塔河缝洞型油藏缝洞单元注水开发模式

塔河油田缝洞型油藏是目前国内最大的碳酸盐岩缝洞型油藏,以天然能量开发为主,受能量下降和油井含水快速上升的影响,导致采收率不高,近年来注水开发在塔河缝洞型油藏提高采收率方面起到了良好的效果,注水开发已经成为提高缝洞型油藏采收率的一项主导技术。结合当前塔河缝洞型油藏注水开发的现状和发展趋势,系统总结和论述了单井缝洞单元注水开发模式和多井缝洞单元注水开发模式,这对具体认识缝洞型油藏的注水开发模式以及机理研究具有一定的实际意义。     

塔河油田12区注水替油效果分析与认识

塔河12区奥陶系碳酸盐岩油藏岩溶缝洞型储层具有极强的非均质性,钻遇定容体所占比例很大,针对这类油井压力递减迅速普遍采取注水替油开发措施。本文对比了几口注水替油井,分析认为：储层物性较好,前期含水率较低的井,适合进行注水替油开发。并且针对各种不同地质情况,提出了提高注水替油效果的方法。     

内蒙拐子湖凹陷基底潜山缝洞型油藏开发技术探讨

拐子湖凹陷基底古潜山油藏类型为缝洞型挥发性油藏,分析国内外缝洞油藏各个开发阶段所采取的一系列增油挖潜开发技术,对内蒙拐子湖凹陷基底潜山缝洞型油藏挖潜工作提出建议。高产稳产及产量递减阶段,可参考任丘潜山油藏提高采收率技术六大挖潜技术。高含水后期或快速递减阶段,借鉴塔河油田注水替底部油,注气替阁楼油模式。     

塔河油田气水协同提高采收率实践及认识

塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏经历注水、注气开发阶段后,形成了新的剩余油赋存模式,单一的注水、注气方式难以有效动用剩余油。本文在借鉴碎屑岩油藏气水交替非混相驱开发经验、缝洞型油藏注水注气开发政策及剩余油分布研究的基础上,探索开展气水协同提高采收率矿场实践,初步形成了气水交替协同、气水同注协同、多井分注协同三种气水协同模式,为塔河油田提高采收率开拓了新方向。     

同井采注施工工艺分析及应用

油田在开发过程中,随着油井开采不断的进行,地层压力会逐渐下降,油藏采收率也随之降低,一般油藏采收率在20％左右,如果进行注水,补充地层能量,则油藏采收率将会提高5-8％。同井采注水技术的首次突破,是对传统注水开发方式的一次革新,有效地解决零散区块注水问题,该工艺在同一井筒内实现了采水、注水,节省了地面水处理设施、注入设备流程等费用,为边远小断块油田完善注采井网,实现注采平衡,提高零散区块的采收率提供了有效手段。本文主要分析井内直接增压的同井采注井工艺的原理及关键技术,并结合现场实例进行分析,进一步了解、认识该工艺。     

塔河油田水驱法计算地质储量经验公式的提出

塔河奥陶系油藏为岩溶缝洞型碳酸盐岩油藏,油藏的储集空间结构复杂,储层非均质程度严重,属于典型的非常规油藏。对注水周期数比较多的几口井进行水驱特征曲线分析,得到了可采储量及部分注水替油井的地质储量。通过对结果的处理,得到了一种注水替油井动态地质储量计算的经验公式。     

注水指示曲线在碳酸盐岩油藏措施挖潜中的应用及认识

塔河油田碳酸盐岩油藏具有很强的非均质性[1],属于岩溶缝洞型油藏。历经数余年的发展,在注水替油机理研究、选井原则、效果分析等方面认识逐渐加深,技术政策日趋成熟,并建立了适用于该油田开发的不同类型注水指示曲线[2]模板,为判断井筒状况、通道渗流能力、储集体类型及规模提高了可靠依据,依托注水指示曲线,找到影响油井低效的节点,从而采取针对性的措施。     

