安塞特低渗透油田开发实践

低渗透油田的开发，由于储层孔喉细小，固液界面分子力大，含油饱和度低，单井产能低，建设投入高等，工作难度很大．本文从实践的角度对陕北安塞特低渗透油田的开发进行了全面系统的总结．指出：前期油藏研究是开发低渗油田的基础；坚持试验是开发低渗油田的实践依据；适用配套的工艺技术是开发低渗油田的必要手段和提高经济效益的着眼点；严细周密的管理是开发低渗油田的保证．文中论述了前期油藏工程和８项配套技术，并概述了开发管理模式及开发评价．     

安塞油田长6特低渗储层特征

安塞油田长6储层属三角洲前缘相沉积砂体,储层分布广泛厚度稳定,为正反旋回砂体叠加沉积,是一个典型的特低渗透油藏,通过大量的室内分析资料,对储层的沉积特征,孔隙微观结构特征,物性分布特征以及在纵横向上的差异作了深入的分析。对渗透率剖面进行了综合分类;长6特低渗储层渗透率剖面主要分为三大类,不同的剖面类型对油井产量及注水开发效果有不同的影响,分析可为特低渗油控水稳油及稳定产量提供可靠的地质基础。     

安塞油田长6特低渗储层特征

安塞油田长 6储层属三角洲前缘相沉积砂体 ,储层分布广泛 ,厚度稳定 ,为正反旋回砂体叠加沉积 ,是一个典型的特低渗透油藏 .通过大量的室内分析资料 ,对储层的沉积特征、孔隙微观结构特征、物性分布特征以及在纵横向上的差异作了深入的分析 ,对渗透率剖面进行了综合分类 .长 6特低渗储层渗透率剖面主要分为三大类 ,不同的剖面类型对油井产量及注水开发效果有不同的影响 .分析可为特低渗油田控水稳油及稳定产量提供可靠的地质基础 .     

谈如何利用加密钻井提高采收率

加密钻井就是油田在一次开采,二次开采之后,所钻的附加井。对于均质油藏,加密钻井仅仅能够加速原油开采,而不能提高原油采收率,但它可以提高无储层连通非均质油藏的原油采收率。     

创新油田开发技术提高特低渗透油田开发效果分析

我国目前还存在着大量的特低渗透油田,一些特低渗透油田甚至是储量惊人的整装级大油田,因此提高低渗透油田的开采效果及最终的采收率对挖掘我国石油开采潜力,持续提升石油产量具有重要的战略意义。我国作为陆地石油开采大国,近几年在特低渗透油田开采技术上取得了一些进展,为石油开采向低渗透油田挺进打下了基础。本文笔者结合多年的对低渗透油田开采技术的研究和实践经验,以某油田在创新低渗透油田开采技术的应用为例介绍了超前注水技术,希望为广大低渗透油田创新开采技术,提升采收率提供一些借鉴。     

安塞地区加密井地层压力预测研究

安塞油田王窑加密试验区位于王窑区块中西部,开发时间较长,综合含水58.9%,地质储量采出程度11.8%, 地层压力系统紊乱,且同时存在天然裂缝和压裂裂缝,加密试验井地层压力预测难度大,安全钻井风险高。在分析安 塞加密试验区地质特征的基础上,针对注水过程中地层压力与原始地层压力差异较大,且经过注水后的地层压力分布 难以准确确定的问题,将裂缝性地层渗流理论引入到注水后地层压力预测过程中,给出了复杂裂缝地层加密井地层渗 透率的张量计算方法和加密井地层压力预测方法,对安塞试验区加密井地层压力进行了预测,预测结果精度较高,能 够满足确定安全钻井液密度窗口的需要;并分析了裂缝特征对加密井地层压力的影响,可为加密井安全钻井提供实际 指导。     

