港西复杂断块油田二次开发研究与应用

港西油田是典型的复杂断块油田,历经了40余年的高效开发,目前已进入高采出、高含水的"双高"阶段。应用三维地震资料和动态监测资料,对港西油田进行了重新研究和认识:按照"三重"的技术路线,重新构建了新的地下认识体系;根据研究区剩余油分布特点,重新构建了新的注采井网,并重新完成了地面系统的优化和简化。先导试验取得了较好的效果,为老油田二次开发采收率的进一步提高,从技术上做好了充分的准备。     

河南双河油田弱碱三元复合驱矿场试验效果

河南双河油田综合含水高达95.2%,采收率高达45.8%,已接近开发极限。为改善高含水、高采出程度油藏开发效果,2010年在双河油田Ⅳ5-11层系开展弱碱三元复合驱油先导性矿场试验。试验表明,弱碱三元复合体系与油层及流体有较好的配伍性,不会造成对地面流程及油层的伤害。实施三元复合驱后,双河油田IV5-11层系综合含水率由97.8%下降到91.6%,产油量由38.8 t/d上升到166.3 t/d,试验区已累计增油23.73×104t。实践证明弱碱三元复合体系可以大幅度提高"双高"油藏采收率。     

长庆油田侏罗系注聚驱油室内评价及效果分析

油田通过注聚驱油在高含水阶段能够有效的提高采出程度,该文通过对聚合物的室内评价,分别研究聚合物的抗盐性、热稳定性、流变性,认为该聚合物适用该区块油藏,通过注聚现场动态分析,该区块日产液下降21m^3,日产油上升6．2t／d,综合含水下降2．2％,到目前为至累计增油841t。吨聚合物增油16．41t,获得了较好的经济效益。     

大港复杂断块油田二次开发重构地下认识体系

港西油田是典型的复杂断块油田,经过多年的开发,总体进入高含水高采出程度开发阶段.通过高分辨率三维地震资料的重新采集、处理和精细解释以及各种动态监测资料的综合应用,港西油田完成了重新构建地下认识体系,量化单砂体潜力和剩余油分布,探索了重构地下认识体系技术路线,初步应用取得较好效果,为二次开发重建井网方案的整体优化设计奠定了基础.     

非均质底水油藏水平井合理生产压差实验研究

利用底水油藏水平井小尺度离散化物理模拟装置,研究不同生产压差以及不同含水阶段变生产压差对水平井采出程度和含水率等开发指标的影响。结果表明：原油黏度较高时,较小压差下中低含水阶段单位含水率上升所对应的采出程度随生产压差的增大而增大;较大压差下进入中高含水阶段含水率随采出程度的增加上升幅度减缓。原油黏度较低时,在中低含水阶段,单位含水上升所对应的采出程度随生产压差的增大而减小,在含水率达80％ 左右出现明显拐点。利用基尼系数定量描述不同压差下各渗透率条带的采出程度差异度。基尼系数越大,各渗透率条带采出程度差异越大,基尼系数与综合采出程度呈“负相关”关系。原油黏度较大时,较大生产压差可将“单指进”变为“多指进”而提高综合采出程度;在高含水阶段过分放大压差,底水驱替效果变差。原油黏度较小时,较低生产压差在中低含水阶段可获得较好的开采效果;在中高含水阶段放大生产压差可提高底水驱替效率。对于I类普通稠油,水驱有效系数与变压时含水率呈幂函数关系,较低含水率阶段增大生产压差能获得较好的开采效果。     

濮城油田多油层非均质油藏剩余油研究

濮城油田沙二下油藏纵向上有8个砂组37个小层,渗透率级差在5~30倍,是多油层非均质油藏,目前综合含水92·85%。为了做好高含水、高采出程度阶段的油藏调整,对此类油藏分层的剩余油分布规律进行定性描述和定量评价。根据剩余油研究及分布特点,进行了细分调整。调整实施后,采收率提高0·82%,产量保持3年稳定上升,平均由16·84×104t上升至18·41×104t,综合含水下降2·1个百分点,取得了明显的效果。     

水驱含水98%以后采出程度的计算与讨论

应用多种方法对大庆主力油田主力油层水驱含水98％以后的采出程度进行了计算。结果表明,含水98％以后含水上升非常缓慢．因而采出程度增加很多;水驱含水从98％到99％的采出程度平均增加5．36％,含水98％到100%的采出程度平均增加16．78％。虽然大庆油田主力油层聚合物驱比水驱提高采收率10％～12％。三元复合驱比水驱提高采收率20％．但聚合物驱在油田应用中不可能提高驱油效率。而三元复合驱提高驱油效率也不超过5％。     

