安塞油田三叠系延长组特低渗透油藏增产技术

安塞油田长6段油藏渗透率为0．96～2．90mD，孔隙度为11．00％～13．25％，孔隙以小孔、细喉为主，地饱压差值仅为2．94～3．66MPa，油层供液能力差，为典型的特低渗透岩性储集层，此为油井低产的主要地质因素。胶结物中酸敏性矿物含量高（6．19％），是常规酸处理工艺造成储集层伤害的潜在因素。地层水矿化度高达89850mg／L，严重的油层结垢是造成单井产量降低的重要因素。在安塞油田实施暂堵压裂16口井，平均单井目增油1．85t，平均有效期84．1d；泡沫清洗10口井，平均单井日增油1．13t，平均有效期52．8d；酸处理99口井，平均单井日增油1.10t，平均有效期128．9d；清防垢处理18口井，平均单井目增油1．90t，平均有效期330d。分析认为，清防垢施工处理半径较大是结垢处理效果较好的主要原因。有效增大油层压裂和酸处理半径是进一步提高压裂和酸处理效果的有效途径。图2表5参7     

水平井技术在薄层低渗透油藏开发中的应用

欢喜岭油田欢2—11—13块为低孔低渗储层，平均油层有效厚度3．9m，利用直井开发钻井成本高、井网密度大、储量控制程度低、开发效果差。水平井开发的可行性论证认为，薄层低渗油藏适合部署水平井，可充分发挥水平井与油层接触面积大、产量高的优势。水平井投产后，单井平均日产油17．9t，是周围直井的9．0倍，达到了改善开发效果的目的，同时为今后同类型油藏开发提供了借鉴和指导。     

吐哈油田鲁克沁深层稠油油藏层内分段压裂改造技术

吐哈油田鲁克沁稠油油藏埋深3300～3800m,储层胶结程度弱,岩性疏松,砂体厚度较大,常规压裂支撑剂充填、造缝困难,厚油层不能得到充分改造;另外,稠油粘度高(地层温度下原油粘度200～300mPa·s),流动性差,且对温度敏感性强,冷伤害造成的钻井液和压裂液等胶体滤饼的堵塞问题会大大降低油井的压裂效果。历年压裂数据统计,压后单井平均日增油4.2t,平均有效期小于60d,效果较差,严重影响了稠油油藏的高效开发。为此,开展了提高稠油油藏压裂改造效果的研究,并形成了大孔径射孔、压前预处理、层内分段压裂、大粒径陶粒、降粘压裂液体系等配套技术,在现场试验3井次,施工成功率100%,有效率100%,平均单井日增油6.3t,取得了较好的压裂效果,为稠油油藏的高效开发提供了技术思路。     

玉1块深层稠油油藏压裂增产技术研究与试验

根据玉1块稠油油藏的特征，分析了压裂增产措施的技术难点，并针对这些难点制定了一系列技术措施。玉1井压裂后增产效果明显，产量由压前3．5t／d提高到10t／d，说明采取压裂增产措施能改善玉1块油田开发效果，也为玉1块深层低渗稠油的开采提供了经济有效的技术手段。     

浅薄层稠油油藏资源二次利用的一种方法—加密井蒸汽吞吐

由于河南油田稠油油藏具有“浅、薄、稠、散”的特点，所以蒸汽吞吐平均6个周期后，开发指标和经济指标明显降低。蒸汽吞吐后剩余油分布为：100m×141m及五点法并网，剩余油分布较为集中，100m×100m反七点法并网，剩余油分布零散；经济分析结果表明：浅薄层稠油油藏加密井吞吐单井的经济极限产量为1200～1500t，当油层厚度大于5.0m、纯总厚度比大于0.5，以及单井控制死油区面积大于0．5×10－2km2，且死油区离边水距离大于150m时，可进行加密，加密井蒸汽吞吐采收率可达14％左右。不同并网的加密方式为：100m×141m及五点法井网，采用直并加密方式；100m×100m反七点法并网，采用水平并加密方式。     

