厄瓜多尔D-F油田稳油控水技术政策

厄瓜多尔D-F油田是一个开发近四十年的老油田,目前油田开发已进入"双高"阶段,稳产形势十分严峻。同时研究区面临构造精度低、油水关系复杂、剩余油分布零散、注采井网不完善等诸多问题。通过重构地下认识体系,开展精细地质研究,摸清剩余油分布规律,并采用天然能量合理利用技术及注水优化技术,有效地减缓了产量递减和含水上升速度,为同类型油藏的开发提供了一定的借鉴。     

洪湖油田细分层开发调整研究

洪湖油田属于复杂断块油藏,具有构造破碎、含油面积小等特点。自2007年二次开发,油田水驱控制、动用程度明显提高。但由于层间矛盾突出,导致层间干扰严重、储量动用不均。基于对洪湖油田开发状况认识,改变目前油田开发策略,以早期的逐层上返的开发方式转变为细分层系开发方式,以油砂体为单位,分区治理,形成单独层系的有效注采井网。     

油田高含水期断层边部剩余油富集规律及挖潜方法——以松辽盆地杏南油田北断块葡萄花油层为例

针对油田高含水期断层边部剩余油富集规律认识不清和有效挖潜难等问题,以松辽盆地杏南油田北断块葡萄花油层为解剖对象,利用三维地震、测井曲线和生产动态等资料,分析断层边部断砂配置关系、储层砂体发育特征、油层沉积演化序列和单砂体开发动用状况等,得出断层边部剩余油平面富集部位受控于断砂配置关系影响下的单砂体开发动用状况,以及垂向富集层位受控于油层沉积演化序列和储层砂体发育特征控制下的中厚层河道发育层位,建立油田高含水期断层边部剩余油富集规律及定向井挖潜方法,为老油田增储稳产提供有利保障.     

A油田储层非均质性研究

针对目前国内外已投入开发的大量油田都己经进入中高含水期和产量递减阶段,大量可动原油采不出来的问题,运用统计学方法和洛伦茨曲线法研究了A油田的储层平面非均质性、层间非均质性和层内非均质性,得出A油田存在较严重的平面非均质性和层间非均质性,具有中等程度的层内非均质性.比较了两种方法的优缺点,认为洛伦茨曲线法比统计学方法更实用,更直观,操作更简便,并且能定量地研究储层非均质程度.     

低渗透复杂断块油藏高含水期稳产技术研究

百49油藏属典型的低渗透复杂断块油藏,地层倾角较大,开发难度大,含水上升快,目前已进入高含水期.针对影响油田开发生产的不利因素,充分利用新理论、新技术、新方法,油藏先后经历了压裂、酸化、补孔以及注水等措施,在高含水期实施了大修扶躺、封堵换层、周期注水等措施.现场实践取得了较好的效果,对油田增产、稳产发挥了较大作用.实现了低渗透复杂断块油藏高含水期的增储上产,有效控制了含水上升率,增加了可采储量,改善了油田开发效果.对其它同类低渗复杂断块油藏高含水期开发具有一定的借鉴作用.     

吴旗油田高含水期油藏挖潜技术及应用效果

针对吴旗油田进入高含水开发期,油田的稳产难度大的问题,通过深入分析油藏开发特征和存在问题,主要采取精细注水技术和剩余油挖潜系列技术,对老油田实施各种措施挖潜,有效的提高油田采收率,确保了油田的稳产。     

丰富川高含水特低渗油藏注水优化技术

丰富川油田为低渗透油藏，2002年开始对长2油藏进行前期注水先导实验，2003年基本实现全区注水开发，但全区开发效果不理想。综合含水率由2003年的25.0%上升到2015年的92.0%，进入超高含水开发阶段。该区主要面临的问题是裂缝性水淹水窜现象较为严重，油井含水率上升明显，单井产量低，油田产量递减快等。对全区进行了地质再认识，在对单砂体精细对比、完善注采井网、提高小层对应程度的基础上，一是提出了整体上大面积注水，局部上缓慢温和注水的注水方式，以补充地层能量；二是提出了采用两套井网，实现分层开采的方法，以扩大原始井距，解决层间矛盾；三是采取单井引效措施，以提高单井产量，最终改善全区开发效果。     

海上油田首次规模井网加密调整研究与实践

S油田是渤海辽东湾海域的大型整装稠油油田,作为海上最大的亿吨级自营油田,目前已进入开发中后期,逐步暴露出层间和平面上水驱动用不均、单井控制储量过高、采油速度和采收率较低等问题.针对海上稠油开发面临的挑战,首次提出海上油田规模井网加密调整研究.但海上油田的开发方式特殊,且经多年注水开发后水淹规律复杂,油田整体调整研究面临诸多技术难点.以地质油藏再认识为基础,剩余油分布研究为统领,克服了小层含水半定量研究、水淹层定量评价、水平井和定向井联合开发等技术瓶颈,完成油田整体加密调整研究和方案编制工作,总结出一套海上油田加密调整研究技术体系,为相似油田调整研究提供借鉴.     

渤海BZ油田高效开发策略研究

渤海BZ油田为浅水三角洲沉积,储层非均质性较强,定向井多层合采势必导致层间干扰严重.针对储层非均质性影响的问题,研究水平井设计技术,包括水平井的轨迹方向、水平段长度、水平注水井摆放位置、隔夹层的利用等,并提出采用水平井分层系开发油田的高效开发策略.     