延长油田特低渗透浅层油藏注CO_2提高采收率技术研究

针对延长油田特低渗透浅层油藏储层物性差、破裂压力低、注水开发效果差等开发难点,为探讨注二氧化碳提高采收率的可行性,利用复配原油通过室内实验研究了地层条件下溶解不同含量CO2对原油高压物性的影响,并通过数值模拟技术对注气量、注入速度、注入方式、段塞大小及气液比等注气参数进行了优化.结果表明:CO2能很好地改善原油性质,CO2溶解能力强,能有效增加地层弹性能量,降低原油黏度;但是注气参数对最终采收率影响较大,气水交替注入方式优于连续注气开发,最优注气量为0.3PV,最佳注气速度为8 103m3/d.采用变气液比的方式开采,可以缩短投资回收期.该研究结果对延长油田特低渗油藏及类似油田的注气高效开发具有一定的指导作用.     

复合钻具结构在安塞油田的优化与应用

2007年,复合钻具结构在安塞油田呈现出良好的应用势头,全年安塞油田共钻井274口,其中采用复合钻进的井达241口。本文针对安塞油田不同井段复合钻具结构的试验结果,总结了具有长庆油田特色的复合钻具结构,为有效的提高油田的机械钻井速度,缩短钻井周期,节约钻井成本提供技术支持。     

特低渗透裂缝型油藏矩形井网开发的实践

首次采用井排平行于人工裂缝延伸方向、排距 1 5 0 m、井距 45 0 m的矩形井网对安塞油田坪桥北区特低渗透裂缝型油藏进行了注水开发部署 .注水开发试验表明 ,井网部署合理 ,人工裂缝是影响注水开发的主要因素     

马寨油田分层开采提高采收率研究

马寨油田为低渗透强亲水油藏,层间渗透率差异大,原油粘度低,井网密度大。由于多年的合采使油田综合含水高达92.9%,工业采出程度仅为76.6%。结合马寨油田的开采特点,论述了分层开采提高采收率的潜力,通过岩心实验证明了马寨油田分层开采可以提高采收率,现场应用结果证实了该结论。为该油田的层间产能接替提供了一个有效的开发方式,对同类油田也具有普遍的指导意义。     

安塞油田侯市地区长6油层储层特征

安塞油田侯市地区长６油层属于河流三角洲体系,主要储集砂体为三角洲前缘砂坝复合体和水下分流河道砂体．通过铸体薄片、扫描电镜、Ｘ－射线衍射和电子探针等多项分析测试手段,对储层岩石学和成岩作作进行了详细研究。储层岩石类型主要为细粒长石砂岩,主要成岩矿物为绿泥石、浊沸石、方解石、石英、钾长石、伊利石和钠长石等．在成岩矿物研究基础上,建立了成岩演化模式．储层储集空间以次生孔隙为主,并以次生粒间孔隙占优势,次为骨架颗粒溶孔和浊沸石溶孔,多数样品中存在微裂缝．储层性质受砂体微相和成岩作用的控制,在砂体发育和有效厚度高值区,孔渗性较好．     

安塞油田王窑区长6油层储层地质

通过岩心描述和分析,并结合砂体分布形态,确认安塞油田王窑区长６油层为湖泊三角洲沉积体系,储集砂体为三角洲前缘相带的各种砂坝和分流河道,在单井微相分析的基础上,对该区的砂体微相进行了分析．通过铸体薄片、扫描电镜、Ｘ－射线衍射和电子探针等多项分析手段,对长６油层的储层特征进行了分析,该区储层岩性为细粒长石砂岩,主要自生矿物类型为方解石、绿泥石、浊沸石、伊利石、石英、长石和少量伊一蒙混层．储层面孔率一般５％～８％,主要为粒间孔隙、骨架颗粒溶孔、浊沸石溶孔和少量裂缝孔隙．部分微裂缝在地下处于开启状态．在成岩特征研究的基础上,建立了长６油层成岩演化序列．油砂体研究结果表明,油藏分布和聚油面积受三角洲沉积作用控制,储层性质受砂体微相和成岩作用的双重控制     

