利用注入水高效开发油田,迫切需要对松700区块注水开发效果进行系统评价。从含水上升规律与含水变化原因两方面对综合含水率进行了评价。通过对松700区块产量变化特征分析、地层压力保持状况、吸水能力及水驱动用状况、注水利用率等参数进行了研究,结果表明注水利用率比较高,注水开发效果比较好,为下一步技术完善提供了基础资料。     

花土沟油田水淹层评价研究

花土沟油田具有断层发育、注采关系复杂，舍油井段长、层问干扰严重，储层平面非均质性较强的特点。随着油田精细注水开发工作的深入，油田地下油水分布特征变的错综复杂，综合含水上升过快，局部区块暴性水淹的问题越来越突出，次主力层较难动用等问题和矛盾，导致油田水驱效果变差，使油田的生产局面较为被动。因此，水淹层的识别及评价研究，对花土沟油田下步措施挖潜、调整和完善开发方案具有较强的指导意义。     

喇嘛甸油田喇8-182井区高二组油层聚合物驱效果及认识

嘛甸油田高二组油层属于三类油层,油层发育具有层数多、厚度薄、渗透率低和均质性较强的特点。为了探索薄差油层聚驱开发的可行性,形成薄差油层高效开发的配套调整技术,2007年3月选择在喇8-182井区开展聚驱试验。本文详细论述了聚驱阶段注采能力、动用状况和含水变化特点。现场实践表明：三类油层聚驱后注采能力下降,剖面调整好、动用程度提高,能够见到较好增油降水效果。该项试验研究成果为喇嘛甸三类油层大面积聚驱开发提供指导性依据。     

利用数值模拟成果确定注采结构对开发效果

摘要：杏十区纯油区西部共发育萨Ⅱ、萨Ⅲ、葡Ⅰ三个沉积单元72个细分沉积单元[1]。目前油田开采对象转向了物性更差的表内薄差层和表外储层,井网与开发层系相互交叉,注水开发后动用状况复杂,剩余油分布高度零散,调整挖潜难度大,因此,需要对高含水后期水驱合理开发技术指标进行量化研究,结合压力分布状况做好注采结构调整,指导水驱油田经济有效开发。本文在地质模型已经建立的基础上,对杏南开发区杏十区纯油区西部PI22沉积单元进行数值模拟,通过修改油层各参数,使模型与实际地层得到很好拟合;研究了注采结构调整与PI22沉积单元生产井平均地层压力的关系,注水井平均地层压力的关系和注水井平均注入压力的关系。对PI22沉积单元开发方案进行研究,确定出最优方案。     

新型化学调剖剂调剖效果研究

萨中油田进入高含水期开发以来,地下油水分布状况日趋复杂,受地层固有的非均质性及多年开发造成次生非均质性加剧的影响,油层的层间、层内矛盾日渐突出,造成高渗透部位注水突进,油井含水上升加快;差油层动用状况较差,导致油田水驱效率和波及系数较低,最终采收率低,开发效果差。本文所阐述的注水井化学调剖调堵技术可以很好地解决这一问题,该技术为油田高含水期剩余油的挖潜和提高开发效果提供了一项有力的技术手段。但目前浅调剖存在初始粘度高、进入目的层比例相对低、造成有效调剖半径小等问题,使得有效期只有一年左右,因此导致有的注水井需要重复浅调剖,连通油井不能长期见效,影响和制约浅调剖效果的发挥。为此急需研究影响调剖有效期的主要原因并加以解决。 本文通过采用新型化学浅调剖剂配方优化室内试验研究,研制出初始粘度低的调剖剂体系以及配套注入工艺,使调剖见效期达到两年以上,区块整体开发效果得到明显改善。     

利用数值模拟成果确定注采结构对开发效果

杏十区纯油区西部共发育萨Ⅱ、萨Ⅲ、葡I三个沉积单元72个细分沉积单元[1].目前油田开采对象转向了物性更差的表内薄差层和表外储层,井网与开发层系相互交叉,注水开发后动用状况复杂,剩余油分布高度零散,调整挖潜难度大.因此,需要对高含水后期水驱合理开发技术指标进行量化研究,结合压力分布状况做好注采结构调整,指导水驱油田经济有效开发.在地质模型已经建立的基础上,对杏南开发区杏十区纯油区西部PI22沉积单元进行数值模拟,通过修改油层各参数,使模型与实际地层得到很好拟合.研究了注采结构调整与PI22沉积单元生产井平均地层压力的关系,注水井平均地层压力的关系和注水井平均注入压力的关系.对PI22沉积单元开发方案进行研究,确定出最优方案.