青海油田套管井饱和度测井技术应用

青海油田油气藏类型较为丰富,地质特征差异明显,主要应用以核测井方法为基础的PNN测井、PSSL全谱测井。通过近600余井次的规模应用,逐步形成了成熟的4类典型油气藏饱和度测井工艺和解释方法。中高水淹油田,利用PNN测井的地层俘获截面测井曲线与补偿中子测井曲线叠合方法,达到定性识别水淹层目的;低矿化度油田,采用PSSL测井的C/O模式进行油水层识别;低电阻率气田采用PNN与PSSL结合方法开展气水层解释;注气油田利用PNN时间推移测井监测气液界面运移情况,为制定合理的油田开发方案提供了科学依据。     

雁翎油田注氮气提高采收率现场试验

翎油田注氮井组试验是一项与TOTAL法国石油公司合作开展的针对碳酸盐岩底水油藏注水开发后期提高采收率的现场试验.在进行了大量油藏地质再研究及开采历史再认识的基础上编制了试验方案,1994年10月开始正式注氮气试验.注气试验过程中,重点监测了油气、油水界面和注气井、观察井的井口压力变化,根据油气、油水界面的变化特点及试验进展要求,开展了界面运动规律、气驱效果和试生产方案等油藏工程方面的研究.通过注气及开井生产动态变化的研究,认识了注气和开井生产时各项动态指标的变化规律,积累了一定的经验,为继续开展注气、采油工作奠定了基础.     

气举井优化配气测试技术

针对文东油田高温、高压、高油气比、高矿化度的特点,研究开发了气举井优化配气测试技术。该技术在正常生产情况下进行注气量的阶段调整,同时测试流压、套压、温度、产液量、含水随时间及注气量的变化情况,绘制单井特性曲线、优选最佳注气参数,实现气举井产量与注气量的优化,提高举升效率。在13－256井、13－98井应用该技术后,取得了节气、增油的效果。     

适度注气在稠油热采中的优化——以渤海油田A油藏为例

注气在稠油热采工艺中广泛应用,效果显著,但气体注入量过多易导致气窜,影响邻井生产,降低开发效果。针对渤海油田A稠油油藏开展一维管式物理模拟实验和大型三维高温高压物理模拟实验,进行了气体注入量优化研究。结果表明,当注入气体量大于0.12 PV时采出端见气,该结果与现场试验井的理论计算结果基本一致,为注气优化和提前气窜防治提供了实验数据,也为油藏和工艺方案的设计提供了重要依据。     

低渗透油藏周期注CO_2驱油室内实验

针对靖边油田乔家洼区块203井区的特点,开展室内CO2驱油实验研究,对周期注气的驱油潜力进行评价,并对注气段塞尺寸和注气速度进行优化。实验结果表明:周期注CO2在目标井区具有较大的驱油潜力,可在连续气驱的基础上将采收率提高15.29百分点,并且比连续注气多注入0.8 PV时才发生气窜,延缓气窜效果明显;经优化的最佳注气段塞尺寸和最佳注气速度分别为0.05 PV和1.2 m L/min。研究成果为目标区块开展CO2注气试验提供理论支持和技术参考。     

水平井技术在马北一号油田E3^2边底水油藏中的应用

马北一号油田是青海油田近年来的一个新发现区块。马北一号构造为一受断层控制的半背斜构造；油田主要含油层系为下干柴沟组上部（E3^2），流体分布主要受构造和断层控制。以精细地质研究为基础，优化水平井井网，探索水平井在边底水油藏提高单井产能及采收率方法。实施情况表明，水平井开发技术可改善边底水油藏储层渗流能力及开发效果。     

黄16井区水气交替注氮参数和注氮方案优化研究

通过组分数值模拟方法针对黄场油田黄16井区开展了水气交替方式氮气非混相驱的注入方式、注入周期、注氮量和注入气水比等注入参数优化研究。优化结果为：注气方式为水气交替注入．注气周期为30d，单井注入量为目前注水量的1．2倍。气水比为1.2：1。并进一步研究了黄16井区水气交替方式氮气非混相驱方案．推荐黄新33井水气交替方式注氮气方案为现场实施方案。     

