微量物质示踪剂监测技术在J井区的应用

当前姬塬油田开发过程中高含水率以及水驱方向不明等问题比较突出,急需通过示踪剂监测技术来探明注入水的推进速度及方向、确定注采井间连通性及层间突进等情况.微量物质示踪剂井间监测技术应用于鄂尔多斯盆地J井区,通过示踪剂产出曲线的形态特征分析和微量物质示踪剂定量解释,结合示踪剂前缘水线推进速度、注入水油井分配情况分析,明确了研究区井组示踪剂连通性和推进速度、渗流通道特征和非均质性.研究结果表明,监测区有8口油井受注水井J1控制,注入水突进方向整体偏北,注入水主流通道以高渗条带为主,层内和层间非均质矛盾较强,建议采用温和注水方式.     

示踪剂数值模拟技术在H油田双台阶水平井中的应用

H油田薄砂层油藏首创采用边缘环状和中间点状的双台阶水平井注水开发,如何开展双台阶水平井水驱动态监测是一个全新的课题。目前利用示踪剂模拟方法定性判断注入水波及方向、范围以及寻找高渗透条带方面的技术已相对成熟,而定量研究方面较少。建立了示踪剂迁移模型,用于定性研究注入水优势方向、注入水突破时间,边水入侵情况,并指导薄砂层油藏2008-2009年注水井调整配注11井次、新投注水井2口,注采调整后累计增油4.2 631万t,改善了油田开发效果。     

用压力分布评价试井解释结果可靠性

针对试井分析具有多解性,其解释结果的可靠性评价还没有专门的技术手段这一问题,采用压力分布分析来评价试井得到的解释结果,将解释结果中的数据,绘制成生产井和注水井(生产井)之间的井间压力分布图,并由此图来检验渗透率等其它参数的准确性.通过调整压力分布图来克服试井解释的多解情况.可以更准确的得到地层参数,判断试井解释的可靠性.     

一种基于油井单元的储量动用程度研究方法

以水驱储量动用程度作为油田开发的重要参考指标,提出了准确合理地计算基于油井单元的水驱储量动用程度的方法.基于当前L油田注采井网,以油井与油井、油井与水井、定向井与水平井流线边界为划分依据,将L油田划分为27个基本开发单元,完成单元静态井控储量计算,应用各油井单元静态、动态数据和乙型水驱曲线完成动用程度计算.结果 表明,受井网完善度、水驱方向的影响,各单元动用程度存在较大差异,结合井网注采受效分析确定了高部位油井转注、中部位细分层系、低部分补充注水井的下一步综合调整方向,为油田的精细化认识与下一步开发优化提供了重要借鉴.     

马25井区高压注水技术应用效果分析

马25井区因地层物性差、储层敏感性强以及注水水质差等原因,造成部分注水井注水困难,表现为注水压力上升,吸水量下降或转注初期即注不进等。采用高压注水后,提高了难注井的注水量,改善了区块的开发效果,即:改善难注井注水状况,促进周围油井见效;改善注采矛盾,提高区块水驱开发效果;补充地层能量,促进地层压力的恢复。为确保井区开发效果,应在做好高压注水工作的基础上,进一步加强对储层伤害机理的研究以及对注入水水质的管理工作。     

影响河南油区调整井固井质量的因素及对策

调整井固井质量差对油田细分层开采有严重影响。在河南油区影响调整井固井质量的主要因素有注水井高压,层间压差大以及泥浆的性能等。有针对性地提高固井质量的工艺技术,可以解决调整井固井质量差的难题。现场实际施工表明:控制地层因素动态干扰、使用屏蔽暂堵技术、调整泥浆性能、优化固井设计等可以明显提高调整井固井质量。     

油田长停井复产探讨

随着油田开发时间的延长,井况不良井、高含水井以及因其它因素引起的不能正常生产的油水井越来越多,长停井比例越来越大。大量油水井长期停产停注,一方面限制了油田采油注水能力,另一方面导致油田注采系统不完善,两者均严重制约了油田的高效开发和正常生产。通过对长停井状况、停产原因、复产潜力及复产方法等进行研究和探讨,旨在最大限度地利用现有资源和设备来提高油田油水井利用率,改善油田开发效果,提高油田经济效益。     

