采用低频脉冲法提高低渗透油田产量

三次采油后期，油田含水逐年升高，新开发的油田多数为低渗透或特低渗透油田，储层物性差，储量丰度低，为了提高新开发油田的油井产油效果，采用成本投入少的低频脉冲采油技术进行增油，该方法采用不同频率的低频声波(20Hz～60Hz)处理油层，引起油层及其中所含饱和流体的物理和化学性质发生一定程度的变化，从而改善油层内流体的渗流状况，达到增加油井产油量、提高油层原油采收率的目的。     

在沙捞越Bokor油田实施的微生物提高采收率技术

Bokor油田是在马来西亚选择的应用微生物提高采收率 (MEOR)技术的第一个油田。通过产生生物化学剂 (例如生物表面活性剂、溶剂、气体和弱酸 ) ,MEOR技术用微生物加速、增加或延长从油藏中采油。选择该油田的原因是 ,其原油粘度高(4～10cP) ,并且原油的API重度低 (2 0°) ,这导致主要油藏的采收率低 (为原始原油地质储量的 19%～ 2 5 % )。看来这一技术对于该油田是有吸引力的 ,因为最初认为该技术能够降低原油粘度并且提高采收率。此外 ,Bokor油田主要油藏的储层性质符合应用MEOR技术的基本筛选标准。用了 5～ 6个月的时间对试验动态进行了监测 ,发现先导性试验的效果是鼓舞人心的。观测到采油量大幅度增加 ,含水下降 ,证实了应用MEOR技术的效果。这一期间的平均采油量增加了 2 70bbl/d ,相当于采油量增加了 4 7%。     

川口油田长6油层注水开发实践与认识

川口油田属特低渗透油田,平均空气渗透率0．79×10^-3～0．96×10^-3μm^2,储层物性差,油藏压力低,渗透率特低,基本无自然产能,压裂求产后产能下降快。1998年油田开始注水,解决了水质超标、注水井注不进水、注水井堵塞、油井水淹等技术难题,油井增产明显,油层整体吸水性较好,弥补了地下亏空,取得了一定的经济效益和社会效益,积累了丰富的现场经验,逐步确定了一套适合川口油田注水开发的工艺流程和工艺技 术。为延长油矿管理局在全局范围内实现二次采油奠定了扎实的基础,为特低渗透油田提高资源利用率,提高原油采收率闯出了一条新的路子。     

南海A油田开发方案优化及开发效果分析

南海A油田油层多 ,过渡带宽。以控制水锥锥进、提高原油采收率为原则 ,通过数值模拟方法对该油田开发方案进行了优化 :井数调整为 10口 ;选用水平井及斜井 ,斜井尽量布于纯油区 ,水平井尽量布于过渡区 ;采油速度采取 10 % ;位于底水油层或过渡带区域的油井射开程度为30 %～ 4 0 % ,位于纯油区但距边水距离小于 2 0 0m的油井考虑适当避射。生产结果表明 ,上述开发方案是合理有效的。对过渡带水平井与斜井的开发效果进行了分析 ,水平井生产效果比斜井好 :同样开采条件下 ,水平井累计产油量大 ,无水采油期长 ,含水率低。     

秦皇岛32-6油田含水率上升快原因分析

秦皇岛32-6油田没有无水采油期,具有含水率上升快、采出程度低的开采特点。该油田含水率上升快与油水粘度比、储层非均质性、油田构造幅度、油藏类型及开发方式等有关。提出了实施分层开采、开展压水锥试验和在剩余油饱和度高的部位钻水平井等改善油田开发效果的措施及建议。     

罗马什金油田开发后期稳产措施

1 开发现状俄罗斯罗马什金油田的主力油层于 1 975年就进入了开发后期 ,其特点是采油速度低 (降至原始可采储量的 2 % )、油井含水高 (主力油层的含水率为86 7% ,油田的平均含水率为 85 8% ) ,难采石油储量所占比例由 2 7%增至 85 %。到 1 995年初 ,全油田共有 2 4× 1 0 4 口井 ,已经开始亏损。已有 1 7个开发区进入了开发结束阶段 ,只有萨尔马诺沃、卡拉马雷、霍尔梅开发区尚处于开发后期。到 1 997年 2月 ,该油田在平均含水 87%的情况下 ,采出程度已达 47% ,平均单井累计采油量为 1 5 9× 1 0 4 ｔ。预计到 2 0 0 0年、2 0 0 5年、2 …     

