聚驱后堵水调剖新工艺的设计及应用

针对聚驱转水驱后储层在平面和纵向上非均质性突出、注入水无效循环问题,提出了首先在油井堵水,然后在对应水井调剖的新工艺。数值模拟结果表明:在相同堵剂用量的条件下,可以大幅度提高油井的增油量和采收率;在保持水井调剖井距不变的条件下,逐渐增加油井反向调剖井距,采出井增油量和采收率会进一步提高;井组之间的连通性越好,增产效果越好。现场试验结果表明:井组平均综合含水率降幅达1.13百分点,8口油井累计降液10.3×10~4m~3、累计增油0.12×10~4t。     

对低渗透油藏裂缝的认识及治理对策探讨

长庆油田开发的三叠系油藏渗透率仅0.1～3.0× 10-3μm2,微裂缝发育.油井投产时要进行一定规模的压裂改造,全部采用注水补充能量开发.部分区块出现了注入水沿裂缝早期水窜、油井过早水淹的问题.通过生产动态分析、干扰试井、堵水调剖施工反应等各种手段提出了对低渗透油藏裂缝的一些认识并进行了分类,结合堵剂的性质提出了不同的治理对策及下步面对的难点问题.     

萨中油田注水井化学浅调剖效果评价

注水井化学浅调剖剂是在高渗透层形成凝胶体以堵塞岩石孔隙,降低其渗透率,有效地控制水的锥进.大庆油田采油一厂应用的浅调剖剂主要是低初始黏度的LV调剖剂,该调剖剂最大的优点是破胶时间长,可达到2年以上.注水井化学调剖后,随着注水结构的改善,井区连通油井见到控水效果.统计分析相连通的196口未措施油井,对比调剖后的增油效果,从中可以看出,平均单井日增油0.35 t,日降水1.47 m3,目前累计增油1.2×104t,降水5.2×104m3.     

长庆姬塬油田罗1长8油藏调剖工艺技术研究与应用

罗1长8区块为长庆油田所辖的典型的低渗透油藏,区块中部、中北部局部裂缝较为发育,目前中部小范围连片见水,北部及西南部个别井组油井见水,截至2011年底共有见水井38口,占全厂20.5%,单井产能损失2.2t。为改善区块开发效果,2012年在该区实施整体调剖综合治理。采用以"弱凝胶+预交联颗粒+无机体系"为主体段塞的注入工艺,共调剖17口井。调剖后17口注水井注水压力平均上升1.6MPa,吸水指示曲线、压降曲线等测试资料表明优势水流通道得到了有效封堵。17口调剖井对应93口油井,见效36口,见效比例38.7%。累计增油2733t,累计降水1894m3。区域开发指标变好,整体调剖改善了该区注水开发效果。     

绥中36-1油田F8井组多轮次调剖效果分析

鉴于渤海油田多轮次调剖技术处于发展初期,本文针对多轮次调剖技术在海上油田应用中存在的诸多问题,重点以SZ36-1油田II期开发注水井F08井组为研究对象,进行多轮次调剖效果分析。分析认为F08井组在第二轮次调剖中因为调剖工艺优化后调剖效果得到了大幅提升。2013年第一轮次调剖后F08井组平均日增油6.2 m3,2014年第二轮次调剖后井组平均日增油46.5 m3,相比第一轮次调剖效果更好,有效期更长。分析结果表明,多轮次调剖技术通过调剖工艺、堵剂体系的优化可以克服多轮次调剖效果逐次递减。     

姬塬油田油水井双向调堵技术研究与应用

为解决姬塬油田罗1区块低渗裂缝性油藏在开发过程中注入水沿大裂缝窜流严重、水驱效率低的问题。本文在分析储层地质特征和流体性质的基础上,提出油水井双向调堵、综合治理的技术思路。对调堵工艺参数进行优化,同时优选了堵水剂、调剖剂,堵水剂选择中温凝胶堵水剂G542和高强度有机封口剂G521;调剖剂选择聚合物冻胶调剖剂TP-1和聚合物微球调剖剂WQ-1。现场采用段塞式注入方式,选择注采关系对应明显的注水井X175-15井和油井X175-16井成功实施了双向调堵技术。施工后,油井X175-16井日均增油3.62 t,含水由88.6%下降至54.7%。下降了33.9%;注水井X175-15注水压力提高2 MPa,调堵结束后两个月井组累计增油196 t,取得良好的降水增油效果。该技术为解决低渗油藏裂缝性见水提供了一种新的技术思路,具有一定的推广价值。     

