海上埕岛油田馆上段提液技术政策研究

针对目前胜利油区埕岛油田单井液量低、产油量低的问题展开提高采液量研究。应用油藏工程和数值模拟等方法,研究了该油藏的提液潜力和适合该油藏的提液时机及提液条件。研究结果表明:油藏具备提液的潜力和提液条件,在含水达到70%~80%时提液效果最佳,提液条件是恢复地层压力到原始压力的0.85倍,恢复压力的最佳注采比为1.1,提液最大生产压差为3.5 MPa。矿场应用取得了提液增油的明显效果,对海上同类型油田提高注水开发效果具有积极的指导意义。     

渤海Q油田隔夹层发育底水稠油油藏精细注采技术

渤海Q油田底水稠油油藏隔夹层发育区域水平井提液效果差、注入水驱油效果不明显,针对该问题开展了精细注采技术研究。采用油藏工程方法,推导了隔夹层参数对产量影响大小的控制系数的表达式,结合油水两相渗流产能公式研究了隔夹层对产液量的控制作用;通过数值模拟和正交试验分析了注入水驱油效果差的原因,研究了隔夹层对注入水驱油的影响;针对笼统注水隔夹层上、下部吸水极度不均的情况,提出了依托隔夹层的层内分段注水新技术,并确定出了分段注水时各注水段的最优注采比。隔夹层发育底水稠油油藏精油注采技术在渤海Q油田进行了现场应用,取得了很好的效果。研究与实践表明,相同含水率条件下,产液量越大所需生产压差越大;对于隔夹层发育的底水油藏,"层内分段注水+大泵提液"高效开发模式具有很好的增油效果,可为海上稠油油藏高效开发提供理论依据和生产经验。      

陈家庄特稠油油藏高含水期开发研究及调整

针对陈家庄特稠油油藏高含水期的开发问题,通过理论分析与计算,确定了合理的注采比和油田提液幅度,并揭示了该油藏开发存在的深层次矛盾.实施提高注采比和提高产液量工程后,加上分层注水辅以堵水调剖、完善注采井网、应用高压一次充填防砂技术,取得了预期的效果.     

海上砂岩油藏提液可行性分析

提液是油藏进入中高含水期开发阶段后,一项有效的提高开发效果的措施。根据海上实际油田的生产动态数据,结合油藏工程方法对油藏物质基础、单井最大生产压差和产液能力、合理提液时机等进行分析研究,并运用油藏数值模拟方法提出了单井合理提液量。本文对海上砂岩油藏中后期开发具有重要指导意义。     

注采压力系统及合理注采比研究的一种方法

注采比是表征油田注水开发过程中注采平衡状况．反映产液量、注水量与地层压力之间联系的一个综合性指标。在目前矿场实践中,有些具有边水能量补充的注水油田还未实现定量计算合理注采比。针对这个问题,应用油藏工程方法,结合具体油田开发数据资料,研究注采压力系统的适应性。进而在给定油藏合理地层压力、流压、产液量的情况下求得该油田的合理注采比,从而为油田开发综合调整提供理论依据。该研究成果对同类油藏的开发具有重要的指导意义。     

中高渗强边水油藏合理采液强度研究

D油田是一边底水发育、处于中含水采油期的中高孔、中高渗透率、强边水油藏。对于此类油藏,开发中主要存在的矛盾是:既要保证油田高速高效开发,又要控制边水过快、过早上升。在实际生产过程中,D油田单井、区块液量与含水相关性很强,这说明该油田存在一个最佳的采液强度。针对上述问题,本文通过对构造位置与含水上升速度的关系、含水上升率与采液强度的关系等研究,确定了D油田合理采液强度,有效控制了单井的含水上升速度,提高了断块的开发效果,并为同类油藏开发提供经验。     

姬塬油田耿60区块长4＋5油藏高效开发技术研究

在油田开发过程中,确定合理的开发技术,是实现油田高效开发的关键。根据油田开发的主要技术,在基础地质研究的基础上,充分应用静、动态资料,深化油藏认识,完善注采对应关系,提出油田高效开发技术,提升油藏开发效果。     

大泵高效提液技术在孤东油田的应用

水驱油藏特高含水后期,油田含水处于快速上升阶段,提高排液量,是放大生产压差将是减缓产量递减的重要手段。针对常规潜油电泵工艺技术存在举升成本高、能耗大、效率低等问题,提出大泵高效提液技术解决措施,介绍了Φ105毫米大直径抽油泵高效采油工艺技术的设计原则、结构组成、工作原理、以及在孤东油田的现场应用情况,并对应用效果和综合效益作了评价分析。实践证明,该技术能完全满足水驱油藏开发中后期稳产和提高采收率所需要的提液技术要求,是一种新型高效油井提液技术,且具有低成本开采工艺技术特点,能有效解决电潜泵大排量提液所存在的举升成本高、能耗大、效率低等问题。     