孤岛油田渤89块稠油油藏治理技术与效果

孤岛油田渤89块块油藏是一个典型的疏松砂岩稠油油藏，储层物性差，粘土矿物含量偏高，出砂严重，开发难度大，属于低采油速度、低采出程度的“双低”单元。为改善开发效果，通过对油层机理及影响该区块油井正常生产因素的综合分析，结合该区块地层特征和储量动用状况，提出采用防砂、降粘、解堵、油层保护等配套技术进行治理，取得了明显效果，日增油55t，当年增油12608t，采油速度上升到1．24％，标定水驱采收率增加2．0％，增加可采产量43000t，使该区块的开发效果得到根本改善，为同类型油藏的开发提供了有益的经验。     

文留油田低产井油层保护工艺研究及应用

复杂断块油田油井油层保护技术的研究与应用,是提高油田开发效果的有效途径.文中通过介绍文留油田3个典型区块在该方面的研究成果(包括储层敏感性研究、采油工程入并液综合评价等)及应用到现场的效果,提出了低产能油井油层保护的一系列措施,为类似油田的开发提供了借鉴.     

让纳若尔油田投球分层酸压技术研究与应用

让纳若尔油田在区域构造上属于哈萨克斯坦滨里海盆地东缘隆起带上的一盐下古生界隆起。该油田储量丰富,但采油速度低,采出程度低,储层纵向上的非均质导致油层动用程度较差,单井产量低。通过研究储层剖面动用程度,优选分层酸压裂油井,筛选适合于让纳若尔油田碳酸盐岩储层酸压裂的液体体系,优化投球分层酸压裂工艺技术,建立了让纳若尔油田投球分层酸压裂改造配套技术。2006~2009年完成了现场实施28口井,并取得了很好的增产效果。     

下二门及孙岗低渗透储层损害因素及保护措施研究

方法　在对储层基本特征和流体性质进行研究的基础上 ,分析下二门及孙岗低渗透储层的损害原因。目的　提出油层保护措施。结果　采用屏蔽暂堵技术来改造钻井液 ,以满足钻井液保护多套层系的要求 ;该区不宜采用高浓度的HF进行酸化 ,以免引起油层出砂 ;现场工作液矿化度下二门地区应控制在 2 0 0 0～ 2 5 0 0mg/L ,孙岗地区应控制在 5 0 0 0～ 5 5 0 0mg/L ;注入水 pH值应小于 8,流速应尽量使用临界下限 ( 0 1～ 0 5mL/min) ,以防止微粒运移造成地层损害。结论　油层损害受内部和外部两种因素影响 ,应根据油层岩石本身特征和所包含的流体性质 ,选择合适的钻井、采油等技术 ,以降低油层损害 ,提高开发效果。     

打开“致密油” 握有“金钥匙”

<正>大庆采油七厂垣平1水平井示范区的8口水平井于2013年12月初全部完钻,平均油层钻遇率达到68.2%。垣平1水平井示范区开发的是葡萄花油田扶余油层。该油层属于低—特低渗透油田,具有油层薄、储量丰度低、岩性致密等特性。这类油层中的油也就是人们所说的"致密油"。直井开发效益差,因此,水平井开发成为主攻方向。采油七厂加大了地震资料应用力度,实现了地下构造、储层预测的精细化认识,水平井井区、井型、方位、长度和完井均实现了优化设计,水平井开发配套技术逐渐成熟。钻进过程中,科研人员克服重重     

呼和诺仁油田孔隙结构及渗流特征研究

针对海拉尔盆地呼和诺仁油田南屯组油层含水上升快的实际情况,开展了储层孔隙结构和渗流特征研究。南屯组储层近物源、快速堆积的扇三角洲沉积导致孔隙分布不均、连通性差,喉道分布以双峰型为主,左峰对应较小喉道半径,为无效喉道;右峰对应较大喉道半径,为有效喉道,是主要渗流通道。孔隙结构相差极大,微观非均质性极强。可动油饱和度较低,水相相对渗透率形态呈凸形。储层水敏性强、贾敏效应渗流阻力大导致水驱油过程中注入水很难进入1μm以下喉道驱油,由核磁共振测试得到1μm以上喉道中采油量占全部采油量的77%,为注入水渗流的优势通道,是油井含水上升快的主要原因。     