姬塬油田耿179长2油藏老井侧钻潜力分析

姬塬油田耿179长2油藏随着开发时间的延长平面矛盾突出,油井见水,治理难度大,严重影响水驱开发效果。结合区块前期实施的PEG调剖、侧钻、更新、过路井改层等,对储层物性、裂缝特征等进行分析研究,得出部分井组裂缝侧向剩余油富集的规律,为下步油藏老井侧钻提供了依据。     

体膨颗粒深部调剖技术及其在大庆油田的应用

大庆三大主力油田已进入高含水、高采出程度开采阶段，油藏内已出现高渗透大孔道，必须进行封堵。选用交联聚合物颗粒作为深部调剖剂。从三种颗粒剂中筛选出的颗粒剂WT，在自来水中24h膨胀倍数为80～90，抗压强度为0．8～1．2MPa，可形成胶结体，在渗透率3～3．5μm^2的岩心中突破压力梯度为10．7MPa／m，在油田污水中膨胀倍数下降至60～80，抗压强度基本不变。所用颗粒剂的粒径由区块典型井和选定的施工井现场试注压力-时间曲线求得，为2～5mm.介绍了在杏北油田3口注水井实施颗粒剂WT深部调剖的工艺和结果。颗粒剂用注入水携带，连续注入注水井。在X7-2F35井，颗粒剂在注入水中的质量浓度为5．3kg／m^3，总注入量为6093m^3，设计调剖半径21．5m。实施深部调剖后3口注水井在平面和纵向上的吸水剖面都获得了很大改善，一些连通油井产油量增加．含水量有所下降。图6表4.     

浅层低温特低渗透油藏空气泡沫驱研究与应用

甘谷驿油田唐80井区具有埋藏浅、低温、特低渗的特点,针对井区由于储层裂缝发育和基质渗透率低造成在注水开发中注入水波及效率低、注水井注入压力不均衡的问题,通过开展优选泡沫驱油体系、分析空气泡沫驱可行性及评价驱油体系对井区裂缝的调剖封堵性能实验以研究空气泡沫驱在目标井区的适应性。实验结果表明:乙氧基化烷基硫酸钠型起泡剂最佳质量分数为0.5%,部分聚丙烯酰胺型稳泡剂最佳相对分子质量和质量分数分别为1.6×106和0.1%。当低温氧化反应时间达到65d时,O2体积分数已低于爆炸临界值,且空气泡沫驱可在水驱基础上提高采收率16.19%。对等效渗透率为300×10-3,500×10-3和1 000×10-3μm2的裂缝,注入0.4PV该驱油体系进行调剖后开展后续水驱,可分别提高低渗部分采收率15.73%,16.03%和6.43%;在注入0.4PV空气泡沫前需注入0.05PV凝胶后,即可将等效渗透率为1 000×10-3μm2的裂缝的低渗部分岩心采收率提高16.04%。现场空气泡沫驱试验表明,该驱油体系对目标井区起到了明显的控水增油效果。     

新站油田整体调剖试验研究

大庆长垣西部新站油田由于储层裂缝发育,油井见水早、含水上升快、产量递减快。裂缝没有明显主方向,且见水井没有明显的方向性,油田调整难度大。为改善油田的开发效果,优选矛盾突出的区块进行整体堵缝调剖试验,探索治理水淹井和含水上升井的有效途径,取得了较好的增油降水效果,整体调剖在新站油田有广阔的应用前景。     

