涠洲11-4油田水驱后注气提高采收率预测方案评价

针对涠洲11-4油田主力油层——角尾Ⅱ油组换大泵提液、开发东区和高含水井侧钻等主要措施增产效果不理想的问题,以涠洲11-4油田生产历史数据为基础,通过对国内外大量文献的调研,利用建立的等效模型对涠洲11-4油田注气提高采收率方案进行了预测。结果表明,连续注气、间歇注气及水气交替这3种开发方案的开发效果较差,而泡沫驱方案增油效果明显,建议积极开展泡沫驱进一步实验和研究工作。     

中海油南海2个油田新项目投产

正近日,中海油有限公司宣布涸洲12-2油田联合开发项目及涠洲11-4北油田二期项目已投产。涠洲12-2项目位于南海北部湾海域,平均水深约36 m。该项目包括涠洲12-2油田、涠洲12-1西油田及涠洲11-2油田北块三个油田,主要生产设施包括3座井口平台及18口生产井。该项目全部生产井均已投产,原油产量约16 000 bbl/d,已达到ODP设计的高峰产量。涠洲11-4北项目位于南海北部湾海域,平均水深约40 m。该项目依托周边现有生产设施生产,新建     

涠洲11-4油田泡沫驱提高采收率可行性论证

针对涠洲11—4油田主力油层——角尾组Ⅱ油组换大泵提液、开发东区和高含水井侧钻等主要措施增产效果不理想的问题,为了寻找新的开发方法以提高经济效益,以涠洲11—4油田生产历史数据为基础,通过对中外大量文献的调研,选择ECLIPSE100黑油模型对泡沫驱进行了数值模拟研究,认为实施泡沫驱可以经济有效地提高该油田的采收率,可增产油量24．36×10^4t,建议开展泡沫的实验工作,为泡沫方案的设计提供可靠的参数。     

涠洲油田群注入水伤害研究

通过对涠洲油田群黏土矿物、敏感性、注入水质以及注入水自身结垢、注入水与地层水混合结垢等伤害因素的系统分析、评价,查找出注入水悬浮物含量及其粒径是目前涠洲油田注入水伤害的主要因素,其次为注入水自身结垢和注入水与地层水混合结垢伤害。提出了控制水质和改善防垢效果的建议,对更好地解决涠洲油田注水伤害问题具有一定的指导意义。     

高密度三维地震采集在涠洲油田的应用

南海北部湾盆地北部坳陷中石化涠西探区涠洲油田涠11-5W构造极为复杂,小断层发育,原始的常规地震采集所获得的资料信嗓比低,不利于微构造精细刻画及精细油气藏描述。为了满足精细勘探开发的需要,2016年中石化上海海洋油气分公司在涠洲油田及周边实施了高密度三维地震采集,优化采集参数,重点就面元尺寸、覆盖次数、震源和电缆的沉放深度等参数进行了研究,其最终采集数据经处理效果分析表明:获取的地震资料较原三维地震资料品质有大幅度的提高,资料的有效频带拓宽7Hz,尤其对该地区微构造进行了精细刻画,为下一步涠洲油田的评价开发奠定了坚实的基础。     

涠洲11-4N油田流沙港组低渗复杂断块油藏高效开发策略

南海西部海域北部湾盆地低渗油藏具有断块复杂、砂体相变快、砂泥薄互层发育、砂体展布规律复杂、储层非均质性强等特征,这导致了该地区相当规模的原油地质储量难以经济有效动用。近几年经过不断探索,形成了一套针对低渗复杂断块油藏的高效开发策略,指导了涠洲11-4N油田流沙港组成功开发,并建立了有效注采井网。涠洲11-4N油田流沙港组开发过程中采取的主要策略包括:(1)利用储层微观实验结果对储层进行分类评价,确定各区块开发难易程度;(2)优质储层试采揭示油田开发难点,落实开发可行性;(3)整体部署、分批实施,持续优化、及时调整,降低开发风险;(4)区域滚动开发提高经济效益;(5)纳滤精细注水提高采收率。本文成果对海上其他类似低渗油田的开发有重要借鉴作用。     

涠洲11-4砂岩底水油田综合油藏管理实践

在涠洲 11 4砂岩底水油田开发过程中 ,油藏精细综合地质研究和油藏模拟研究的紧密结合 ,使得该油田的开发效果得到了明显改善。文中对该油田的地质特点与开发特征进行了归纳总结 ,并依据油藏管理实践 ,详细论述了该油田在保持油田稳产、扩大驱油波及系数、提高原油采收率等方面所采取的措施及成效 ,以及所取得的油田开发管理经验     

