低渗透砂岩油藏开发特征及调整效果分析

马岭油田是典型的低渗透致密砂岩油藏，开发这类油藏需进行油井压理解投产和补充能量。由于该油田已进入中高含水期，进行精细的油藏描述，及时采取调整挖潜措施，是岭油田提高开发效果的必由之路。     

五里湾长6油藏剩余油分布特征及挖潜技术研究

靖安油田属于典型的低渗透油藏,具有典型的三低特征,油藏进入中含水期,水驱规律、剩余油分布特征较为复杂,调整难度大,因此研究剩余油对低渗透油藏进入中高含水期具有较为重要的意义。本文以靖安油田最具有典型代表的五里湾长6油藏为例,深入研究进入中高含水期剩余油分布特征。五里湾长6油藏已进入中高含水开发阶段,由于不同开发阶段的生产制度、开采速度、注采矛盾、开发特征等原因影响,剩余油分布认识不清,致使剩余储量动用难度增大,严重影响了采收率的提高,本文主要从动态分析法、数值模拟法、沉积相法、动态监测法等国内外成熟的剩余油研究方法有机的结合研究五里湾长6油藏剩余油富集规律,并通过认识的规律指导挖潜剩余油,取得了良好的开发效果,对其它类似油藏的后期开发有较强的指导意义。     

油藏数值模拟技术在砾岩油藏中高含期调整中的应用——以克拉玛依油田八区克上组油藏为例

砾岩油藏的非均质性特征决定了砾岩油藏总体开发效果较差,尤其是油藏进入中高含水期后常常出现"两快"、"两低"现象,即含水上升快,产量递减快,注水利用率低,剖面动用程度低。剩余油分布认识不清,剩余储量难以调动,油藏开发后期挖潜调整难度较大。根据砾岩油藏中高含水期特点,对克拉玛依油田八区克上组油藏进行了油藏数值模拟研究,量化了剩余油分布,并对影响开发效果的关键因素进行了指标预测和优选,提出油藏合理开发方式及开采技术界限。根据数值模拟跟踪研究成果实施二次开发调整,新井初期产能及剩余油与数模剩余油研究及预测结果符合率达90%,表明油藏数值模拟技术在砾岩油藏中高含水期控制含水上升、提高采收率、制定高效科学合理开发政策等方面具有重要的应用价值。     

广西百色盆地百岗组中—低渗透油层注水开发技术研究

广西百色盆地百岗组油藏地质属中～低渗透油层,油藏产量能量低,原油物性有中密度、高粘度、高含蜡、高沥青等特点。提出注水补充地层压力开发。注水后,见到明显效果。提出了百岗组油藏注水开发黄金时期为中高含水期。     

聚合物纳米微球调驱技术在低渗透油田的应用及效果

低渗透油田由于储层物性差、非均质性强,进入中高含水开发期后,油藏水驱状况变差、水驱油效率降低,含水上升速度加快,油藏稳产形势严峻,常规手段控水稳油及提高采收率难度加大。因此,本文通过借鉴东部油田成功案例,结合低渗透油藏储层特征及室内实验基础上,应用聚合物纳米微球在油层中深部封堵和驱油的双重特性,开展先导性矿场试验,注入后试验井组水驱状况变好,试验井组提高采收率效果明显,有效丰富了低渗透油藏提高采收率稳产技术体系,为低渗透油藏提高采收率奠定了基础。     

低渗透窄条状油藏低部位剩余油分布获新认识

<正>低渗透窄条状油藏由于其特殊的形态,通常采用三角形井网,注水井位于油水边界内,因此井网对低部位储量的控制较低。随着油田开发的深入,大部分窄条状油藏进入了中高含水期,注水井逐步内移。油藏边     

安塞油田中高含水期剩余油有效动用技术研究

安塞油田是典型的低渗透油藏,经过20多年的开发,目前已进入中高含水期,开发矛盾也日益突出,主要存在油井见水后产量递减快、储层天然微裂缝发育、剩余油分布更加复杂、套损及水淹关井逐年增多等问题。结合安塞油田多年开发实践效果,在研究剩余油分布规律的基础上,开展了井网调整、重复压裂、堵水调驱、套损井治理工艺技术研究,形成了安塞油田中高含水期剩余油有效动用技术。该技术在安塞油田推广应用1 100余井次,累计增油20余万吨,采收率提高了1.8%,油藏整体开发形势较好。     

电脉冲解堵工艺技术在双河油田的应用

分析了电脉冲解堵增产机理,介绍了电脉冲解堵技术在双河油田中高含水期低渗透油层解堵方面的应用情况。现场应用6井次,有效5井次,有效率83.3%。应用表明,电脉冲解堵对中高含水期的油层解堵具有较好的增产效果。     

提高低渗透油田后期压裂效果

吐哈低渗透油藏经过十五年的高速开发，目前已进入中高含水期。作为油田主体增产措施的压裂技术，主要对象和矛盾发生了较大变化。“十五”期间，针对油藏的压裂工程出发，遵循“系统→技术→质量”主线，以技术进步为龙头，以质量控制为核心，在积极探索低渗透油藏开发后期压裂增产增注规律的同时，形成了高砂比压裂、二次加砂压裂、分层压裂等技术系列，建立了压裂工程系统各环节的质量控制体系，为油田中含水开发期的稳产发挥了重要作用。     