特低渗油藏微生物矿场试验效果评价

大庆外围朝阳沟油田 2 0 0 2年 8～ 9月在 13口油井进行了微生物吞吐采油现场试验。所用菌种为兼性厌氧混合菌。 13口井的油层按渗透率分为 3类 ,Ⅰ类 6口 ,18.2× 10 -3 μm2 ,Ⅱ类 4口 ,8.2× 10 -3 μm2 ,Ⅲ类 3口 ,4 .5×10 -3 μm2 。单井菌液注入量为 0 .9～ 3.0t,注菌后关井 5～ 7d(一口井关井 2 0d)。原油与菌种作用后正构烷烃分布移向低碳数方向 ,粘度 剪切速率曲线大幅度下移。跟踪检测的 3口试验井 ,注菌后产出的原油含蜡、含胶、油水界面张力分别由 2 7%～ 4 0 %、18%～ 2 2 %、32～ 36mN/m降至 17%～ 15 %、11%～ 16 %、14～ 17mN/m ,产出水中有机酸含量由 5 0～ 6 5mg/L增至 10 9～ 138mg/L ,其中一口井注菌 2 0和 15 0d天后采出水中菌数为 10 7和 10 5个 /mL ,室内实验表明在注入营养物后地层的微生物可继续生长繁殖。现场试验结果表明 ,5口Ⅰ类地层井微生物吞吐采油效果 (增油减水 )良好 ,3口Ⅱ类地层井和 2口Ⅲ类地层井效果差但仍有效。对 3口井无效的原因作了分析。图 2表 5参 2     

单6东超稠油油藏开采特征

1 油藏地质特征胜利油区单家寺油田单 6东馆陶组下段 5 0℃地面脱气原油粘度在 5 0 0 0 0～ 10 0 0 0 0mPa·s之间 ,是典型的超稠油油藏[1] 。其油层埋深 110 0m ,有效厚度约 30m ,分 3个小层 ,单层厚度 10m左右 ,孔隙度 33% ,渗透率 3～ 4 μm2 ,含油饱和度 5 6 %。岩性属于疏松细砂岩。该油藏具有中等水敏性和碱敏性 ,敏感性可使储层渗透率降低 4 0 %。油水空间分布呈倒三角形 ,含油面积上大下小 ,边水主要来自东南方向。与国内外超稠油油藏相比 ,单 6东超稠油油藏突出的特点是油层埋藏深度较大。2 超稠油物性及热采机理[2 ]在实验室模…     

大港低孔低渗油田欠注井治理对策研究

大港南部油田储层低孔低渗,敏感性强,且地层水矿化度高,造成注水井油田注水压力以年均0.8～1.5 MPa的速度上升,给安全生产造成隐患。通过对南部油田油层岩性、物性、水质等影响因素分析,并结合注水井吸水曲线特征,进行了不同类型油藏针对性的酸化、降压增注工艺的优化,优化工艺实施后注水能力平均提高50%以上,注水压力降低2～10 MPa,取得了明显的降压增注效果。     

