南海东部Z油田提液策略及智能注采优化

针对南海东部Z油田转注完善注采井网后,中高含水期油田主力层持续递减、提液井选取困难,提液疏导液流增油难度加大等问题,根据智能注采优化方法,形成最优提液策略。从地层能量、储层潜力、引流优化等角度逐一剖析,运用储层品质指数与无因次采液指数明确"内在高潜力提液井",利用基于支持向量代理辅助的粒子群算法(SVR-PSO)注采优化算法,以经济净现值(NPV)为优化目标建立优化模型,综合分析提出了中高含水期维持稳产的提液增油井优选策略。现场应用表明:实施提液增油策略后受效明显,主力层递减大幅缓解,改善了油田水驱开发效果。     

复杂断块油藏高含水期挖潜技术

东辛油田中部是一个复杂断块油藏,在经历了近40年开发后,目前已进入高含水开发阶段,储层丰度变差,剩余油分布零散等矛盾日渐突出,油藏稳产难度越来越大,针对复杂断块油藏高含水期的开发特征及存在的开发矛盾,提出了九种挖潜稳产技术,现场生产实践证明,它对于减缓老区递减,实现断块油藏高含水期稳产效果显著.     

蒙古林油田高效开发技术

为了改善常规注水开发效果 ,在蒙古林油田通过应用以重建地质模型和剩余油分布规律研究为基础的三项稳产技术 ,即砂岩整体化学调剖为主体的“调水增油”技术、砾岩层状区横向驱替稳产技术和块状区整体加密优化注水稳产技术 ,实现了由低含水期到高含水期的相对稳产 .为同类油藏开发提供了参考模式     

ZJ4油藏水驱开发效果评价

ZJ4油田1995年开始投入开发以来,已经累积产油2.4603×104t,目前采出程度9.88%,综合含水66%。本文通过含水率上升率评价、存水率动态、水驱指数变化特征评价、水驱储量控制程度分析、油藏注水量评价等手段,对该油田进行开发效果评价,总结油田开发过程中存在的主要问题和经验,为油田在高含水期挖潜提供依据。     

蒙古林油田高效开发技术

为了改善常规注水开发效果,在蒙古林油田通过应用以重建地质模型和剩余油分布规律研究为基础的三项稳产技术,即砂岩整体化学调剖为主体的“调水增油技术、砾岩层状区横向驱替稳产技术和块状区整体和密优化注水稳产技术,实现了由低含水期到高含水期的相对稳产,为同类油藏开发提供了参考模式。     

胜利油区低渗透油田开发的影响因素研究

胜利油区低渗透油田开发中含水及注水问题对开发有重要的影响，研究指出，延长无水和低含水采油期是开发好低渗透油田的关键，分析了油藏见水后采液指数下降的原因．文中还研究了河流相沉积主河道渗透率各向异性、压裂裂缝及天然裂缝对水淹规律等方面的重要影响，并指出了合理的开发井网、控制合理的采油速度等来稳产的原理与方法，从而对指导生产提供了依据．文中还举出多组数据和曲线以实际资料给出了详实的例证．     

海上早期聚合物驱开发特征研究

2006年渤海L油田开展了早期聚合物驱矿场试验,至今取得了一定的增油效果。目前陆地油田、渤海J油田高含水期聚合物驱的矿场试验中,见效后生产特征出现明显的含水下降漏斗或下降趋势,而在渤海早期注聚L油田见效后并未出现明显的含水下降漏斗或下降趋势,这主要由于L油田开发早期见水后含水处于快速上升阶段,聚合物驱“降水效果”不足以抵消水驱“含水快速上升趋势”。本文重点分析了渤海L油田早期聚驱注入压力及含水特征,及数值模拟研究含水在聚驱与水驱情况下的不同表现,说明早期聚驱开发特征。为早期开展聚合物驱矿场试验设计及效果评价提供参考依据。     

低渗透复杂断块油藏高含水期稳产技术研究

百49油藏属典型的低渗透复杂断块油藏,地层倾角较大,开发难度大,含水上升快,目前已进入高含水期。针对影响油田开发生产的不利因素,充分利用新理论、新技术、新方法,油藏先后经历了压裂、酸化、补孔以及注水等措施,在高含水期实施了大修扶躺、封堵换层、周期注水等措施。现场实践取得了较好的效果,对油田增产、稳产发挥了较大作用。实现了低渗透复杂断块油藏高含水期的增储上产,有效控制了含水上升率,增加了可采储量,改善了油田开发效果。对其它同类低渗复杂断块油藏高含水期开发具有一定的借鉴作用。     

一种新型水驱特征曲线的研究与应用

常规水驱特征曲线多为单一曲线,适用范围较窄,人为选取直线段会引入误差,不利于开发效果评价。针对这一问题,结合两种常规水驱曲线,建立了一种新型水驱特征曲线。该曲线表现为"曲线簇",适用于不同类型的油藏,扩大了水驱特征曲线的适用范围。实例分析表明,新型水驱特征曲线不仅适用于中高含水期、不同原油物性的油藏,也适用于化学驱油藏,扩大了特征曲线的适用范围。利用非线性回归法对动态数据进行拟合,避免了人为选取数据所产生的误差,含水上升规律预测精度高。新型水驱曲线可以很好地评价不同类型油田开发效果,从而指导不同类型油田的开发调整。     

地层压力水平和注采比与含水率的定量关系

中高含水期开发阶段,稳产难度越来越大,稳油控水成为主要任务．地层压力保持水平是实现稳油控水的一个关键因数,为此,应用物质平衡方程和水驱特征曲线,研究了合理注采比,地层压力保持水平及产液量和含水率之间的定量关系,并以别古庄油田京１１断块为例给出了应用结果,该方法对于确定高含水期开发阶段油田的注水政策有一定的指导意义和实用价值．     