涠洲油田甲酸盐钻完井液体系适用性评价研究

针对涠二段井壁失稳及储层段保护问题，通过涠洲油田地层特性及钻井液性能室内评价研究，提出了甲酸盐钻井液体系作为涠洲油田开发井钻完井液，以实现钻完井液一体化，室内评价表明，该体系满足涠洲油田开发井复杂层段井壁稳定要求及储层段储层保护要求，适用于涠洲油田开发井钻完井施工。     

井壁稳定技术在涠洲11-1油田的应用

涠洲11-1油田地处南海西部北部湾盆地,该油田在钻井过程中极易发生井壁失稳问题,给钻井工程带来很大的风险,因此针对该油田进行井壁稳定机理研究显得十分必要。借助涠西南油田群井壁稳定性研究的成果,系统综述了与涠洲11-1油田有关的井壁稳定性机理及一些具体结论,包括微裂缝状况、地应力大小和方向、沿井眼轨迹的地层坍塌压力剖面,并提出了相应的实用技术对策,主要有确定合理的安全钻井液密度、强力防塌油基钻井液的应用、优化井眼轨迹及降低裸眼井段暴露时间等。将这些技术应用于涠洲11-1油田复杂地层的钻进过程中,实践证明取得了较好效果,涠洲11-1油田未出现因井壁失稳问题导致井下复杂情况或事故。     

液压举升器在南海西部油田成功应用

针对移动修井机提升能力差的问题,特引进了120T液压举升器,并在涠洲11-1油田和涠洲11-4D油田都应用成功。     

优化改造油田生产工艺 增产增效提高环保水平——涠洲11-4油田生产工艺优化改造实践

油田生产水处理和海管输油能力不足是制约涠洲11-4油田生产和影响生产安全的瓶颈问题。合理利用油田原有设施和条件,对生产水处理系统和输油管道系统进行工艺优化改造,使该油田B平台海管运行的安全可靠性得以明显提高,并使油田生产水处理能力和处理质量得到有效改善,同时大幅度降低了油田生产成本,拓宽了油田增产挖潜的空间。涠洲11-4油田优化改造生产工艺实践经验,可为进一步拓宽海上老油气田的生产管理思路提供参考。     

涠洲12-1油田注伴生气近混相驱替机理实验及模拟研究

近混相驱可以在降低注入压力的同时尽可能使驱替效果达到与混相驱相同的低界面张力驱替效果。以涠西南油田群外输气回注涠洲12-1油田地层原油的互溶性膨胀试验和多次接触过程PVT实验数据为基础,结合PVT物性参数及相态特征的模拟计算,分析了涠洲12-1油田注伴生气膨胀特征和多次接触非混相驱和近混相驱特征。研究表明,涠洲12-1油田地层原油在目前地层压力(20.47~20.77 MPa)下,当注入气摩尔比例达到0.68左右时,体系达到理论上的一次接触混相状态,对应的理论混相压力在39.45 MPa以上。注涠洲12-1油田外输气形成的驱油机理为多次接触动态非混相驱和较弱的近混相驱,要达到明显的近混相驱和混相驱,则需要把注入压力提高到40 MPa以上。     

塔里木油田改善注气开发效果的关键问题

针对塔里木油田的油藏地质特征及开发现状,面对部分油藏已进入高含水、高采出程度阶段的形势,为了控制产量递减速度、实现原油稳产增产,提出了注气提高油田采收率的技术思路。分析了目前注气驱油技术及应用中可能遇到的问题,从改善注气开发效果的角度出发,探讨了气体类型及试验区选区、驱替类型及注入方式、气窜控制、注气配套技术、利用储气库理念开发油藏等问题。建议选择烃气作为塔里木油田的注气气源、选择条件适中的轻质油油藏进行试验,获得技术突破后,再逐步向低渗透油藏推广。根据具体区块具体分析原则,分别开展垂向驱、水平驱(面积驱)试验和气窜控制技术研究,在气水交替注入方面应进行注入能力分析及室内效果评价;在注气试验实施过程中,开展注气、采气平面和垂向监测工作,掌握注气过程中的气体运移规律。从注气技术的经济性方面考虑,建议引入储气库理念开发油藏,把注气采油作为临时储气阶段,待采油完成后,再将天然气产出到输气管网。     