超低渗透油藏水平井压裂优化及应用

鄂尔多斯盆地超低渗透油藏储层致密、物性差、孔喉细微,是典型的低压、低渗、低丰度油藏,超前注水和水平井分段压裂技术可提高其开发效果.文中以最具代表性的华庆油田长6超低渗透油藏为研究对象,结合注采井网根据水平并段与注水井的相对位置,将常规压裂和体积压裂进行组合设计,在距离水线较近的井段实施小规模压裂,距离水线较远的井段实施大规模体积压裂.该方案的实施,在减小早期水淹风险的同时进一步扩大了储层改造体积,提高了人工裂缝和井网、注水的适配性.同时,开展了8口水平井新型压裂设计的矿场试验,与采用常规压裂设计的邻近水平井相比,试油产量提高20 m3/d左右,投产初期3个月累计产油量提高184t,含水率较低且保持稳定.     

海上S油田非均质稠油油藏调剖技术研究与矿场实践

调剖技术是非均质油藏稳油控水、提高水驱效率的一项重要手段。S油田不同区块调剖效果存在明显差异,通过理论图版揭示了不同油藏条件下调剖效果差异的原因,利用油藏数值模拟方法,研究了渗透率级差、原油黏度及调剖半径等因素对调剖效果的影响。研究认为,达到相同增油效果时,渗透率级差越大、原油黏度越高,调剖半径越大。针对调剖井吸水剖面变化的问题,结合调剖作用机理,建立包含调剖层和非调剖层的多油层理想地质模型,提出了以吸水指数变异系数为评价指标的调剖效果评价方法。2014年S油田实施调剖措施两井次,单个井组平均含水下降7%~8%,累增油达到1.6×10~4 m~3。     

超低渗透油藏超前注水开发效果分析及对策

长63油藏属超低渗低压油藏,天然能量较弱。超前注水后全面投入开发,投产初期单井产量低,含水率变化稳定,部分油井压力下降,部分注水井压力上升。研究认为:在目前井网条件下,部分井组井距过大,没有建立起有效的驱替压力系统,要形成有效驱替必须缩小井距;笼统注水使得注采层位不对应,造成油井产液量较低。通过研究,提出下步调整措施,即进一步细分层系,加密井网,缩小注采井间的距离。现场实施后效果显著。     

低渗透油藏提高水驱效率技术对策——以胡尖山油田H区长4+5油藏为例

胡尖山油田H区长4+5油藏为鄂尔多斯盆地典型低渗透油藏,低孔、低渗、低压。长4+5油藏为多期河道叠加复合砂体储层,隔夹层发育、非均质性强,多层合采、多层分层注水。经多年开发及井网加密调整后,注水沿高渗带及诱导缝突进,油井多方向见水,水驱开发矛盾突出,水驱开发效率低。通过梳理影响H区长4+5油藏水驱效率提高的关键影响因素,有针对性地采取治理对策,达到提高低渗油藏水驱效率的目的。结果表明,影响研究区油藏水驱效率提高的主要因素为储层砂体连通程度、储层非均质性、水驱后诱导裂缝及高深渗带发育、水驱后储层物性变化及分注井分层注水有效性等。通过采取油水井补孔、单层增注、深部调剖调驱、均衡平面采液、优化分注工艺等治理技术对策,油藏水驱效果得到改善,油藏最终采收率提高,油藏向良性开发转变。     

超低渗透低压油藏水平井转变开发方式试验

鄂尔多斯盆地长X油藏压力系数低、储层物性差,前期采用超前注水七点井网长水平井开发,初期单井产能有所提高,但含水率上升快。为了避免人工裂缝与腰部水线窜通,压裂时往往会有约200 m水平段无改造而浪费。同时,因超前注水油井生产等停较长时间,影响了新井贡献时率。借鉴致密油的开发经验,采用逆势思维的方法,提出“停止超前注水、减少注水井数量、减少水平段长度、密切割压裂和体积压裂相结合”转变开发方式的思路,优化注水方式、开采井网、水平段长度和压裂工艺参数等,并开展现场试验。结果表明：形成的五点法短水平井密切割体积压裂开发技术效果较好,地层能量得到快速补充,含水率快速上升得到控制,缩短了油井因超前注水产生的等停时间,提高了新井贡献时率30%,减少的注水井数量和水平段长度使成本节约20%,每百米水平段产能较前期增加88%,该成果为同类超低渗致密储层高效开发提供了技术支撑。     