渤海XX油田高含水期综合治理

xx油田为渤海典型的小蜜蜂边际油田,储量规模小,无修井,属于自产自销式采油平台。油田受限于平台处理能力及井槽数量不足,导致油田产量无法得到释放,储量动用程度低。xx油田目前已进入中高含水期,含水率持续上升,同时受平台液量处理能力限制,无法靠提液稳产,面临综合含水持续走高,产量递减的难题。对高含水油井实施开关层、提限液结合优化采油速度等措施,有效降低油井含水,取得明显增油量;引入新工艺,进一步提高储量动用程度;动态分析结合测试资料,科学指导提液及调整井方案优化。通过高含水期的综合治理,取得较高的投入产出比,最大限度提高了采油速度,加快成本回收,减缓含水上升率、自然递减率。     

地层压力水平和注采比与含水率的定量关系

中高含水期开发阶段，稳产难度越来越大，稳油控水成为主要任务，地层压力保持水平是实现稳油控水的一个关键因数，为此，应用特平衡方程和水驱特征曲线，研究了合理注采比，地层压力保持水平及产液量和含水率之间的定量关系，并以别古庄油田京１１断块为例给出了应用结果，该方法对于确定高含水期开发阶段油田的注水政策有一定的指导意义和实用价值。     

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。     

复杂断块油田中高含水期油水渗流规律研究

针对冀东油田主力油层2个区块天然岩心的3个不同含水阶段,研究复杂断块油田进入中高含水期后储层物性的变化及油水渗流规律。用分形维数表征孔隙结构参数,采用分段拟合回归分析大孔隙与小孔隙的物性差别,绘制含水率与含水饱和度、驱替效率、无因次采油指数采液指数的关系曲线。分析结果表明:随着注入水的增加,孔隙度渗透率增大,稠油油藏孔隙度增加幅度更大,岩石的亲水性增强,大小孔隙的分形维数均减小,岩心非均质性变弱;随着含水率增加,驱替效率增加,高含水阶段增长变缓;无因次采油指数随着含水率的升高而下降,当至高含水期时,稠油油藏采油指数急剧下降,稀油油藏采油指数趋于稳定;稠油和稀油油藏的无因次采液指数均急剧上升,进入水洗阶段,稀油油藏适合整体提液,稠油油藏应在含水80%前提液。     

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．     

海上油田高含水期剩余油分布及调整挖潜技术研究

针对我国东部海上注水开发油藏进入高含水期后水驱采收率低的问题,以JZ9-3油田为例开展了高含水期剩余油分布及调整挖潜研究。结合海上油田生产特点,以储层精细地质研究为基础,开展了小层水淹和剩余油分布定量化研究,针对不同的剩余油分布类型提出了不同的挖潜调整策略和相应技术。     

剩余油饱和度平面分布方法研究及应用

剩余油分布规律研究是指导油田中后期调整挖潜的有效方法．利用测井资料结合生产井的含水率和注水井的吸水情况，可确定中高含水期的剩余油饱和度和可动油饱和度，进一步描述中高含水期的剩余油饱和度在平面上的分布规律．在剩余油饱和度高的地区打补充调整井，不但可以增加采油量，而且可以提高油藏的采收率．油田生产实际应用表明，此方法能为油田中后期开发方案的调整提供可靠依据     

扶余油田注水开发过程中储层孔隙结构变化特征

研究油田注水开发过程中储层孔隙结构及演化特征,对于制定剩余油开发方案意义重大。利用不同含水期密闭取心井的薄片、扫描电镜、压汞及物性等分析化验资料,在翔实分析储层孔隙结构特征的基础上,利用统计分析手段查明了该油田注水开发过程中储层孔隙结构演化特征。研究结果表明,扶余油田储层孔隙类型主要为粒间孔与粒间溶孔,胶结物主要为泥质;由于注入水的冲刷影响,致使孔隙中的粘土矿物分散及漂移,进而导致胶结类型由中低含水期孔隙-接触式转变为高含水期的孔隙式;注水开发对孔隙半径均值和中值的影响较小;最大、平均孔隙半径相同的情况下,渗透性随着水淹程度加大,渗透率增大,而孔隙半径中值、孔隙半径均值变化较小。     

渤中B油田油井出砂机理分析与治理对策

渤中B油田目前已进入高含水期,处于开发稳产阶段,强化注水配合提液是主要稳产措施。但是随着提液频次及强度的增大,油井出砂井次增多,对产量影响大,导致油田稳产难度提升。针对这一现象,结合油田油井防砂实例,对油田储油层的地质特征、油井出砂机理进行分析,根据油井出砂程度、动态特征及油藏潜力总结出分类治理技术体系,以期对出砂井防砂提供参考。     

毛管压力对低渗透油藏渗流规律和开发动态的影响

为了解决低渗透油田生产过程中出现的采液指数随含水饱和度的增加而下降这个理论上难以解释的问题,通过理论推导和现场生产数据的分析。结果表明:低渗透油田的开发动态与高渗透油田的相比具有明显不同的特征,在低渗透油田中,采液指数随含水饱和度的增加而下降,这不符合一般的渗流规律。根据考虑毛管压力时计算相对采液指数和相对采油指数的理论公式,可以发现造成低渗透油田生产井见水后采液指数急剧下降的原因可能是低渗透油藏的储层岩石结构致密,孔喉半径小,毛管压力大,对两相渗流干扰显著,导致油水两相相对渗透率的下降。该成果从机理上解释了低渗透油田中采液指数随含水率的增加而下降这一宏观现象。