塔河缝洞型碳酸盐岩油藏注气替油实践与认识

塔河油田碳酸盐岩油藏以大型溶洞、溶蚀孔洞及裂缝为主要储集空间,属于非均质性极强的缝洞型碳酸盐岩油藏。经过多轮次的注水替油后,采油效果逐渐变差。根据塔河油田碳酸盐岩油藏的注气可行性研究,使用氮气进行注气替油方式挖潜剩余油,在进行试验阶段的过程中,对注气替油效果进行分析总结,并提出相应建议,为进一步提高该油藏的采收率提供参考。     

应用模糊评判法评价塔河油藏水锥风险

塔河底水缝洞型油藏投入开发以来,每年因含水上升导致产量递减占65％左右,如何做好控水工作是开发中的重要任务。针对塔河油田的实际情况,利用各种静、动态资料和测试手段,在相关地质研究成果和开发特征分析的基础上,依据备类缝洞单元的储集体发育、含水变化规律、天然能量等方面的研究,深化塔河油田缝洞型储集体的认识,结合注水替油井现场生产动态数据及监测资料,在总结前人研究成果的基础上,应用模糊综合评判法评价缝洞型储集体水锥风险,及早提出预警方案。生产实践评价结果表明,建立的水锥风险预警方法具有一定适应性,在一定程度上对油田开发生产管理可以起到辅助决策的作用,为提高缝洞型碳酸盐岩油藏采收率提供技术支撑。     

某碳酸盐岩油藏单井注水替油参数优化研究

碳酸盐岩缝洞型油藏非均质性强,裂缝沿空间发育规律不具有连片分布特征,油藏具有很强的分隔性。对于储集体类型为孤立缝洞定容性的单井,天然能量末期采取注水替油补充能量,可大幅度提高采收率。通过对W油藏生产资料,结合三维地震数据、边底水能量等,制定了单井注水替油参数优化细则,现场实践增油效果较好,可为其它同类型油藏提供经验。     

稠油油藏蒸汽吞吐转汽驱开发方式研究

稠油油藏为提高采收率,蒸汽吞吐后需要进行转驱开采,以增加原油流动,提高油田的经济效益。以K油田为例,通过数值模拟方法对K油田注入介质,转驱时机,转驱注入方式及井距等因素进行对比研究,以期能够提高K油田采收率和为其增加更大的经济效益。经研究发现,K油田最优的蒸汽吞吐转汽驱的开发方式为反九点法布井、以湿蒸汽为介质的注一停一间歇汽驱的生产方式。     

萨中油田聚驱后蒸汽吞吐工艺技术研究

大庆油田萨中开发区主力油层聚驱后,油层含水高,剩余油分布零散,但丰度仍然很高,开采难度大。为探索聚驱后进一步提高采收率的新途径,应用蒸汽吞吐可以改善原油流动性能、提高驱油效率的技术特性,着重进行了聚驱后油井蒸汽吞吐技术的矿场试验,并以北一区断东中块萨中开发区北部的北1-4-P37井进行现场应用与分析,探索出合理的注气参数、注入方式,掌握吞吐后油井的动态变化规律,为进一步取得聚驱后蒸汽吞吐后开采效果提供依据。     

低伤害控水压裂工艺在子北采油厂的应用

控水压裂工艺对于油田稳油控水提高开发效果意义重大,应根据储层的具体特征选择合理的压裂液体系与设计合理的压裂参数进行施工,改善开发效果。延长油田子北采油厂延安组延10油层边底水活跃,油井含水上升和水淹快,严重影响了油井的采收率和产能建设。根据子北采油厂家储层具体地质特征,引进低伤害控水压力工艺技术,通过现场施工,效果显著,使子北采油厂家稳油控水和提高开发效果取得了重大突破,带来了良好的经济效益。     