高含水油田微生物调剖技术

报道了吉林油田分公司与日本国石油公团石油开发技术中心在吉林挟余油田东十八九站联合开展的微生物调剖堵水研究和矿场先导性试验情况。所用菌种筛选自某油井采出水，为大肠杆菌Enterobacter sp近缘种，兼性厌氧、嗜温，利用糖类代谢产出一种长链生物聚合物，生物聚合物在水中形成凝胶，凝胶被水流压缩生成生物膜。在室内实验中将菌液和糖蜜共3PV注入长10m的10段串连填砂岩心，岩心渗透率由2．5μm^2下降到2．2μm^2，关闭5d后注水45PV使渗透率从0．8μm^2下降到0．05μm^2，注入纤堆素酶使渗透率恢复到1．6μm^2；由渗透率2～20μm^2的20段岩心组成的三入口三出口填砂岩心网，注入菌种和糖蜜并产出生物聚合物后，高渗段渗透率下降40％～85％，低渗段渗透率下降5％～25％；在天然岩心上，依次注入菌液1．5PV、2％糖蜜3．0PV后关闭5d，继续注水。采收率在水驱残余油基础上提高9％。在包括2口注水井和10口采油井、地温28℃、综合含水88．3％的调剖试验区，第一阶段随注水连续注入菌液28m^3和糖蜜300m^3，在11个月内综合含水下降10．6％。平均日增产原油9．1t；在第二阶段每日以小段塞注入菌液，共注入25m^3菌液和225m^3糖蜜，在10个月内综合含水下降5．6％，平均日增产原油4．8t。在4口采油井实施微生物堵水，菌液以小段塞式或连续式随糖蜜注入，关井10d，油井含水下降14％～37％，单井产油量平均增加129．2t，最高达647t。认为高纯度、高浓度、充足量目的菌种的注入，是微生物调剖堵水成功的关键。图3表1参9。     

高温氮气泡沫调剖技术在Girasol油田的应用

针对哥伦比亚Girasol油田热采井汽窜导致的高含水问题,进行了氮气泡沫调剖技术的室内实验及参数优化研究,通过评价实验和驱替实验优选出性能优良的泡沫剂,并对注入方式和注入参数进行了优化。该技术在哥伦比亚Girasol油田F004井应用后,含水率由98%下降至51%,日产油由0.46 t/d上升到12.08 t/d。现场应用9口井,平均增油率为305.25%,效果显著,表明氮气泡沫调剖技术能有效改善稠油油田蒸汽吞吐后期开采效果。     

文明寨油田明一块防砂工艺技术

针对文明寨油田明一块油层井段长、含水高、地层压力低、细砂较多等状况、制定采用了井筒防砂为主，地层防砂为辅的防砂治理原则。通过“解”、“稳”、“防”、“排”等技术手段，2003～2005年现场机械防砂156井次，化学防砂56井次，平均原油含砂量有0．33％下降到0．12％，单井日增油0．9t，泵效由防砂前的38．3％，上升到45．7％，检泵周期由75d，延长到351d，投入产出达1：2．8。     

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 …     

台兴油田 CO2驱细分开发提高采收率技术研究

台兴油田 QK －111断块阜三段油藏为中－低渗复杂断块油藏,经过15 a 水驱开发整体进入高含水递减开发阶段,注气前油藏综合含水74％,采出程度仅14.7％,处于低效开发状态。为恢复断块产量、提高油藏原油采收率,实施 CO2驱现场试验,研究形成了高含水油藏剩余油微差异刻画技术、CO2驱油机理认识、注采参数优化方法以及 CO2驱细分开发技术,已应用于4个注气井组,累计注入 CO2气4.17×104 t,油藏日产油水平由9 t 提高到28 t,综合含水由78％下降到44％,累积增油11183 t,预计方案全面实施后,原油采收率将提高9.6％,年增油量超过1.3×104 t。     

港西油田应用大排量螺杆泵提液见效果

针对传统工艺技术提液不理想问题 ,大港油田作业二区在港西油田采用大排量螺杆泵新工艺技术提液 ,取得明显效果。其中西 8— 1 0井日增油 1 5t,西 43— 6— 2井日增油 6 t,西 5— 6井日增油 7t,含水均大幅下降 ,已有 3口油井超过原免休期 ,达到降低修井作业费用、提高采收率等目的港西油田应用大排量螺杆泵提液见效果     

超高含水期/阶段概念在剩余油挖潜中的应用——以下二门油田核桃园组三段Ⅳ油组4小层为例

目前普遍把98%定义为油田经济极限含水,但随油价持续走高及开采成本下降,油田含水超过98%时仍具有挖潜空间。文中提出超高含水Ⅰ、Ⅱ期/阶段的概念。运用盈亏平衡原理,计算不同油价、不同产液量下经济极限含水率和经济极限产油量。以下二门油田核桃园组三段Ⅳ油组4小层为研究对象,运用净现值法结合不同措施挖潜调整方案,计算出超高含水Ⅰ、Ⅱ阶段不同开发方案采出程度的提高值和净收益值。计算结果表明,超高含水Ⅰ阶段用时3.9a,采出程度可提高3.1%,净收益为0.24×108元,超高含水Ⅱ阶段用时5.2a,采出程度可提高3.7%,净收益为0.29×108元。表明依据油田产能水平及油价走势,适当提高经济极限含水,油田仍具有挖潜空间。超高含水期/阶段概念的提出,对高含水、高采出程度的老油田在超高含水阶段剩余油挖潜提供新的研究思路。     

