喇嘛甸油田水驱井网重构模式探讨

随着二类油层聚驱逐层上返,喇嘛甸油田水驱控制储景逐年减少,开采难度加大。针对目前水驱开发层系复杂、各层系间注采相互干扰、300m井距下厚油层内结构单元控制程度较低等问题,按照“细化开发层系、优化开发井网、强化注采系统”的调整思路,开展了水驱井网重构调整技术研究,调整注采不协调性,建立起合理的驱动体系,努力挖潜剩余油,达到最大限度地提高驱油效率。     

喇嘛甸油田南中东一区上返封堵方法研究

本文从南中东块的地质特征、井网分布特点及开发状况入手,应用精细地质研究与开发动态相结合,水淹层精细解释与油田注采状况相结合,油层平面分析与纵向合理组合相结合的方法,开展了南中东块一区聚驱上返封堵方法研究。为配合注聚井网最大限度地适应油层地质特点．最大程度提高原油采收率为出发点,编制了喇嘛甸油田南中东一区萨Ⅲ4-10油层上返封堵方案。     

应用分层技术提高二类油层薄差层动用程度

1前言 二类油层聚合物驱已经成为产量接替得重要开发手段,并乱已经开始实施工业化推广,由目前聚驱区块的吸水资料统计结果看,由于受油层发育条件、连通状况、井网完善程度等因素影响,注聚过程中油层动用差异较大,注聚过程中增油主要以厚油层为主,薄差油层几乎不动用,层间矛盾突出。     

一类油层聚驱后缩小井距高浓度聚合物驱现场试验布井方法研究

聚合物驱在喇嘛甸油田主力油层已大面积推广,并取得了较好效果,最终采收率为52．2％。但聚驱结束后,还有近一半的地质储量留在地下,因此,如何进一步提高聚驱后采收率,增加其可采储量是油田可持续发展、建设百年油田的重要研究课题。喇嘛甸油田北西块4—4#高浓度聚驱现场试验表明,在原250m左右注采井距下,高浓度聚合物驱阻力系数高,驱动难度大。当注采井距缩小至150m左右后,采出井全部受效,含水下降明显。因此,喇嘛甸油田主力油层聚驱后进行小井距高浓度聚驱现场布井试验。     

高渗低压油层压力保持技术研究

针对喇嘛甸油田喇北西二区高渗低压．基础井网、葡1-2并网注水井钻关降压陕地质特点,确定了补水试验方案,选择了补水井网,分井网对油层进行压力保持技术研究。确定了边缘压力和补水回注压力。并进行了现场技术试验。     

北三西西块二类油层聚驱动态变化规律认识

北三西西块二类油层是萨北开发区投产的第二个二类油层区块,通过借鉴主力油层及北二西西块二类油层注聚的成功经验,在优化井网部署、层系组合、提高聚驱控制程度的基础上,采取多种手段实现了个性化调整,目前区块注入状况稳定,注聚前缘均匀推进,采油井持续受效。本文通过对注聚过程中动态参数变化进行分析,总结其见效特征,初步提出治理对策,对指导今后二类油层聚驱开发具有重要意义。     

二类油层聚驱产液量下降幅度及影响因素分析

在聚驱开发过程中，在单井及区块见到聚驱效果时，产液量都会有不同程度的下降，但各个区块及单井产液量下降幅度差异很大，导致增油效果、低含水期持续时间差异较大。通过与一类油层聚驱对比及统计二类油层高浓度聚合物驱注采状况，分析认为，二类油层聚驱产液量下降幅度的大小与累积注采比、油层注入体系、油层渗透率等因素密切相关。     

喇嘛甸油田三类油层聚驱效果及认识

喇嘛甸油田三类油层属于薄差油层,但其发育广,储量丰富,非均质性强,是喇嘛甸油田聚合物驱的主要接替潜力层。与主力油层相比,具有有效厚度小、表外储层发育,渗透率低,油层发育薄及剩余油分布零散等特点。现场试验表明,三类油层注聚是可行的,为了评价三类油层聚驱效果,总结试验认识,本文从三类油层注采能力、动用状况、见效特点、措施效果、提高采收率幅度等方面综合分析,总结评价了试验聚驱效果及认识,对喇嘛甸油田三类油层合理高效开发具有十分重要的意义。     

降低二类油层聚驱成本的可行性研究

目前二类油层高浓度聚驱技术已取得突破性成果,但其化学剂用量大。为降低成本,减少干粉用量,探索了在高浓度注入一定体积后,采用低浓度交替段塞的注入方法。室内研究表明,注聚后期改注低浓度聚合物段塞,可以保证在采收率基本不变的情况下,节省干粉用量30％,大幅降低了二类油层聚驱成本。     

辽河滩海注水区块调驱可行性分析

海南3块位于浅海海域，注水开发已10年。目前存在含水上升快，油层利用率低，注水波及体积难以提高等问题。通过对海南3块油藏条件、注采井网及剩余油分布规律等进行研究后认为，油藏依然具有一定的剩余可采储量，注采井网也比较完善，具有调驱的必备条件和潜力，进行调驱是可行性的。     