复杂断块聚驱后注聚/表二元复合驱可行性研究

港西油田总体处于高含水高采出程度的开发阶段,聚合物驱油技术在港西油田推广应用已24年,聚合物驱控制地质储量占油田总储量的21.9%,聚合物驱后如何进一步提高采收率是港西油田面临的重要技术难题。经证实聚驱后二元复合驱技术可以进一步提高采收率,本文重点介绍港西三区聚驱后注聚/表二元复合驱技术提高采收率的室内研究、实施方案优化和现场应用效果分析,从而验证了聚驱后注聚/表二元驱提高采收率技术在港西油田复杂断块"双高"油藏条件下的可行性。     

掺稀技术在轮西油田的应用

结合轮西油田油藏现状，对稠油掺稀技术在该油田的应用状况，包括掺稀比、含水率、掺稀压力、掺稀温度、掺稀点对稠油掺稀技术影响和稠油掺稀集输流程，做了较为详尽的论述。     

查9断块区提高砂砾岩注水效果研究与应用

桑合油田查9断块区是典型的低幅度断块油藏,受含油高度小、储层非均质严重、边底水活跃等因素影响,造成注水开发早期就出现含水上升较快、自然递减较大。2010年通过开展提高砂砾岩注水效果研究,针对油藏特点,对主力油藏开展精细油藏描述,对桑合构造控油断层开展构造精细解释研究,开展查9断块区提高注水开发对策研究,确立了以单层注水为手段,以提高主力层水驱动用程度为目的的治理对策,通过实施单层注水,将水注到所需油层,真正实现注入水驱油,达到控制含水上升与减缓自然递减,提高水驱采收率的目的。     

表面活性剂对特低渗油藏的适用性及应用

为评价表面活性剂WLW对特低渗油藏的适用性,研究了WLW的渗吸特性、乳化性能和界面张力及其在特低渗油藏物理模拟岩心驱油实验和现场中的应用。室内实验结果表明,WLW对注入水的渗吸效率有促进作用;注入质量分数0.2%的WLW溶液,可在水驱基础上提高驱油效率5%左右;WLW在特低渗岩心中提高驱油效率的幅度明显高于中低渗岩心。2011—2013年在长庆靖安油田A1和A2井组开展注WLW现场试验,累计增油4 781 t,WLW对于特低渗油藏提高采收率效果明显。     

靖安油田低渗透油藏注水井调剖技术研究

以靖安油田长6油藏的地质特征和流体性质为基础,通过对其裂缝性储层特征和非均质性研究,开展室内聚合物调剖剂配方优选实验。优选出以部分水解聚丙烯酰胺(HPAM)为聚合物,再配以交联剂和促进剂的最佳配方。在上述研究的基础上,对靖安油田长6油藏进行了现场试验,其结果表明该调剖剂可以较大幅度的提高注水井的注水压力,调整储层的吸水剖面。     

秦皇岛32-6南区少井高产虚拟开发研究

秦皇岛32—6南区原油粘度高密度大,具有常规稠油的特点,目前生产状况极不乐观。本文采用数值模拟方法,对边底水油藏进行了垂向渗透率及开采速度敏感性分析,从储量合理动用、先进井型确定、合理产能设计等几个方面进行了虚拟开发研究。结果表明,秦皇岛32—6油田南区采用水平井开发可有效提高采出程度,改善开发效果。开发过程中先动边水主力油藏、然后动用边水构造岩性油藏、最后动用底水油藏可取得最佳开发效果。通过虚拟开发,提出了少井高产的思路。     

缩膨降压增注技术改善低渗油藏注水研究

安家庄油田属典型的低渗油田,矿物敏感性表现为中强酸敏和中强水敏,注水后压力上升快,吸水能力差,同时常规酸化措施效果差,针对这一情况研制了一种新型增注剂,增注性能评价实验表明,这种新型增注剂具有较好的缩膨降压增注和提高驱油效率的性能,适用于新投产的注水井;在新型增注剂基础上研发的复合缩膨降压增注体系既可以降低表面张力,防膨降压增注,又具有解堵的性能,适用于长期注水的老井。2015年在安家庄油田实施缩膨降压增注5井次,施工成功率100%,单井注水量平均增加5.4 m3/d,对应油井累积增油量396.7 t,取得良好效果。