海26块水平井热采技术研究与应用

海26块位于辽河断陷盆地中央凸起南部倾没带的南端．是海外河油田的主力开发区块之一．属复杂断块稠油高渗油藏,开发20年．已累计产油400．6×10^4t．目前整体处于特高含水开发阶段．综合含水高达91.7％．采出程度19.38％,目前采油速度0．46％,平均单井日产油量仅1．5t／d。     

江汉油田注水调整工作设想

本文从油藏动态的角度简要总结了江汉油田四个方面的注水开发效果：即实现了较长的穗产开发期，并达到了较高的采出程度；储量动用程度好、水驱控制程度高；含水上升好于规划指标；在递减阶段初期产量下降幅度大的情况下，仍保持了较高的剩余可采储量采油速度。认真分析了经过注水开发十多年后油田注水开发中存在的主要问题：注入水己形成水道，油井含水上升加快；注采井网不完善，注水调整难；难注井层多，地面管网老化，欠注严重；注水量增长幅度与排液增长幅度不能同步上升，地层压力下降。针对上述问题，提出了以逐步完善注采井网，改变注水方向，提高驱油效率，加强注水，稳定和恢复地层压力，开展工艺技术研究的调整意见。     

中国水驱砂岩油田含水与采出程度的量化关系

分析了中国砂岩油田的地质特点和含水变化影响因素,在分析含水与可采储量采出程度关系曲线的基础上,利用中国已进入高含水阶段的15个典型注水砂岩油田开发资料,得到了代表全国注水开发水平的含水变化曲线及理论公式。对不同含水阶段下采出程度的定量分析结果表明,中国水驱砂岩油田含水变化整体呈凸型曲线特征,近70%的可采储量要在油田进入高含水阶段(含水率>60%)之后采出,其中高含水期（60%≤含水率<90%）是提高采收率最为关键的时期,约50%的可采储量要在此阶段采出。本研究成果除充分认识中国水驱砂岩含水变化规律并进行定量分析外,还可应用于油田开发指标预测、开发效果评价和开发潜力评估等方面。     

胜坨油田一区沙二段1～3单元聚合物驱扩大试验区合理提液研究

为了解决胜坨油田一区沙二段1-3单元注聚扩大区提液效果差的问题，利用数值模拟手段研究了聚合物驱合理提液时机和提液幅度，同时结合扩大区的地质及开发状况分析。制定了合理提液原则。研究结果表明，聚合物驱提液的最佳时机为整体见效后；最佳提液幅度为10％-20％；提液应以非主流线方向的油井以及剩余储量丰度高的井区为主。应用以上原则采取提液措施后，提液井产液量由530t／d增至I656t／d。产油量由53t／d增至169t／d。含水率下降了0．2％。     

复杂断块油藏开发调整技术对策及效果—— 以贝301断块砂砾岩油藏为例

针对海拉尔盆地贝301断块注水开发过程中,注采系统不完善、储层动用程度低、含水上升较快等问题,运用油藏精细描述方法,进行精细构造解释、细分沉积微相、储层分类研究,优化开发调整技术,按照分区分类调整思路,考虑平面和纵向的开发矛盾,分别制定个性化调整对策。通过井网加密、注采系统调整、分层系调整、结合“调、压、补、堵”及水平井挖潜等措施,油田水驱控制程度提高12．8% ,全区月产油由0．876 8 X 10⁴ t上升到1．384 3 X 10⁴ t,综合含水下降27．5% 。初步形成复杂断块油藏个性化调整技术,对同类油田的开发调整有重要的借鉴意义。     

小断块普通稠油高效聚合物驱跟踪调整技术及应用——以河南古城油田泌124断块下层系为例

以典型的小断块普通稠油油藏——古城油田泌124断块下层系为例,通过开展油藏规模的聚合物驱跟踪数模研究,优化注入、采出相关敏感参数指导聚驱跟踪调整,采取适宜的井网井距,优选时机调剖,及时有效的防窜措施,适时调整注聚浓度,注聚井实施油套分注等高效跟踪调整技术,使该块聚驱取得了十分理想的增产效果,见效高峰期时日产油由注聚前的47.5 t/d增至80 t/d,综合含水由注聚合物前的83.6%下降至最低68.0%,阶段吨聚合物换油指标达到47.7 t/t,提高采收率5.7%,取得了很好的开发效果。