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.     

“2+3”提高采收率技术在濮城油田的应用研究

针对濮城油田已进入高含水开发后期 ,油藏产油量递减加大 ,开发效果变差的问题 ,认为高含水油田开发后期必须实施注水井调剖与驱油相结合 ,即“2 + 3”技术 .介绍了“2 + 3”提高采收率技术原理以及应用条件 ,“2 + 3”技术在濮城油田的应用情况 ,并指出了该油田应用“2 + 3”采油技术的有利条件和改进措施     

“2＋3”提高采收率技术在濮城油田的应用研究

针对濮城油田已进入高含水开发后期,油藏产油量递减加大,开发效果变差的问题,认为高含水油田开发后期必须实施注水井调剖与驱油相结合,即“2＋3”技术。介绍了“2＋3”提高采收率技术原理以及应用条件,“2＋3”技术在濮城油田的应用情况,并指出了该油田应用“2＋3”采油技术的有利条件和改进措施。     

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。     

渤海S油田高含水期剩余油的分布研究及挖潜方向

目前渤海S油田已处于高含水期开发前期,为了挖潜该油田的潜力,稳定油田的生产,在精细油藏描述和动态资料分析的基础上,探讨了该油田在高含水期的剩余油的形成与分布的控制因素,分析了普通稠油油田在高含水期潜能挖潜的主要方向,并通过采取针对性较强的配套措施,取得了高效开发效果。这表明,打加密调整井,挖潜剩余油富集区潜力、细分开发层系,进行产液结构调整和放大生产压差,实施大泵提液强采是普通稠油油田高含水期提高采收率普遍适用的有效措施。     

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。     

长春岭油田长109区块异常高含水带形成机制

长春岭油田长109区块开发初期在中央构造带出现异常的高含水条带,造成多数油井水淹,严重影响了油田的开采效果。高含水带油井均射开了5+6小层的4号单砂体;而周围含水较低的,井在该层不发育,微电阻率曲线反映5+6小层4号单砂体为水层,5+6油层4号单砂体夹水层是造成高含水带的一个主要因素。根据油水井动态分析,研究了长109区块高含水带的分布特征,在对地层水与注入水水质对比分析的基础上,明确了地层水、注入水共同作用是产生异常高含水带的另一个重要因素。该认识对长春岭油田注水开发调整提供了可靠的地质依据。     

高压低渗油藏层间精细挖潜的做法及认识

文东油田文13西块位于东濮凹陷中央隆起带文留构造东翼,目前已进入高含水开发后期。受湖泊-三角洲沉积影响,储层层间非均质性严重,层间动用差异大。为此,1992年开始进行层系细分加密调整,取得了较好的开发效果,2000年以后,层系打乱,油水井大段合注合采,开发效果逐年变差,针对开发中存在的主要问题,2007年在剩余油研究的基础上,通过压缩开发层段,缩小开发井距,井网重组等,开发对象向二类层转移。     

宝浪低渗储层水驱后储层参数变化研究

宝浪油田宝北区块已进入中高含水开发期,其主力开发层系Ⅲ1层含水达到80%以上,因此利用X3-4检查井岩心分析资料对宝浪低渗储层水驱前后参数的变化进行了研究,表明由于长期水驱开发,宝浪低渗储层参数发生了较大变化,表现在受地层微粒及粘土矿物的迁移或聚集,储层非均质性增强,渗透性变差,孔隙度与渗透率的相关性变差,对宝浪油田下一步挖潜、综合治理方案的编制、注水开发效果的改善具有十分重要的现实意义。     

大庆油田特高含水期多层段油层吸水比例变化机理

油田进入高含水期后期开采阶段,多韵律油层吸水比例呈逐年变差趋势。本文利用流体力学原理、储层渗流力学原理、试井资料的数据分析及大量的现场试验验证,分析确定特高含水期多层段油层吸水能力变化的机理,并根据该理论明确对吸水能力变差的油层的治理原则,为多层段水驱后期开发的层间矛盾治理提供可借鉴的依据。     

浅谈三次采油

我国东部多数油田如今处于高含水开采阶段,大量石油难以开采出来。注水开发也进入高含水、高采出程度。针对这一难题,三次采油应运而生。目前,国内主要油田三次采油技术有很大的发展,三次采油这项工程在组织管理和技术攻关上具有许多成功做法。三次采油作为注水开发后期的主要接替技术已经形成共识。本文就为向大家简谈下三次采油。     