大庆外围油田储层岩相学特点与敏感性评价

大庆外围已发现的 2 0个低渗透或分散小油田 ,储层品质差 ,在开发中易受伤害 ,伤害后难恢复。以储量相对较大的两个典型大庆外围油田为例 ,实验测定了油层岩心的岩相学特征和敏感性程度。龙西油田高台子油层岩性以含泥粉砂岩为主 ,泥质含量 7.2 %～ 38.7% ;粘土矿物组成复杂 ,以伊利石为主 (6 5 %～ 85 % ) ;最大孔隙半径 4.74μm2 ,中值半径 0 .0 0 4～ 0 .2 95 μm2 ,孔隙和喉道半径相差悬殊 ;渗透率特低 ,地层水测渗透率为 0 .0 13× 10 -3 ～ 13×10 -3 μm2 ;敏感性程度和相应敏感指数如下 :弱速敏 ,Iv=0 .0 4～ 0 .35 ;中等偏弱到强水敏 ,Iw=0 .31～ 0 .78;中等盐敏 ,Is=0 .39～ 0 .6 0 ,临界矿化度 2 2 5 0mg/L ;中等酸敏 ,Ia=0 .41～ 0 .47。葡萄花油田葡萄花油层岩性为细粒、粉粒砂岩 ,泥质含量 10 %～ 15 % ;不同深度上粘土含量不同 ,组成复杂 ,可能发生地层微粒运移 ;最大孔隙半径 13.7μm ,中值半径 1.9～ 5 .2 μm ,有厚约 8m的疏松岩层 ;地层水测渗透率 2 1× 10 -3 ～ 2 93× 10 -3 μm2 ;敏感性程度和相应敏感指数如下 :弱速敏 ,Iv=0 .0 6～ 0 .2 7;中等偏弱到中等偏强水敏 ,Iw=0 .31～ 0 .78;弱到中等盐敏 ,Is=9.5 9～5 7.0 6 ,临界矿化度 6 0 71mg/L ;中等酸敏 ,Ia=0 .31～ 0 .39。两     

改善双河油田上倾方向油藏开发效果的主要做法

双河油田三角洲上倾尖灭部位油藏埋藏较深、低孔低渗 ,由于井距大 ,注采不完善等导致开发效果差。为此 ,开展了地质综合研究、加密先导试验、加密井网、油层保护、储层改造等工作 ,使该部位增加地质储量 2 1 4× 1 0 4t,采油速度由 1 992年的 0 .5 0 %提高到 2 0 0 3年的 0 .99% ,采收率提高 2 0个百分点。     

水动力改变液流方向技术在低渗透油藏中的应用——以新疆宝浪油田宝北区块为例

针对低渗透油田水驱采收率低、水驱效果差、液流方向单一等问题,以新疆宝浪油田宝北区块为例,对水动力改变液流方向技术在低渗油藏中的应用进行了相关研究。首先从水动力改变液流原理出发,总结出调整注水井、调整采油井和采油井转注3种水动力改变液流的工作原理。其次,结合油田实际地质及生产情况,从注水井增补及开发层位调整方面,对油田52口生产井制订了改变液流方向的具体措施。最后,利用油藏数值模拟技术对上述措施进行了评价,预测措施实施后15年综合含水率上升6.36%,产油量增加26.51×10⁴ t,日产油增加59.34 t/d。预测结果表明,水动力改变液流方向技术应用在宝北区块这样的高含水、低渗透油藏中能取得较好效果。该技术可有效抑制低渗透储层含水率上升,增加单井产量,提高储层水驱采收率。     

河流相致密储层单砂体精细刻画技术

大安油田红1扶余油层属于超低渗透油层,储层物性差、单井产量低、砂体纵向上2～4层,平面上变化快不连续,因此优选有效储层是效益开发的关键。本文针对物性差的特点,明确储层微观与宏观响应性,提取有效储层渗透率及渗砂体厚度,定量刻画渗透性砂体平面展布,结合单砂体刻画明确有效储层分布范围,为区块规模动用提供有效技术手段,并对其他低渗透油田开发具有很好的指导意义。     

塔河油田TK432井复合剂堵水工艺

TK4 32井位于塔河油田 4号区块 ,于 2 0 0 1年 1月投产 ,同时开采多层。半年时间内含水就从 14%迅速上升到 84 %,到 2 0 0 1年 10月底含水已经上升为94 %,成为高含水井。为了控制该井含水的上升 ,决定采取堵水措施。1　出水原因及堵水剂选择1.1　出水原因为确定出水原因及出水层位 ,利用大地磁场探测仪 (CYT)对 TK4 32井进行了探测分析 ,测试解释结果为水浸油层有 5 5 2 2～ 5 5 30 m、 5 5 71.5～ 5 5 84 m两层。其中 5 5 2 2～ 5 5 30 m油层井筒周围 30 m范围内均受水浸 ;5 5 71.5～ 5 5 84 m油层西南方向距井筒 75 m范围内水淹 ,东北…