注水井调剖中大孔道识别软件的应用

注水开发油田的中后期,由于注入水长期的冲刷,导致注水井周围的油水井之间形成了渗透率较高的流动通道,而且能够快速准确地对其识别,对提高油藏的采收率有重要的作用。以中原油田H130井组为例,利用隶属函数来确定影响高渗层的各参数指标值,利用九标度构造判断矩阵确定指标权重,将定性识别和定量计算结合起来,通过大孔道识别软件进行判断大孔道的存在及发展程度,并计算大孔道的结构参数,对于油井的堵水和注水井调剖,以及充分挖掘油藏的潜力有着重要的现实指导意义。     

延长松700井区超低渗油藏注采系统评价及优化

松700井区超低渗油藏开发过程中主要问题是:注采对应率低,影响注水效率;注水强度低,并随时间推移呈下降趋势;油井见效速度慢,注水效果不明显;地层启动压力梯度高,造成注水井附近憋压;水淹具有方向性,平面波及系数低。分析问题产生的原因,并依据矿场实际生产数据,从注水时机、井网类型、井网密度、油水井数比、合理井距和注采压力系统等方面进行评价和优化;部分研究成果已在生产中得到应用,效果良好。     

井间示踪剂监测技术在江汉油区的应用

井间示踪剂监测能准确地得到注水井的注入水流动方向、推进速度,判断井间连通性和高渗带对注入水运动规律的影响,为油藏精细描述和注水方案调整提供依据。连续监测重点产建区块及注采调整力度较大的区块,综合评价调整效果,缩短同位素样品的分析周期,能更好地提高江汉油区开发服务效益。     

高含水油田优势流场识别调整研究

针对砂岩油田高含水后期油层优势流场严重发育,制约水驱采收率进一步提高的难题,应用层次分析与模糊综合评价结合数值模拟方法,确定了油藏平面各优势流场影响因素的权重大小,得到了小层平面流场的模糊综合评价值及不同强度流场区域的油水井对分布状况。对优势流场区水井减注、调层及补孔治理,对弱流场区欠注水井增注调整。应用该方法对V油田某区块小层平面的优势流场判断,其中优势流场区井对7个,强优势流场区井对5个。对存在于优势流场区中的12个井组进行水井减注、封堵调层、补孔、油井合理配产、封堵等工艺。对部分欠注水井增注调整,全区综合含水率下降了1.1%,累积增产原油2.2×104 t,取得了较好的高含水期剩余油挖潜效果。     

低渗透裂缝性油藏注水突进特征分析——以八区下乌尔禾组油藏为例

八区下乌尔禾组油藏裂缝发育,尤其是垂向上的裂缝延伸高度较大。实验区内4个井组的井间示踪剂监测结果表明,示踪剂产出持续时间短,产出曲线尖而陡,注入水主要沿东西方向上的井排突进,甚至推进到二线和三线油井,且推进速度快,注水波及系数较小。注采井之间主要靠裂缝进行连通,且注采井之间的裂缝发育的规模和类型差异较大,注采井之间裂缝连通的条数从1条到几条不等,裂缝在不同层位之间的沟通作用致使层间窜流显像普遍存在。当注采井之间没有裂缝连通时,注入水就会聚集在注水井井底附近形成一个新的水体。     

义65井区高温低渗油藏储层伤害机理分析

义65井区沙三段九砂组油藏属中等水敏性和速敏性的地层,油藏为轻质油-稀油油藏,原油具有低密度、低黏度和高凝固点等特点,地层水总矿化度较高,一般为1 100～19 900mg/L,水型为NaHCO3型.研究了义65井区高温低渗储层伤害机理,从地层特性、注入水水质、悬浮物堵塞、游离油和乳化油滴、结垢、细菌及以往增产措施等方面评价了可能对储层造成的损坏及损坏程度.义65井区地层的水敏性、速敏性和低渗透性是注水井损害的内在因素,注水井中悬浮固相颗粒、含油量和细菌严重超标,水质不合格是注水井损害的外在因素.     

万金塔气田高含CO2井封井工艺技术

CO2在井下以气体、液体、气液混合物等形式共存,通过化学腐蚀和电化学腐蚀的形式破坏井内套管及采气管柱,通过淋滤作用、溶蚀作用、碳化收缩作用、高矿化度地层水的协同作用等形式腐蚀水泥石,使井内套管及采气管柱管壁变薄、穿孔断裂,造成下部井段封堵困难。针对吉林省万金塔气田高含CO2气井封井存在的难点和风险,制定了封井工艺技术。首先使用清水循环脱气压井建立油套管之间的循环,若原管柱没有漏点,则使用原管柱正替水泥浆注灰,若管柱存在漏点,则可在循环清水中加入示踪剂,根据排量和出口出现示踪剂的时间判断漏点位置,选择正反挤水泥封井。该封井工艺技术在万金塔气田5口井中应用均获得了成功,为高含CO2气井封井施工提供了一定的技术参考。     