高含水高采出程度阶段砂岩油藏提液开采研究——以彩南油田彩9井区三工河组油藏为例

彩南油田目前处于中高含水和高采出程度阶段,注采井网较为完善,地层压力保持程度高,油井供液能力较为旺盛,具有提高排液量的能力。通过油藏工程方法和数值模拟优化了三工河组油藏电潜泵提液开采政策界限,论证了电潜泵提液的实施规模。利用流线数值模拟结果,修正每个井组注采连通关系,根据井组的排液量,对井组进行动态精细注水。     

提压增注技术在渤海油田的先导试验与应用

渤海油田部分注水井投注后不久,注入压力便快速上升至总体开发方案的井口最大注入压力,注水量无法满足油藏配注需求,严重影响了油田的开发效果。对此,渤海油田首次开展了提压增注先导试验以及压降漏斗研究,确定了提压增注技术的可行性和可靠性,并且在垦利K油田应用实施;通过提高井口注入压力,启动压力较高的小层开始吸水,注水井的日注入量明显增多,有效增加了水驱动用储量,对油田提高采收率具有重要作用。     

一种注水井大通径分层防砂工艺管柱

越来越多的海上油田步入开发中后期，储层压力衰减严重，致使产量递减率大，严重影响油田开发效益。注水开发是补充地层能量保障油田稳产的最佳手段。针对海上油田出砂严重及大注入量需求问题，研究了一种适用于海上注水井的大通径分层防砂工艺管柱，通过管柱关键工具的优化设计，使得防砂管柱全通径由?120.65 mm提高至?152.4 mm；分层注水管柱中心管由?88.9 mm增大至?114.3 mm。该管柱可以提高单井的最大注水量，解决海上油田存在的井口压力受限导致注水量受限和无法满足油藏配注要求等问题，同时也利于后期的修井、弃井作业，为分层防砂工艺管柱设计提供参考。     

陆梁油田呼图壁河组油藏开采技术界限

以准噶尔盆地陆梁油田呼图壁河组油藏为例,对具有低幅度、多层系、边底水和“一砂一藏”特点的油藏开采特征进行了分析,结合生产动态,综合应用油藏工程方法和数值模拟方法,主要针对影响油藏开发效果的地层压力、井底压力、产液量、注入压力和不同开发方式等决策性因素进行了研究和优选,制定了油藏合理可行的开采技术界限,为油藏长期稳产和高效开发提供了可靠的技术支持。     

双台阶水平井在塔里木盆地超深超薄边际油藏开发中的应用及效果评价

塔里木盆地哈得薄砂层油藏为双层、超深、超薄油藏,储量丰度特低,被评价为边际油藏。若采用常规方式开采,毫无经济效益,而利用双台水平井可大大增加泄油面积,可提高单井产量,实现“稀井高产”的开发效果。开发动态跟踪表明,双台阶水平井对全区稳定分布的深层双层层状边水油藏具有较好的适应性。     

适度出砂对储层物性及孔隙结构参数影响模拟实验研究

渤海浅层油藏大多数为胶结疏松的稠油油藏,这类油藏目前主要的开发方式是防砂开采,这样不仅束缚了油田的产能还增加了操作成本。在调研国内外出砂模拟实验的基础上,结合适度出砂理念,设计出了评价适度出砂对储层物性和孔隙结构参数影响的实验装置和流程。以NB35-2稠油油藏储层为研究对象,模拟现场完井方式,定量评价了不同驱替压差、不同原油黏度对不同类型储层出砂量、物性、孔隙结构参数的影响。其实验成果对于渤海稠油油藏实施适度出砂开采具有一定的指导意义。     

利用多属性融合方法预测新疆滴西178井区梧桐沟组薄砂岩储层

滴西178井区梧桐沟组发育上、下2套气层,天然气地质储量为31.49×108m,是下步开发建产的有利区。但是梧桐沟组储层构造幅度低、砂体薄,现有地震资料频率较低,勘探开发的投资成本高、风险大,因此要提高水平井砂体的钻遇率,对薄砂体识别方法的研究至关重要。常规叠后地震反演方法能够识别厚度较大的砂岩储层,但对较薄的砂体由于受到地震分辨率的限制,预测结果不能满足勘探开发的需要。在精细地震资料处理基础上,基于波形特征、阻抗属性和烃类活动因子属性,结合测井信息,对砂体厚度进行多属性融合预测,刻画出滴西178井区梧桐沟组砂体发育分布区,并利用预测结果部署实施了4口水平井。预测结果与钻井、气测结果吻合,有效地提高了水平井砂体钻遇率,取得了良好的开发效果。     