人工地震驱油技术在断块稠油油藏中的应用

针对大港油田南部油区大多为复杂断块、多层系、稠油油藏,断块面积小且平面、层间、层内非均质性较强,目前大多进入高含水阶段,水驱效果逐渐变差的实际问题。通过采用井下人工地震技术,利用地震波产生的超声波,降低原油黏度,提高原油流动能力,在南部地区的王官屯油田和枣园油田的现场应用取得了显著效果,对改善高含水阶段的水驱效果,降低含水上升速度起到了积极作用。通过4口井、6次试验,累积增油8499t ,投入产出比为1∶9.3,井下人工地震驱油技术为改善复杂断块稠油高含水油藏开发效果提供了新的技术手段,具有作用范围大,对油藏伤害小,投入产出比低等优点,是一项具有较好应用前景的采油技术。     

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。     

旅大27-2油田稠油油藏流体流动性影响因素

旅大27-2油田开发已经进入到蒸汽吞吐中后期,目前油田含水上升快,蒸汽吞吐开发效果变差。为了更好地对旅大27-2油田进行储量评价以和开发动用。详细研究了稠油族组成、温度、油水乳化、压力、N_2溶解及降黏剂对旅大27-2油田稠油黏度的影响,然后通过流动性实验证实了稠油在储层中的流动性主要受到黏度的影响,明确了温度、油水乳化和降黏剂的使用是影响稠油黏度的主要因素。当温度从50℃升高到100℃时,旅大27-2油田稠油油样黏度从3 665 mPa·s降低到172 mPa·s,降低了95.31%;50℃时,70%含水原油黏度为不含水原油黏度的21.1倍;50℃、降黏剂含量为1.0%时,降黏率为94%。有效地避免或者减弱油水乳化形成油包水乳状液,是有效提高油田开发效果的重要途径。     

谈水平井注水技术

随着油田逐步进入高含水后期,如何通过注水使油藏获得更大面积的高注水量,实现更快的注水和秉油速度,从而提高油田的开发效果,是研究人员所要解决的主要问题之一。     

疏松砂岩油田治理中的配套技术

孤东油田西北部已进入特高含水期,综合含水达94.4％,停产停注井、老大难以及套变事故井逐年增多,使油田注采对应状况变差,储量动用不均衡,直接影响油田的生产和采收率的提高,应用配套技术分别对停产停注井、老大难井及套变事故井进行综合治理,改善了油田的开发效果。     

复杂断块油藏高含水期剩余油挖潜调整技术研究

岔河集油田岔12断块东三段、沙一段油藏为中孔低渗常压高饱和压力非均质复杂断块油气藏,其断层发育、构造破碎,砂体横向分布稳定性差且分布范围较小,油层分布零散。目前油田开发已进入高含水期,为改善油田开发效果,应用数值模拟方法,研究了该油藏高含水期挖潜上产合理的技术开发政策。通过方案优选,确定了该油藏的剩余油挖潜上产方案。今后油藏应立足于注水开发,但不应以补孔改层等为上产措施,而应以化学调驱为主要手段。实施效果表明,所取得的研究成果对油田开发具有较强的指导意义。     

复杂断块油藏高含水期剩余油挖潜调整技术研究

岔河集油田岔12断块东三段、沙一段油藏为中孔低渗常压高饱和压力非均质复杂断块油气藏,其断层发育、构造破碎,砂体横向分布稳定性差且分布范围较小,油层分布零散。目前油田开发已进入高含水期,为改善油田开发效果,应用数值模拟方法,研究了该油藏高含水期挖潜上产合理的技术开发政策。通过方案优选,确定了该油藏的剩余油挖潜上产方案。今后油藏应立足于注水开发,但不应以补孔改层等为上产措施,而应以化学调驱为主要手段。实施效果表明,所取得的研究成果对油田开发具有较强的指导意义。     

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。     

葡萄花油田高含水期开发技术政策界限研究

通过对低渗透窄小砂体油田目前面临的开发形势的分析 ,针对油田存在的主要问题 ,运用油藏工程方法、数理统计学方法及数值模拟方法 ,对油田在高含水期的主要开采技术政策界限进行分析 ,确定了主要开发指标的合理政策界限 ,分析预测了在“十五”期间的变化趋势 ,为油田发展的决策提供科学的依据