断块油藏注水见效类型研究

针对Q2断块油藏注水见效差别大、生产井含水上升不一的难题,应用动态生产资料和示踪剂,结合油藏静态模型,进行水驱效果分析研究.将Q2断块沙二段注水井的见效类型划分成物性分布主连续性(主变程)方向、物性分布次连续性(次变程)方向、裂缝发育方向、裂缝发育末端与储层相对高渗延伸方向、开启式断层延伸方向五种.当生产井与注水井同处在物性分布主要连续方向时,生产井见效效果好.应避免在开启式断层附近钻注水井.通过分析各小层生产井与注水井的动态,认识到沙二段I油组注采关系对应程度差,动用程度低,而II油组各层注采关系对应程度好一些,动用程度较高.     

高含水砂岩油藏驱替压力调整研究

海上砂岩油藏进入高含水开发阶段注采结构优化调整是一项非常重要的工程,当生产井和注水井之间的距离恰好等于极限注采井距时,注入水驱替压力梯度的最小值等于储层的启动压力梯度,注采关系开始建立.以油藏地质参数和油水井生产动态数据为基础,基于均质地层不等产量一源一汇连线一点处的势理论,根据稳定径向渗流公式计算得到均质储层条件下源汇主流线上任一点M处的驱替压力梯度,分析了不同注采井距对注采井间压力梯度的影响.室内岩心实验表明,即使已进入高含水期,通过提高驱替压力梯度能够有效提高驱油效率.以渤海BZ油田A39井组为例,对4口生产井进行提液,1口注水井实施增注,提高驱替压力梯度;4口生产井提液高峰日增油50 m3/d,单井增油幅度10％～50％,累积增油1.76×104 m3,增油效果明显.     

江汉油田不压井作业技术引进探讨

对江汉油田高压注水井关井后压力扩散情况和部分注水井作业时套管溢流情况进行了调查,分析了油田引进不压井作业技术的必要性和可行性,介绍了油田在注水井不压井作业配套管柱、工具及施工工艺方面的研究成果。     

考虑井间干扰影响的底水油藏见水时间公式改进

在井距较小的底水油藏中,井间干扰现象往往影响油井见水时间预测结果的准确性。根据势函数叠加原理,提出考虑井间干扰影响的底水油藏油井见水时间预测方法,探讨井间距离和邻井产量等参数对油井见水时间的影响。计算结果表明,如果井间距离越小、油井产量越大,则井间干扰越大、油井见水时间越早;邻井产量和井距对油井见水时间的影响程度随着井距的增大而减小。     

萨中开发区高台子油层井网井距优化

萨中开发区高台子油层初期采用300m反九点法面积注水井网,开发到中后期,注采关系复杂、注采井距过大、储量动用不充分以及剩余油富集严重等矛盾日益突出,有必要开展注采井网的优化研究。结合高台子油层的实际生产资料,基于注采强度、采油速度以及水驱控制程度对大庆油田常见的3种面积注水井网进行研究。从工程技术和经济两个方面对研究区不同井网的技术经济极限井距进行了论证,在此基础上,提出了4种适用于高含水期油田确定极限井距的计算方法。得出了一整套确定合理井网井距的方法,可推广应用于其他地质条件类似的油田,研究成果对于中高含水期油田注采系统调整具有一定的指导意义和应用价值。     

同井注采井封窜后产量预测方法研究

油田进入中高含水期后,产出水的处理问题越来越突出,而同井注采技术可实现在井下对产出液进行油水分离。分离出的水经注入泵回注到油层,而含油较高的油水混合物经采出泵被举升至地面。但是一旦对产出层实施封窜作业,封窜层段的产液能力无法判断,进而无法给定注采层段的合理配产,而正常生产过程中生产管柱无法起出,进而很难通过测井的方法判定封窜之后产液能力,因此有必要根据油藏工程的方法对同井注采井封窜作业之后的产液能力进行理论研究。笔者根据现场实际情况对比3种计算方法,对其进行优选和优化。最终结合IPR曲线法,利用Matlab软件拟合沃格尔方程,计算同井注采井封窜之后产液量的变化规律。与实际产液量相比,该方法计算封窜后产液量与实际相比平均相对误差为26.36%。