提高坪北采油管理二区水驱效果技术讨论

坪北油田采油管理二区属于“特低渗透、低孔、低压、低产、低丰度”岩性油藏。为确保油井稳定生产,需要提高采油管理二区的水驱开发效果。采用井距在140～240m之间,最小排距大于80m的合理井网井距,建立有效的面积驱替,促使油井见效;采取调驱调剖技术,改变注水井的吸水剖面,避免主向油井水淹,促进侧向油井见效,从而确保采油管理二区油井保持稳产。     

坪北油田特低渗透油藏超前注水探索与实践

超前注水作为特低渗透油田提高采收率的一种重要的技术方法,在我国很多油田得到广泛的应用,并且都获得了良好的开发效果。为了提高特低渗透油田探明储量的采收率和开发效果,根据坪北油田的地质特点,借鉴国内外油田及邻近油田的开发经验,探索适合油田超前注水的合理技术参数,建立有效的驱替压力系统,在一定程度上减小启动压力梯度和介质变形对地层的伤害。利用超前注水保持合理的地层压力,降低对储层渗透率的伤害,降低油井投产后的含水率和递减率,提高最终采收率。     

长垣外围特低渗储层孔隙结构参数及驱油效率研究

为研究大庆长垣外围特低渗透储层岩心驱油效率与微观孔隙结构的关系,应用CT 扫描技术对该地区数十块天然岩心进行观察分析,得到大量微观孔隙半径、喉道半径、孔喉比、配位数、迂曲度、形状因子数据,在此基础上对该地区微观孔隙结构参数分布规律进行研究。通过水驱油实验,记录各岩心驱油效率,研究孔隙结构参数对驱油效率的综合影响。经过标准化处理,得到各孔隙结构参数与驱油效率的线性回归方程。结果表明,各参数中平均喉道半径对驱油效率影响最大,系数达到0.531,而平均孔隙半径的系数值只有0.045,可以认为对驱油效率没有影响。     

坪北特低渗透油藏周期注水采油技术研究

坪北油田为典型的特低渗透裂缝型岩性油藏,经过长期注水开发,已建立相对完善的注水连通井组,随着水驱程度的加深,水驱效率降低,油藏稳油控水难度加大。为此,提出脉冲注水研究,并通过水驱物模实验分析及数值模拟预测,明确注水强度、间歇时长等注采参数,为有效开发调整提出建议。     

江汉油田坪北油区产能建设工程设计

坪北油区位于沟壑纵横的黄土高原,属特低渗、低压、低丰度、低产的难动用储量,在近50%的油井日产不足1吨,只有4口井日产超过4吨,并且在没有不含水采油期的条件下,建设投资6年内全部收回。2004年净赚1亿多元。先进的设计理念与优秀的设计模式及适用的综合技术,为油区高效益的取得起着重要的作用。该工程获得中国石化集团2004-2005年度优秀设计二等奖。     

特低渗透油藏压敏效应研究

特低渗透储层中存在压敏效应,进行渗透率随孔隙内流体压力的变化规律的研究对油田开发意义重大。通过对朝阳沟地区岩心模拟实验,采用改变孔隙内流体压力改变净压力的方法,可以更真实地反映地层的真实状况,得出渗透率随净压力变化曲线,回归了净压力与渗透率的关系模型。结果表明,特低渗透油藏中,因压敏效应,在流体压力减少阶段,渗透率随净压力变化显著,渗透率变化率大约20%;在流体压力增加阶段,渗透率随净压力变化不明显,渗透率变化率大约5%;在流体压力增加或减少阶段采用分段拟合,得出渗透率随净压力变化规律基本符合二项式关系,相关系数达到0.99以上。     

特低渗油藏氮气泡沫驱适应性评价及效果分析

为了提高延长油田沙家沟区块氮气泡沫驱开发效果,对其进行了适应性评价和效果分析。沙家沟区块位于陕北斜坡东部宝塔油田南部,主力油层为长6储层,各小层平均渗透率均介于0. 69×10~(-3)～1. 38×10~(-3)μm~2,属于低孔-特低渗储层。该区块天然能量开发时间长,且注水开发前全区综合含水率高达40%,水驱开发半年后普遍出现水窜、水淹现象。分析表明,氮气泡沫驱在沙家沟区块具有较大潜力,其适应性较好,可以有效降低自然递减率,起到明显的降水增油效果。     

特低渗透油藏注CO_2驱油井网优化设计

针对大庆外围扶杨油层为特低渗透、低流度和低产的油层,在注水开发条件下无法有效动用问题,以树101区块为对象,采用油气藏工程与数值模拟相结合的方法,应用混相体积系数、结合波及系数和换油率等注气开发参数,进行CO2驱井网优化设计,形成一套包括井距排距、井网形式、布井方案在内的井网优化设计方法和流程.结果表明:为防止气窜,注入井排应与裂缝(人工)方向一致;由于注气易于建立有效驱动体系,可以适当放大井排距;五点法井网与七点法和反九点法井网相比,注气受效好、单井产量高,波及系数、换油率等指标较高;目标区宜采用300 m×250 m的五点注气方式.     