百口泉油田稠油冷采的可行性研究

克拉玛依百口泉油田百重七区稠油油藏实施蒸汽吞吐开发的第二轮后,暴露出单井产油量递减快,油温下降快,周期生产时间短,产油量低,油井汽窜、出砂、套管损伤严重,油井周期回采水率低、初期油汽比低于0.2,开发效果不理想等问题。在对下侏罗统八道湾组和中三叠统上克拉玛依组疏松砂岩储集层基本特征认识的基础上,系统阐述了稠油冷采出砂的机理与影响因素,并与研究区油藏条件进行对比分析,指出百重七区稠油油藏实施出砂冷采具有较大的潜力,目前的开发阶段是出砂冷采较有利的时机。     

疏松稠油油藏压裂防砂效果分析

欢喜岭油田欢127东块兴隆台油藏属于以构造因素为主导的层状油藏,纵向上分上下两个油层组,含油面积1．46km^2,石油地质储量805×10^4t,油藏埋深740～850m,属扇三角洲辫状河道沉积。油层自北西向南东倾斜,低部发育边水,属于边底水油藏。欢127东块兴隆台油藏埋藏浅,岩石胶结疏松,油井出砂非常严重,尤其是东、西两个边部,出砂导致油井不能正常生产而关井。2005年对5口井进行了压裂防砂试验,取得了不错的增油效果,为类似稠油油藏防砂提供了借鉴。     

敏感性稠油油藏工艺技术研究

针对济阳坳陷林樊家油田林东馆三段油藏油稠、储层敏感性强、生产过程中出砂明显等影响产能的实际问题,通过开展油藏精细描述、储层敏感性分析、注蒸汽实验、水平井设计优化（水平井段200 m、油层厚度大于4 m、井距150 m）和配套工艺等研究和现场应用,取得了良好效果。实施后水平井单井产液能力基本上在40～60 m3·d-1,单井产油能力由1.8m3·d-1上升到28 m3·d-1,含水率由88%下降到48%,同时在水平井网条件下最终采收率为19.5%,比直井提高10%,增加可采储量为38.9×104 t,改善了底水油藏的开发效果。     

窄河道致密砂岩气藏高效开发技术——以川西地区中江气田中侏罗统沙溪庙组气藏为例

四川盆地西部中江气田中侏罗统沙溪庙组气藏构造复杂、储层非均质性强,气藏高效开发面临着极大的挑战。为此,研究形成了适用于窄河道致密砂岩气藏的高效开发系列技术,并将其应用于上述气藏的开发实践。应用结果表明:①针对复杂、窄河道砂体采用多域多属性精细刻画技术,对多期、交叉叠置的河道砂体空间展布特征刻画效果较好,并且各条河道砂体的沉积时间顺序也非常清晰;②采用岩相、物相、流体相"三相"定量预测技术实现了薄层岩相、物相高精度定量预测,可以识别厚度介于5～8 m的河道砂体,岩性预测吻合率接近100%,储层厚度、孔隙度预测值的误差均低于10%;③同时满足形成烃源岩断层与河道砂体有效搭配、与断裂距离介于5～25 km、古今构造均高或者古构造高今构造低、储层物性好等条件的区域,所钻气井有望获得高产、稳产;④采用井组立体部署、井型优选及水平井优化设计等技术,极大地提升了窄河道致密砂岩气藏的储量动用程度,同时还节约了投资;⑤采用水平井优快钻井技术,使该气藏平均钻井周期由101 d降至54 d,采用地质工程一体化分段压裂改造技术,单井测试产气量稳步提升,2013—2019年间平均单井测试产气量较2012年以前的平均单井测试产气量提高10.8倍,增产效果显著。结论认为,所形成的窄河道致密砂岩气藏高效开发系列技术为中江气田建设成为川西地区陆相第二大气田提供了有力的支撑。     

胡39东块油藏开采技术对策研究

针对胡39东块油藏投入开发后普遍呈现初期产能高、含水上升快、产量递减迅速等问题,运用底水锥进机理研究,认为该油藏大部分油井的实际产液量大于临界产液量,造成油井过早的见水,油藏采收率降低;其次胡39东块油藏出砂严重,套管易受损,通过射孔密度及出砂机理研究,寻找保护套管、减缓锥进和防砂的几点措施,从而达到该油藏高效开发的目的。