顶部注气重力驱控气采液井筒可视化模拟实验

实施顶部注气的重力驱油藏,随着不断周期性注气,油气界面下移,在生产前中期,不可避免地造成井筒气窜。针对此问题,提出通过套管放气达到井筒“气液分疏、控气采液”的举升工艺思路。为了掌握举升工艺中产出气在井筒中的运动规律及流动状态及气体对抽油泵的影响,采用套管放气来判断在井筒中能否形成稳定气液界面,并开展了井筒可视化模拟实验。结果表明:在套管定量放气且油管鞋位置始终处于产层以下条件下,能够实现一段时间内稳定生产。研究结果可用于指导实施顶部注气重力驱油藏原油的开采。     

渤海JZ-X油田气顶窄油环油藏井位优化和挖潜策略

针对气顶底水窄油环油藏易气窜水锥、剩余油分布复杂的生产难题,在渤海矿区逐渐探索出利用水平井开发的井位优化与挖潜策略。基础井网阶段：水平井段垂直构造线穿多层来提高储量动用程度,并匹配智能滑套分采管柱以缓解层间矛盾;基础井网平行于流体界面,部署于油水界面之上1/3油柱高度避气控水。综合调整阶段：通过油藏数值模拟研究,油田开发进入中—后期,剩余油平面上主要富集于井间滞留区,纵向上后期水体能量驱动逐渐发挥主要作用,剩余油主要富集于油层上部。对比井间侧钻、气顶注气和屏障注水方案增油量指标,当前剩余油挖潜策略以井间侧钻与气顶注气为主。井间侧钻通过低产低效井平面侧钻至井间,纵向高部位部署挖潜剩余油,单井净增油量为3.4×104～4.2×104 m³;气顶注气通过采气井转天然气回注,补充气顶能量,气驱水平井上部剩余油,提高原油采收率,预测净增油量为5.2×104 m³。     

潜山油藏注气重力驱高精度数值模拟

雁翎油田雾迷山组潜山油藏为碳酸盐岩底水块状油藏,早期曾开展过井组注氮气现场试验,形成了44 m的油柱,目前油藏已进入可采储量采出程度高和含水率高的双高开发后期,亟需转变开发方式。以室内实验、早期现场井组试注经验、测井解释成果等为基础,通过优化地质模型,搭建数值模拟高性能云计算平台,优化双重介质潜山油藏数值模型,在网格精度为60 m×60 m×3 m,总网格数为97×10 ⁴的模型基础上,开展了注气重力驱高精度数值模拟,编制了雁翎油田潜山油藏注气重力驱方案。方案预测提高采收率11.8%,最终采收率可达43.4%,效果显著,可为同类型油藏的开发方案设计提供借鉴。     

海上油田稀井网大井距聚合物驱应用与分析

为改善海上X油田产量递减现状,在室内评价及小井组试验的基础上,进行了中高含水期的早期聚合物驱矿场试验,提出了海上油田注入井分层分质注入、分层调剖,油井提液引效的措施。研究表明,稀井网大井距聚合物驱主要以扩大平面波及体积为主;从边部油井的见效特征分析可知,聚合物注入可有效压制边水入侵,但对改善纵向层间矛盾效果有限。X油田早期聚合物驱试验为海上同类油田的开发提供了重要参考依据。     

PNN测井在肯基亚克油田适应性分析

肯基亚克油田目前处于开发中后期,水淹情况严重,剩余油挖潜不够充分。目前脉冲中子-中子测井(PNN)已在该油田测量了50余口井,在确定单井的剩余油分布情况、封堵高含水层以及二次解释、重新发现新的含油气储层等方面,整体效果较好,但对于物性较差的储层识别能力不强。在不同孔隙度条件下,对PNN识别储层的水淹情况进行分析,得出在该油田地层水矿化度条件下,为得到定量结论 PNN测井所需要的最低储层孔隙度以及分析方法;并且通过区域地层特征统计、经验公式等确定该油田PNN测井资料解释的相关参数。将解释成果与实际生产情况进行了对比,取得了较好的应用效果。     