3～5m特薄层超稠油油藏蒸汽吞吐厚度界限研究

在分析研究井楼、古城油田 3～ 5m特薄层超稠油油藏地质和开采特点的基础上 ,根据特薄层稠油单井蒸汽吞吐经济极限累积产量研究结果 ,系统研究了 70× 10 0m和 10 0× 141m井距条件下特薄层超稠油油藏返层兼采、一套层系开发和两套层系开发的蒸汽吞吐开采厚度界限条件。该技术可用以指导 3～ 5m低品位超稠油油藏经济有效地合理开发     

水平井技术在薄层低渗透油藏开发中的应用

欢喜岭油田欢2-11-13块为低孔低渗储层,平均油层有效厚度3.9 m,利用直井开发钻井成本高、井网密度大、储量控制程度低、开发效果差。水平井开发的可行性论证认为,薄层低渗油藏适合部署水平井,可充分发挥水平井与油层接触面积大、产量高的优势。水平井投产后,单井平均日产油17.9 t,是周围直井的9.0倍,达到了改善开发效果的目的,同时为今后同类型油藏开发提供了借鉴和指导。     

特稠油,超稠油油藏热采开发模式综述

方法利用水平井热采模式．对特、超稠油油藏进行开采。目的改善开发效果，提高经济效益。结果对油层厚度小于5m的特、超稠油油藏不宜采用水平井热采；对油层厚度在5～10m的特稠油油藏或油层厚度大于10m的超稠油油藏，可采用水平井蒸汽吞吐和蒸汽驱开采；对原油粘度大于5×104mPa·s的超稠油油藏，适用蒸汽吞吐开采；对油层厚度大于20m，原油粘度大于20×104mPa·s的超稠油油藏，必须采用蒸汽辅助重力泄油技术。结论对已投入蒸汽吞吐的特稠油油藏，尤其是处于中后期吞吐阶段的区块，应采用蒸汽加氮气泡沫驱及现有在井与水平共组合蒸汽驱模式；对尚未开发的特、超稠油油藏，应采用水平井注蒸汽热采模式及其它新技术。     

新浅45区块特稠油油藏吞吐开发效果分析及调整对策

新庄油田新浅45区块油藏埋深浅,油层有效厚度薄,原油粘度高,属剥蚀面遮挡浅层小断块特稠油油藏,采用70m×100m五点法井网蒸汽吞吐开发。随着吞吐周期增加,油井大面积汽窜,边水淹井和工程故障井增多,产油量和油汽比逐渐下降,含水上升。通过完善井网,调剖,优化组合注汽,边水淹井、工程故障井治理,综合调整措施见到效果,开发形势好转。目前区块平均日产油140t左右,单井平均日产油2.2t,综合含水79.50%,采注比为1.31,累计油汽比0.27,油田保持高速开发,产量递减得到有效控制。     

孤岛油田底水稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐的选区新方法

在注入相同蒸汽量的基础上分析注氮气辅助蒸汽吞吐效果时，许多学者忽略了注入总热量对蒸汽吞吐的影 响。在注入总热量相同的条件下，通过分析孤岛油田底水稠油油藏特征，选取研究区3种典型地层参数，即油层厚度分别为2~5，5~8和8 m以上，渗透率分别为500×10-3，1 000×10-3，2 000×10-3 μm2，对应的孔隙度分别为30%，35%和40%，利用数值模拟技术从增油量、加热半径和底水锥进程度3个方面，对注氮气辅助蒸汽吞吐的效果进行了对比。建立了强底水和弱底水条件下普通稠油以及特稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐地层参数的筛选图版，利用该图版可有效分析底水稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐的可行性。研究结果表明：孤岛油田东区Ng3和中二北Ng5油层适合注氮气辅助蒸汽吞吐；孤北1区Ng3油层不适合注氮气辅助蒸汽吞吐。     