高渗透稠油油藏氮气泡沫驱现场实践与认识

八面河油田面14区沙河街组沙三上段属于高孔高渗透普通稠油油藏,受储层非均质性,注水、边水推进等原因,在油田开发过程中表现出含水上升快,产量自然递减快,采出程度低的开发特点。针对高渗透稠油油藏特高含水开发初期稳油控水,2007年开展了整体氮气泡沫驱现场试验,取得了显著的控水增油效果,投入产出比为1∶7.0。研究结果对于同类油田氮气驱提高采收率具有一定的借鉴意义。     

坪北油田长7-长9油组特低渗透油层解释与应用

坪北油田长7-长9油组特低渗透油层与浅层的长4+5和长6油层有很大的不同,不能沿用老的解释标准。从分析长7-长9油组油藏特征及含油特点入手,研究测井解释模型,建立了孔隙度解释、渗透率解释、含油饱和度等测井解释模型;采用最小孔喉半径法、岩心含油产状法及试油试采法等研究手段,对油层有效厚度物性下限进行研究,确定了油层有效厚度物性下限标准及测井解释标准,以此为基础,进行了老井复查工作,重新解释油层293.6m/81层。     

安塞油田坪北区强化注水提高开发效果

安塞油田坪北区为低渗透裂缝性油藏。随着注水开发的推进,位于裂缝方向上的油井将逐步水淹,位于裂缝侧向上的油井见效困难,导致难于保持稳产。本文分析了坪北区强化注水的必要性和可行性,进行了油藏模拟研究,并结合矿场生产实践,得出了较好的历史拟合,据此提出合理强化注水开发指标和主要认识。     

坪北区低渗透油藏开发调整措施及效果

安塞油田坪北区是低孔隙度、低渗透率和具有微裂缝的岩性油藏。油井无自然产能,油藏地饱压差小,温度低,生产难度大。针对这种情况,采取优化调整注采井网、优化调配注采方式、油藏扩边增储、油井压裂增产等措施,取得了较好的开发效果,具体表现在以下三个方面:一是老井递减率逐年下降;二是油区含水上升率控制较好;三是保持了持续稳产。     

安塞油田坪北区低渗透油藏加密调整增产目标

安塞油田坪北区油层渗透率特低,具有微裂缝,油井产量低等特点,为此,增加了油藏开发中的难度;另一方面,由于油层的埋深浅、分布稳定、原油粘度低的优势,又有利于钻井增产措施的实施和生产管理。     

八面河油田与安塞油田坪北区注入水水质评价

注水水质控制要求与油藏地质条件相关。经对八面河油田和安塞油田坪北区注水水质监测分析发现,存在注水水质与地层条件不相配的问题;回注水质不同程度地存在由储水罐及管线产生的二次污染,表现为细菌含量、铁含量明显上升,悬浮物粒径增大等;部分注水站工艺流程也有待完善。     

安塞油田坪北区低渗透裂缝油藏注水开发调整效果

安塞油田坪北区具有渗透率特低、裂缝发育和压力低等特性,开发难度大。为了摸索出适合坪北区油藏的开发方式和开采技术,经过五年注水开发生产实践,逐步认识了分层出力状况、裂缝发育方向和对油井生产的影响,通过调整采用多种开发措施,见到了明显效果。     

压裂增产措施在安塞油田坪北区特低渗透油藏的应用

针对安塞油田坪北区低孔隙度、特低渗透率、低含油饱和度、低压、低温、浅层低产岩性的油藏特点,优选出适应低温压裂液、裂缝支撑半径为160m、前置液为15%～20%、平均砂液比为35%～40%、加砂程序15%—25%—35%—45%—55%,压裂施工成功率为99.4%,充分挖掘了油层潜力,增产效果显著。     

坪北油田延长组沉积微相与油水生产规律研究

坪北油田延长组湖盆东北部边缘河流入湖处,以三角洲相沉积为主,该三角洲前缘水下分流河道-河口坝微相过渡区域,储集砂体主要分布在水下分流河道上;长4+52~长62小层储集砂体以水下分流河道微相砂体为主,占70%~75%,河口坝砂体占7%~10%,河道间湾砂体占10%~14%。通过对沉积微相及含油性变化的分析,认为该区沉积微相以水下分流河道为主,河道主体和河口坝微相为较好储层,但储层经过压裂改造后,在生产上并没有表现出更多的差异,油井产量分布主要受裂缝方向与井网、储层含油性及地层能量的影响。     

安塞油田坪北区低渗透油藏复合解堵技术研究

由于坪北油田储层物性差,孔隙度低,渗透率低,主要属于小孔细喉道,开采过程中很容易受到伤害,并造成油井近井地层的堵塞,从而使油井在措施后的较短时间内产量下滑。从地层堵塞的原因入手,综合考虑影响地层堵塞的各种因素采用合理的酸化解堵工艺,取得较好的现场应用效果。