杏六中区水驱控制程度及影响因素研究

针对大庆油田多套井网、多套油组、不同井网之间相互影响,注采对应关系复杂的特点,准确评价油水井间的水驱控制程度将直接制约后期注采精细结构的调整方向。提出了一种统计水驱控制程度的计算方法,给出了三套井网的水驱控制程度的结果,从井距、油层类型、井网密度、采注井数比等4个方面分析了三套井网的水驱控制程度的差异性,最后结合此影响因素分析了水驱控制程度的特征,着重总结了几种水驱不完善的特征。     

确定水驱油田合理井网密度的新方法

在谢尔卡乔夫公式的基础上,推导出一种计算水驱油田极限井网密度和合理井网密度的方法,该方法不仅考虑了资金时间价值、投资、成本、税金和原油商品率等经济参数,还充分考虑了产量递减率等技术因素。经油田实例验证,该方法具有可行性。     

水驱油藏采收率与井网密度对应关系研究——以GX2-2油田为例

油田采收率与井网密度关系的正确建立,是油气田开发方案及后期调整方案编制的重要依据。在明确油田废弃产量及极限含水率的前提下,采用多种方式论证,优选出能够更真实的反应GX2–2油田开发规律的水驱特征曲线,并在此基础上计算油田不同开发阶段的可采储量及采收率,结合各阶段实际井网密度,回归出油田采收率与井网密度关系式。应用结果表明,该方法能够准确反应采收率随井网调整的变化,符合油田实际规律,对不同类型水驱油藏的研究均有借鉴意义。     

辽河油田特高含水期油藏二元复合驱井网井距优化研究

在总结国内成功经验的基础上,通过精细地质建模、数值模拟结合室内物理模拟实验,充分考虑油藏地质特点,从夹层控油因素、化学驱控制程度、中心井组完善程度、注入采出能力、注入速度、采收率提高值、经济效益等方面,对辽河油田锦16块二元复合驱井网模式、井排方位以及合理井距进行优化研究,对比分析技术经济效果,为开发方式的转换作必要的前期技术储备,以实现油田产量的有效接替。     

海上S油田优化注水的研究及实践

随着S油田开发生产的深入,平面矛盾、层间矛盾也逐渐显露出来。为使油田稳定生产,减缓递减,提高采收率,在“注够水、注好水”的思想指导下,S油田开展了大量的加强注水、优化注水工作,使油田各个区块地层压力都有不同程度的恢复和上升,层间矛盾得到有效改善。并且通过这一系列优化注水的研究和应用,使油田取得了较好的注水开发效果和经济效益。     

近临界蒸汽驱技术在低渗透油藏中的应用

针对大庆朝阳沟低渗透油田在注水开发过程中注采能力差等问题,应用室内实验、油藏工程分析及数值模拟手段,研究了低渗透油藏蒸汽驱提高采收率机理、不同注入介质的注采能力、裂缝系统对蒸汽驱波及效果的影响,以及适合该低渗透裂缝性油藏蒸汽驱的最优井网、井距及蒸汽驱注采参数.研究表明,与稠油蒸汽驱不同,低渗透油藏蒸汽驱过程中,注入蒸汽是一种近临界状态的高温、高压、高热焓、低比容、低干度的蒸汽,注入蒸汽显著降低了原油黏度、改变了岩石的润湿性、提高了原油蒸馏率、降低了启动压力梯度,大幅度提高了开发效果.目前该油田已开展了3个井组的注蒸汽矿场试验,开发效果显著.     

红河油田长8超低渗油藏水平井注水开发试验效果评价

红河油田长8超低渗油藏先期利用水平井分段压裂技术进行天然能量开发,存在递减快、采收率低的突出问题。为明确合理的开发技术政策,对注水开发试验区的井网井距、注采参数等进行跟踪评价,采用理论计算、相似油藏类比和矿场试验相结合的方法,重点就避免快速水窜、确保有效注水开展研究,明确了现有井网井距及油藏工程参数进一步优化的原则:1平注平采优于直注平采;2注采井距一般应大于700 m;3宜采用温和注水,单井注水压力应小于15 MPa,单井日注水量应控制在15~20 m3。基于研究成果,在红河油田长8油藏采用抽稀井网、适当扩大现有井距的方式,对其它的6个井组提出了油藏工程参数优化建议。