致密厚油层斜井多段压裂技术

华庆油田长 6储层属典型致密油藏,油层厚度 30~60 m,渗透率在 0.3 mD左右,纵向非均质性强。为进一步提高单井产量,利用丛式大井组布井井斜度大、井眼穿透油层厚度大等有利条件,提出了致密厚油层斜井多段压裂技术,在油层内造多缝扩大泄流体积提高单井产量。绘制了斜井多段压裂选井条件模版,明确了纵向上形成多条独立裂缝的单井井斜角和井眼方位角的具体条件。通过压力拟合、 DSI偶极声波测井等分析手段,证实了斜井多段压裂可以提高致密厚油层改造体积,单井产量较对比井高 0.8 t/d左右,是致密厚油层增产的有效途径之一。     

超深稠油井解堵技术研究与应用

鲁克沁油田是一个断块状超深稠油油田,油井平均单井日产量5.8 t/d,最高达18 t/d。但在开发过程中,部分新钻水平井产量达不到设计要求,且递减速度快;在注常温清水开发时,部分井投注后,注水压力上升较快,水井欠注严重。对稠油井堵塞机理的分析表明,稠油油水井堵塞主要为有机质堵塞,其次为无机质堵塞。在解除近井筒附近污染时,首先解除有机质堵塞,才可使酸液体系有效进入储层深部。用酸碱复合解堵配方,在油田油水井现场应用12井次,措施有效率100%。其中油井解堵2井次,累计增油约4800 t,平均单井增油5.9 t/d;水井解堵10井次,平均单井视吸水指数增加1.91 m3/d MPa,有效期大于300 d。     

新庄油田泌浅67区滚动勘探开发实践与认识

新庄油田泌浅67区位于泌阳凹陷北部斜坡带东段，处于北东向北倾正断层和北东向南倾正断层的／交汇处，断裂发育，构造破碎，研究难度大。通过地质、地震综合研究，进一步落实了该区构造与断裂展布特征、储层厦油气分布规律、储量规模。根据该区储集层为高渗储层，油层具埋藏浅、含油层数多、单井钻遇油层厚度大、纵向含油井段长、特稠油油藏等特点，充分应用斜、直井、蒸汽吞吐等钻、采技术，对储量落实的含油区块进行系统开发，取得了良好的效果。     

长庆低渗透油藏油层解堵技术综述

长庆油田三叠系延长组储层渗透率0.96×10-3μm2～6.43×10-3μm2,粘土矿物中酸敏、水敏性物质含量较高,地层水矿化度高达119g/L,部分油藏Ba2+含量1200～2400mg/L。因储层孔隙喉道细小,注水开发中因粘土颗粒运移,原油乳化液、结蜡、结垢所导致的油层堵塞十分严重。几十年来,油田不断深入研究并大规模实施了多种形式的油层酸处理、油层清防垢、油层压裂等解堵技术。在所统计的151口油井酸处理施工中,平均单井增油量由早期的142t上升到近期的391t,在所统计的48口油井清防垢施工中,低渗透层油井平均单井增油量由早期的321t上升到近期的338t,在所统计的92口油井压裂施工中,平均单井增油量由早期的112t上升到近期的161t。最近研制的油层综合解堵体系,又将单井增油量进一步提高到944t。相比之下,综合解堵、酸处理和清防垢的解堵效果优于油层压裂。将油层挤注防垢剂工艺与油层压裂工艺或油层酸处理工艺组合作业,可大幅度提高油层解堵效果。     

低渗透底水薄油层水平井改造技术研究

单井产量低、含水上升速度快是低渗透底水薄油藏开发的难点,华庆油田延10油藏属典型的低渗透底水油藏,渗透率低(3.0mD)、地层压力低(0.7MPa/100m),油层厚度薄(7.2m)。通过对储层特征分析,利用油藏数值模拟计算确定了水平井的最优完井方式。水平井井眼轨迹穿越油层中上部、改造段数2.0~2.6段/100m,段间距40~50m,最优的改造方式为定方位深穿透复合射孔,射孔穿透深度1m左右。4口井矿场实践表明,水平井单井产量达到直井的4.5倍,含水5.4%、动液面高,具有较好的稳产形势,而相邻24口直井平均含水35%,这种完井方式可以有效提高该类油藏单井产量。     