安塞油田王窑区水驱特征曲线及其应用

水驱特征曲线是油藏工程的一个很重要的方法．针对安塞油田王窑区渗透率很低、中低含水的现状,选择了一种适合于该区块的水驱特征曲线,并利用单井水驱特征曲线,对该区的３５口油井的单井控制储量、可采储量、剩余油饱和度以及采收率进行了标定．在分析对比的基础上,将该区的水驱特征曲线分为两种类型．水驱特征曲线计算结果表明该区的单井控制储量、可采储量、单井采收率都比较小,剩余油饱和度比较大,且各参数在单井间的变化不是很大     

马岭油田持续稳产技术

马岭油田已开发二十余年,进入高含水后期开发阶段,由于后备储量不足,稳产难度大．油田由于河流相沉积环境,储层非均质性强,注水开发后期仍存在着大量的剩余油．针对低渗透油藏后备储量不足、稳产难度大的现状,以稳产为中心,以挖掘油田潜力、提高最终采收率、降低投资和成本、提高经济效益为目标,开展了剩余油分布规律的研究,并针对剩余油的分布提出了六项使马岭油田持续稳产的开发技术,它在油田的持续稳产中起到了明显的效果．     

新型两性离子聚合物FA369钻井液在樊学油田的应用

介绍了樊学油田地质概况,论述了新型两性离子聚合物FA369钻井液的配方及优点,提出了现场维护要点。     

高强震动酸化工艺技术在河南油田的推广应用

针对河南油田油层非均质性、低渗透、近井地带污染严重的问题 ,应用高强震动酸化工艺技术 ,克服了常规酸化效果差、有效期短的弊端 .该工艺技术的核心就是将物理解堵和化学酸化法有机结合起来处理油层 .高强震动酸化工艺技术在河南油田应用 36井次 ,措施有效率 (注水井 2 9井次 ,油井 7井次 )达 90 .62 %以上 ,工艺成功率 1 0 0 % ,累计增注水量 44万 m3 ,平均有效期 8个月以上 .现场试验证明 ,该技术对改造油水井地层堵塞效果好 ,见效快 ,特别适合于物性极差的油砂体上倾尖灭的油层的解堵和改造     

辽河油田马家铺庙5块低渗稠油油藏蒸汽驱现场试验

针对辽河油田马家铺庙 5块低渗、薄互层稠油油藏的具全地质特征 ,为探索适合该油藏的合理开采方式 ,在该块前期开展的各项工艺试验分析、总结的基础上 ,考虑到该块地层压力低、地层温度低、原油流动性差、地层能量低等特点 ,从补充地层能量和提高地层中原油的流动性的角度出发 ,在该块进行了蒸汽驱现场试验 ,并配套开展了一系列的工艺技术研究和应用 ,通过庙 5蒸汽驱试验 ,取得了较好的效果 ,并形成了一整套适合低渗、薄互层稠油油藏工程、采油工艺、动态监测等配套的工艺技术 ,使原来难以动用的低渗稠油储量得到了有效动用 ,采油速度由试验前不到 1 %上升到了 2 .78% .试验表明 ,对于象庙 5块这样的低渗稠油油藏的开采 ,低渗、油层能量低是问题的关键 ,运用配套工艺技术可以实现油藏的合理动用 .     

安塞油田高52井区长10油层沉积微相研究

通过野外剖面观察、岩心描述和测井资料分析,确定了高52井区长10油层主要为三角洲平原亚相沉积,主要沉积微相有分流河道、河道边缘(天然堤、决口扇)、分流间湾和泛滥平原等,分流河道是本区占主导地位的骨架砂体,在图像粒度分析的基础上,通过绘制各类粒度图,对该区砂体形成的水动力条件及形成环境进行了分析。根据岩心微相和测井微相分析,对长10油层沉积微相进行了研究,掌握了沉积微相的时空展布和变化规律。同时探讨了沉积相与油气关系,结果表明:沉积微相控制着储层的物性和含油性,分流河道是主要的有利储层,为该区进一步高效开发提供了技术支持。