涠洲12-1油田注气重力辅助稳定驱替机理研究

涠12-1油田涠四段油藏注采井网不完善,并且在钻完井过程中由于储层受到严重污染,注水较晚,最终导致涠四段油藏地层压力下降,开发效果不好。为改善该油藏开发效果,试图进行注气开发,为确定油藏注气开发的效果,结合油藏的地质油藏特点,综合运用带倾角的长岩心注气重力稳定驱、带倾角的注采井组二维均质剖面模型、层状剖面模型以及韵律剖面模型,并采用注气驱机理数值模拟的方法对注气驱替机理进行了研究。模拟结果表明,涠洲12-1油田中块涠四段注气非混相驱油的主要机理为重力分异辅助作用,储层非均质性、油气毛管压力和注入气黏度变化对注气驱油的采收率影响较小。采油速度不超过5%,注气近混相驱可以形成比较稳定的下倾气驱油界面,且比注水开发将提高采收率10个百分点以上。     

超低渗透油田强化注水的措施分析

在油井含水量不断上升的背景之下,为了能够稳定油田的产量,并且为社会的发展提供足够的石油能源,那么石油企业就需要对油田注水工艺进行深入分析,因为该项工艺的效果可影响油田的产量以及油田生产产品的质量。只有在重视油田注水质量并且提高质量的前提下,才可以做好低渗透油田的注水工作,并保证油田在后期开采期间可不断提高注水的效率,从而达到稳定油田产量的目的。因此,主要针对低渗透油田注射开发的相关技术进行研究和分析。通过先分析超低渗透油田的特点,以及超低渗透油田的地质构造,提出超低渗透油田强化注水的具体措施。     

塔河油田断溶体油藏气驱井组注气量计算方法

塔河油田断溶体油藏注氮气提高采收率开发效果显著,但尚没有针对塔河油田断溶体油藏合理注气量的确定方法。根据生产数据分析法,通过流量重整压力和物质平衡时间曲线的拟合,得到了塔河油田断溶体油藏气驱井组总动用储量;考虑塔河油田断溶体油藏井网特征,得到了线状井网气驱平面波及系数计算方法;根据地震能量体属性缝洞体三维分布,得到了考虑缝洞体空间展布的断溶体油藏气驱纵向动用程度。利用数值模拟方法对典型断溶体油藏进行模拟,明确了断溶体油藏合理注气量为剩余储量的0.75 PV;在得到断溶体油藏气驱井组总动用储量、注气前累计产油量、平面波及系数、纵向动用程度和合理注气量的基础下,建立了塔河油田断溶体油藏气驱井组合理注气量的计算方法。将该计算方法得到的合理注气量应用于塔河油田断溶体油藏注气现场,见效井产油量增加到未注气前的2.5倍。     

埕岛极浅海油田注采方案优化研究

针对埕岛馆陶组油藏一套层系多层合采，层间、平面矛盾突出，溶解气驱状况下转入注水并发，海上注水不能实现细分层段(3段以上)分层注水的特点，通过精细油藏地质研究、沉积微相研究、储层流动单元研究，运用数值模拟技术、油藏工程分析等方法手段，进行了注水方式、分注层段、注采比的优化研究，确定了溶解气驱状态下适合埕岛馆陶组油藏特点的注水技术政策，为海上埕岛油田高效注水开发提供了决策依据。     

复杂断块油藏优势通道识别与定量描述——以涠州12-1油田北块6井区为例

海上断块油藏平面与纵向上非均质性强,注采井距大,长期注水开发易形成优势通道,水驱开发效果差;并且由于合采合注井较多,纵向各层注入、产出不清,单一的优势通道评价方法准确性较差。以涠洲12-1油田北块6井区为例,综合应用井间动态连通性分析方法、无因次PI值方法、示踪剂试井及流线模拟技术,对该区块优势通道发育情况进行识别和定量描述,并结合数值模拟相互验证,为后续的剩余油分布研究和制定合理的调整方案奠定基础。     

塔河油田缝洞型油藏单井注氮气影响因素研究

塔河油田缝洞型油藏随着注水轮次增加,生产效果逐渐变差,2012年开展单井注氮气试验,增油效果显著。运用大量矿场统计数据分析了岩溶地质背景、构造要素、储集体类型、地震反射特征及动态特征对注气效果的影响规律和特征,为塔河油田今后的注气选井和评价工作提供指导。