堵水调剖技术应用及效果评价

A油藏由于储层物性差,平面及纵向非均质性强,压裂投产后,注水导致平面及剖面矛盾进一步加剧。由于裂缝、大孔道的形成,注采井间形成优势水流通道,注入水沿着裂缝及大孔道突进,导致油井多方向见水,部分井或井组出现暴性水淹的状况。本文在A油藏储层特性、水驱规律、裂缝特征认识和研究的基础上,分析了堵水调剖、调驱及深部调驱机理,并基于A油藏近些年采取的双调措施,分析和评价了不同注剂对油藏开发指标的改善程度,并对不同注剂的油藏适应性进行对比分析。结果表明,注化学剂调剖机理,主要表现为化学剂的亲水吸附和滞留阻塞作用,而注聚合物微球调驱能取得较好的效果是因为微球具有良好的封堵性、膨胀性和滞留性,能够有效地封堵水驱优势通道,改善平面及纵向非均质性。通过注剂由近井地带向远井地带的发展,注剂滞留在储层深部,对于减弱近井地带注入水绕流,提高油藏波及体积和洗油效率,具有重要的意义。PEG-1凝胶调剖相较“冻胶+颗粒”调剖,对A油藏适应性更好,但存在有效期相对较短的缺点。结合不同注剂对平面及剖面的不同改造特征,建立“冻胶+颗粒+PEG-1”体系,先调剖,后注聚合物微球调驱,探索最优的工艺参数,对于进一步延长见效周期,提高水驱开发效果具有重要的意义。     

基于非均质指数的窄河道油藏调剖选井方法

窄河道油藏注水开发中易水窜、储量动用不均,优选井组调剖十分重要。引入非均质指数,利用产油、产水量累计偏差双重因素,绘制产油产水非均质指数变化图,据图将油井分为4类,其中高油高水井、低油高水井、低油低水井筛选为疑似调剖井;选取目前日产液量和含水率进行二次筛选,认为高日产液量、高含水率油井为待调剖井。为优选调剖剂,应用两步水窜诊断法,即基于含水率及含水变化速度曲线分析油井含水变化规律,通过水油比及水油比导数曲线划分不同油井产水类型。利用本文方法对E油藏调剖井进行了优选,选取注水多通道见水类型的典型井组,进行了聚合物微球调剖现场试验,结果表明,井组含水率缓慢下降,产量稳中有升,说明了本文方法的有效性。     

调驱技术是低渗透油藏稳油控水的重要手段

彩南西山窑组油藏微裂缝发育、储集层非均质性强,是典型的低一特低渗透油气藏。经过几年高速开发之后,因水窜、水淹而使油藏含水上升快、产量递减大、地层压力场分布复杂。对此,在深入进行油藏研究,认清砂层在纵向、横向上的发育程度、注采连通程度、储集层沉积微相、岩石物理相、储集层裂缝相、流体流动单元等油藏特征的基础上,对注水井进行普通调剖、深度调剖、“2 3”调驱等措施,使油层动用程度由68％提高至95％,并且在横向上起到了深部液流转向的作用,较大幅度地提高了水驱波及体积和洗油效率,对整个油藏的稳油控水起了重要作用,而且投入产出比在1：3．5以上,经济效益显著。     

PI调剖决策技术在蒙古林砂岩油藏的应用

蒙古林砂岩油藏油层薄,主力层单一,层间调整的余地小,油层平面矛盾突出。调剖是该油藏的一项主要的控水稳油手段。1995年引入了PI调剖决策技术,科学地指导了该油藏的控水工作,使得油藏的稳产期延长,保证了该油藏的持续高效开发。截至1999年底,共实施11轮计279井次的粘土调剖措施,累计增油达10.89×104t,施工单井次增油390t,减少产水35.6×104m3,取得了明显的降水增油效果。