深层稠油难动用储量压裂增产技术研究与试验

吐哈油田的玉1块属超稠油油藏，油层物性差．埋深为3328～3365m，不能投入正常生产。根据玉1块稠油油藏特点．应用小型压裂测试技术、高砂比宽短缝压裂技术、小排量低前置液的暂堵剂控制裂缝垂向延伸技术、防止水基压裂液进入地层造成稠油乳化及水敏伤害、压裂后气举快速排液等配套压裂工艺．开展了稠油油藏压裂增产探索性试验。对玉1块进行现场试验．施工排量2．6m^3／min．前置液34．8m^3，携砂液56m^3，加砂18．74m^3，平均砂比41．2%，最高砂比60％。稳定日产油量由压裂前的4t提高到压裂后的11t．不含水．证实没有压窜下部含油水层，压裂效果明显。图2表1参8     

稠油出砂冷采技术的适用条件

稠油油藏能否适宜出砂冷采,主要取决于油藏能否形成蚯蚓洞网和泡沫油,这与储层、原油及开采条件密切相关.国外研究成果和河南新庄油田的开采实践表明:泥质含量小于10%,少或无钙质胶结的疏松储层及粒径小于2 mm的半胶结砂岩储层可进行出砂冷采;压力在2.0～6.0 MPa,粘度为500～50 000 mPa·s,厚度大于5 m,溶解气含气在10 m³/t左右的油层也可考虑用此方法开采;另外,出砂冷采宜从油藏中心展开,尽量远离边水和气顶(>200 m).     

地质因素对稠油出砂冷采的影响

在稠油出砂冷采机理和矿场实际资料深入研究的基础上,剖析关键性地质因素对出砂冷采的影响。阐述了稠油出砂冷采技术的主要适用条件,明确相应的开发技术策略。随着大量砂子的产出和泡沫油的形成,单井产量一般可达3～50t/d,是常规降压开采的数十倍至数百倍,采收率一般可达8%～15%.稠油出砂冷采技术最适用的油藏条件是:油层为疏松砂岩,砾石含量低;脱气原油粘度500～100000mPa·s;地层原油含气量10m3/t左右;油层压力大于2MPa;油层埋深200～1000m.边水和气顶的存在以及盖层厚度和夹层分布对稠油出砂冷采效果影响很大,在部署油井、确定射孔井段和排量时也应予以考虑。稠油出砂冷采技术对地层原油中含有溶解气的疏松砂岩稠油油藏具有广泛的适应性。     

投球分层酸化措施在低渗碳酸盐岩油藏中的应用——以哈萨克斯坦South Alibec油田为例

针对低渗碳酸盐岩油藏物性较差,单井产量低,采用常规方法开采经济效益低的问题,开展了投球分层酸化措施开发试验,在South Alibec油田实施了5口井的投球分层酸化措施,措施后单井增油效果明显,平均单井增油2561t,平均有效期125d。为低渗多层碳酸盐岩油藏的高效开发探索了一条有效途径。     

高升稠油油藏开发后期驱油助排技术研究与应用

高升油田稠油油藏进入蒸汽吞吐开发后期,地层压力下降,原油重质组份增多,原油黏度不断增加,流动性差,不易返排,地层回采水率低。在总结以往驱油增产相关技术措施效果的基础上,筛选出一种耐温性能好的高效驱油剂,该驱油剂与地层液体配伍性良好,能降低油水界面张力至10-5 N/m数量级,极大地增强了原油的流动性。现场试验增油效果明显,平均单井日增油为4.1 t,平均单井累增油297.2 t。该技术应用前景广阔,为稠油油藏蒸汽吞吐开发中后期高轮次吞吐井驱油助排提供了技术保障。