电脉冲解堵技术增产机理分析及应用

分析了电脉冲解堵增产机理,介绍了电脉冲解堵技术在安塞油田中高含水期低渗透油层解堵方面的应用情况。现场应用10井次,有效9井次,有效率90%。应用情况表明,电脉冲解堵对中高含水期的油层解堵具有较好的增产效果。     

"三低"油田中高含水期剩余油分布研究及综合调整挖潜技术

油田开发中高含水期的油藏管理和剩余油分布规律的研究,是油田挖潜上产的重要基础,这对于低孔、低渗油田更为重要。温米油田是一个早期注水开发的中低孔、低渗、地层水矿化度低的“三低”油田,目前已进入中高含水采油期。在油田开发调整中建立起了适合“三低”油田地质特征及剩余油分布特点的有效的油田中高含水期综合调整挖潜模式,即通过深化油田地质特征认识,精细油藏管理,结合数值模拟技术,研究地下油、气、水的运动规律,进而研究剩余油分布,并根据这些成果进行挖潜上产,取得了显著的效果。这对于其它低孔低渗油气田也有一定的借鉴作用     

整体不稳定注水技术在大芦湖油田的应用

大芦湖油田樊29块是典型的裂缝性低渗透油藏,整体压裂后投产,经过10多年的注水开发,目前已进入中高含水阶段,常规调配效果越来越差.在油藏精细研究基础上,借鉴低渗透油藏研究的新理念和新成果,结合数值模拟、测井解释成果、油藏工程方法、油层渗流力学理论、室内试验等技术手段和理论,对该块中高含水期的动态调配方法进行探索,提出"变井排注水驱替井排间剩余油、变周期注水增大注水波及体积、变幅度注水改变渗流方向"的灵活注水方式,经过矿场实践,取得较好的效果,达到降低自然递减、改善水驱状况的目的,增加可采储量18.3×104t.     

电脉冲解堵工艺技术在双河油田的应用

分析了电脉冲解堵增产机理,介绍了电脉冲解堵技术在双河油田中高含水期低渗透油层解堵方面的应用情况.现场应用6井次,有效5井次,有效率83.3%.应用表明,电脉冲解堵对中高含水期的油层解堵具有较好的增产效果.     

低渗透油藏水驱开发效果综合评价方法研究与应用

考虑到低渗透油藏水驱特征的复杂性,借鉴以往对中高渗透油藏注水开发效果评价的一些方法和原理,运用模糊多级综合方法对低渗透油藏注水开发水驱储量控制程度、水驱储量动用程度、含水率、含水上升率、存水率、注水量、可采储量、能量的保持和利用程度、剩余可采储量的采油速度和年产油量综合递减率10个方面的指标进行评判。为注水开发低渗透油田的水驱开发效果提供一种科学的评价方法。     

宽带压裂技术在低渗透油藏中高含水井的应用

针对低渗透油藏中高含水井常规重复压裂改造后含水大幅上升,效益变差的问题,提出侧向宽带压裂技术,配套了纤维类、油溶类、水溶类三种暂堵剂;考虑摩阻变化计算了最小升压幅度、明确了暂堵时机、施工排量、液体类型等改造参数,形成了动态多级暂堵、低黏液体造缝、多粒径支撑剂支撑的工艺思路,并通过井下微地震监测,证明了宽带压裂动用侧向剩余油的思路是可行的,为低渗透油藏中高含水期的高效开发提供了借鉴。     

对低渗透油藏提高单井产能与渗透率表征等技术的新思维

以油藏地质与开发理论为基础,通过矿场实际资料的深入分析,运用超越性思维方法,提出了低渗透油藏提高单井产能的新做法。即采取超前注水达到异常高压油藏,不仅可以提高单井产能,还可以延长油井稳产期及低含水开发期。实施这一做法,将更多的有效开发动用低渗透油藏的地质储量;明确提出了油藏描述中以往对储层渗透率采取的常规线性内插的不足,而应以对数规律内插更为科学这种渗透率表征的新思路,将更科学合理描述储层物性变化;提出了低渗透油藏开发中注水井注入压力可以超过油层的破裂压力的设想,突破了多年制定的适用于中高渗透油藏的注水技术政策,将为低渗透油藏工程设计实施提供理论依据并节省大量的重复建设注水系统的资金。     

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。     

聚丙烯酰胺／有机钛冻胶压裂液

本文报道了聚丙烯酰胺／有机钛冻胶人的配方筛选，使用性能评价及在胜利油田现场应用的效果。该压裂适合地温１００－１５０℃的低渗透油层的压裂改造，在中高含水油藏应用效果良好。     

聚合物调剖技术在龙虎泡油田的应用

通过对聚合物调剖技术在龙虎泡油田的应用研究，初步搞清了低渗透油田应用聚合物调剖技术的可行性及效果，对低渗透油田中高含水期的开发有一定的指导作用。     

低渗透油藏中高含水期井网调整研究

井网密度不仅影响着采油速度,也影响着油田经济效益和油田最终采收率。合理的井网密度能够提高油田的采收率,增加可采储量,提高油田开发的经济效益,达到高产稳产的目的。Q1区属于低渗透油藏,采用注水开发,目前已进入中高含水期(综合含水56%),为保持在注水开发的中后期继续保持好的开发效果,并获得较好的最终采收率和经济效益,一方面要继续优化稳产技术措施,另一方面,研究合理加密调整井网密度,确定合理的加密调整井网形式,进一步提高采收率。