南一区东块后续水驱存在问题及对策

通过对南-区东块地区在整个开发过程中，由于存在着油层发育状况及储层物性差、井网不完善、控制程度低等不利于聚驱开发效果的矛盾，及时调整开发思路，采取相应的对策，以提高区块的经济效益；同时，根据后续水驱阶段存在含水上升速度快、注入不连续等问题，采取分层注水、酸化等措施，挖掘聚驱后剩余油，延长后续水驱经济有效期，达到“五控”，即控液，控水，控制含水上升速度，控制产量递减，控制成本增加，减少无效循环，进一步提高聚驱采收率。即我矿南-区东块全面停聚后，在注采压力调控的同时，加大注入井的分层措施力度，以控制含水回升速度。但在作业过程中，需要投入水嘴释放封隔器，为提高工作效率，减少工作量，在实际应用中投入的是可溶性水嘴，结果发现后续水驱井不适合于这种类型的水嘴，及时调整为投捞可调水嘴或是死嘴后，取得了较好的措施及注水效果。     

萨三组油层多段塞交替注入注聚参数优化及现场应用

目前一类油层注聚区块已经全部转为后续水驱,因此二类油层成为聚合物驱挖潜的主要对象,也是喇嘛甸油田继一类油层聚合物驱后的重要接替层。但是由于萨Ⅲ油层,油层多而厚度薄,渗透率较低,纵向和平面非均质性严重,连通程度较低,导致薄差油层动用难度大,注入能力差,影响了聚合物驱开发效果。通过实验研究表明：多段塞交替注入能够进一步提高采收率,同时可以减少聚合物用量,进而提高聚驱效益。从北北块一区3—4#站现场试验效果可以看出交替注入取得的聚驱效果较好,试验区阶段提高聚驱采收率11．95个百分点,比对比区多提高o．63个百分点,阶段节约聚合物干粉28．9％。     

低渗透油藏开发技术研究、

低渗透油藏在油田开发中所占比例逐年加大,低渗透油藏的开发技术也需不断提高。本文从井网井距的优化、油层压裂技术、早期注水的重要性、注采井网的布署、注采调配技术的配套及油层保护技术共六个方面对低渗透油藏的开发技术进行了总结,并以梁4块等为例阐述实施过程及效果,对低渗透油藏的良性开发有一定的指导作用。     

缩小注采井距对改善薄差油层注水状况的认识

针对油田薄差油层动用较差的实际,开展了综合利用二、三次加密调整井网,进一步缩小注采井距,改善井区注水状况的方法研究,从理论上确定了薄差油层的合理注采井距,并在实际应用中取得了一些认识,从而可为油田高含水期薄差油层的开发提供一些理论指导。     

注聚初期分层方法研究

喇嘛甸油田一类油层已处于注聚后期,二类油层聚合物驱是实现聚驱产量接替的主要手段,注聚初期分层对二类油层开发效果有很大的影响。本文从注入井的分层时机、分层方法入手,根据不同注入井的发育状况总结出不同的分层方式：根据一类油层以及北北块一区分层注聚经验,总结出分层配注原则：根据注入井的吸水剖面变化以及压力等注入参数评价出分层效果：根据措施效果,总结出注聚初期分层措施是提高二类油层动用程度的有效方法.     

精细注采管理实现孤岛油田二类油藏聚合物驱增油接替

针对近年来投注聚的二类油藏油层发育状况差,非均质性严重,断裂系统复杂,原油粘度高的特点,攻关形成了二类油藏聚合物驱精细注采管理配套技术：通过深化储层连通性认识,努力提高二类油藏注采对应率;优化注聚参数技术,提高聚合物对二类油藏适应性;较大幅度提高了原油采收率,实现了孤岛油田聚合物增油的接替。     

喇嘛甸油田长关井治理分析

本文通过对喇嘛甸油田长关井现状进行了深入的调查,并根据单井地层条件、构造特点及动态变化特征等资料进行分类研究,综合考虑剩余可采储量、井组注采情况,以提高油层动用状况为中心,以完善砂体注采关系、改善油层渗流能力为原则,提出有针对性的治理措施,明确了长关井的合理治理时间,形成了一套水、聚两驱长关井综合治理方法,有效的提高了油水井利用率,弥补了产量递减。     

X区块优化补孔措施挖潜剩余油

阐述了通过补孔完善注采关系进行剩余油挖潜的做法。对x区块三次加密补孔井效果进行了详细分析,包括通过补孔完善不同层系水驱注采关系、水驱井补孔完单砂体注采关系等,确定了经济有效的措施类型。实践表明,通过补孔措施,灵活运用水驱低产井完善水驱不同井网注采关系,挖潜不完善井区的剩余油,可以取得较好开发效果。     

影响南中西聚驱效果因素分析

南中块西部2004年7月开始注聚，三年多的聚驱开发取得了一定的聚驱效果，但随着注聚过程的深入出现了一系列的问题，导致南中块西部的聚驱效果低于数模预测。本文针对油层条件、注人方式、注人工艺等方面出现的问题，分析影响南中块西部聚驱效果的因素，为工业区块持续稳产提供实践经验。     

一体化治理在桩8块的应用

结合地面工程配套情况,按照“治水先行、井网完善、配套工艺、精细管理”的思路,在低渗油藏桩8块实施老油田一体化治理。根据渗透率差异分区优化井网井距,部署新井,恢复老井,完善与恢复注采井网。突出沙河街组油藏水质改善,辐射周边低渗透区块,油水联动,改善老区开发效果,通过治理实现低渗透油藏注入水井口水质达标和高渗高液量油藏降污减排的双重目的。