克拉玛依油田七区八道湾组油藏水流优势通道研究

水流优势通道研究在二、三次采油中,对于注采井间连通性、水淹程度、层内、层间非均质性研究具有重要意义.七中东八道湾组油藏为一套砂砾岩加泥岩的沉积储集层,注水开发后,综合含水上升速度异常,各井组采出程度不均,为了识别八道湾组油藏水流优势通道,从油藏动静态入手,采用井间示踪剂研究方法,定性描述井间去水方向和速度,定量反演井间水流优势通道物性参数,给出平面、纵向优势通道发育方向和层位,对油田生产开发提供明确指导,最后根据井层通道类型调剖原则,提出调剖强度和用量设计,为油田后续调整挖潜提供可靠的依据.     

致密油藏自渗吸提高采收率影响因素研究

针对致密油藏现有开发方式下产量递减快、可采储量低的问题,通过建立双孔双渗致密油自渗吸提高采收率数学模型,研究裂缝密度、基质渗透率、毛管力、原油黏度等因素对自渗吸提高采收率效果的影响。研究发现,注入表面活性剂使亲油致密储层产生润湿性反转,诱导产生自发渗吸,从而可有效提高基质原油的动用程度;渗吸采油效果与裂缝密度正相关,裂缝越密,基质比表接触面积越大,渗吸强度及采油速度也越快;渗吸采油效果与毛管力正相关,改变润湿性的同时应尽量保持界面张力水平;渗吸法采油适用于原油黏度较低、基质渗透率较高的亲油致密油藏。     

北一二排西层系井网调整与效果分析

针对北一、二排西开发中出现的水驱产量下降幅度较大、油层动用状况较差、地层压力较低等问题,对该区块层系井网调整潜力进行了研究。结合影响区块开发效果的几点原因,分析认为仅依靠常规的动态调整措施难以有效地改善区块整体开发状况,通过层系井网调整的实施,全区日产液增加5 640 t,日产油增加197 t,含水率基本稳定,采油速度上升至0.60%,流压沉没度得到恢复,区块整体开发状况得到有效改善。截止2017年8月已累计增油20.5×104 t,提高采收率2.0%以上,井网加密、细分层系调整效果显著,解决了油层动用程度差的问题,提高了最终采收率。     

合理应用高压注水技术 开发好低渗透油藏

低渗透油藏物性条件差 ,常规注水难以达到配注要求 ,注水效果不理想。采取高压注水措施 ,可以有效提高注水量 ,促进油井见效增产 ,达到提高低渗透油田注水波及效率和采收率的目的。本文总结了近几年来江汉油田高压注水的实践效果 ,对开发好低渗透油藏具有重要的指导意义     

火山岩油藏注采动态特征研究

火山岩油藏无论在国内或国外,其数量与规模都既少又小。我国的火山岩油藏主要分布在新疆,这些油藏注水开发已有数年,其动态特征表现为：油井产能高低悬殊;油井及油田产量递减均快、油藏无稳产期;注水井吸水差别大;注水开发时少数油井水窜水淹严重、而多数油井长期不见注水效果;油藏采收率多在8％－13％之间。上述注采特征与油藏裂缝发育、非均质性极强的地质特点是相一致的。根据上述特点,建议火山岩油藏的开发应慎重注水,重点做好高产井管理,水窜严重的井组采取停注或间注等方式进行开采。     

天然水驱稀油油藏提高采收率技术对策研究

南堡陆地浅层油藏为典型复杂断块油藏,按照油品划分60.9％的地质储量属稀油油藏,具有边底水活跃,油藏断块小,含油面积小的地质特征.目前其已进入特高含水开发阶段,水驱采出程度低,采收率低,急需开展技术攻关提高油藏采收率.针对油砂体含油面积小且天然能量充足的油藏地质特征,以高63-10断块NmⅡ4②小层为典型单元,提出采用...     

低渗透油藏CO2气驱渗流机理核磁共振研究

对超低渗透油藏和特低渗透油藏注入CO2开采,已成为提高原油采收率的重要技术手段之一.利用吉林油田超低渗透和特低渗透砂岩岩样,设计混相气驱、非混相气驱、高压水驱和低压水驱4种岩心注入工艺实验,采用核磁共振技术,从微观孔隙角度分析CO2混相气驱、非混相气驱和水驱渗流机理.研究表明:气驱驱走了岩心大部分大孔隙中的可动流体,并有一部分原油进入小孔隙成为不可动流体;相对非混相气驱,混相气驱可动流体的采出程度高是混相气驱提高采收率的根本原因;注采压差的提高,增加小孔隙中不可动流体的采出程度是基于混相气驱提高采收率的有效方法.气驱优于水驱,混相气驱优于非混相气驱.     

电热油藏采油物理模拟的相似准则及其应用

电热油藏采油是一项开采稠油的新技术。根据电热油藏采油的机理,建立了电热油藏采油过程中电流场、渗流场、温度场的数学模型;采用方程分析法和量纲分析法推导出了电热油藏采油物理模拟的相似准则数群;结合电热油藏采油的工程判断,给出了一套适用于电热油藏采油物理模拟研究的主要相似准则。应用这一套相似准则,建立了电热油藏采油的低压三维物理模型实验系统,通过物理模拟实验研究了加热电功率和油层电导率对原油采收率的影响。结果表明：原油采收率随加热电功率的增加而提高,但电功率并不是越大越好,电功率增加到50kW以上时,采收率提高幅度很小;油层电导率低,输入电能有效利用率高,采收率高。     

八面河油田面120区低渗透稠油油藏开发对策

八面河油田面120区属于中-低渗透非均质稠油油藏,由于油稠、地层出砂、地层压力低、产能低等问题,开发效果不理想,一直未投入全面开发。为了提高面120区原油储量动用程度,提高开发效益,从2001年起对该区开展了低渗透非均质稠油油藏改善开发效果技术研究。通过数值模拟优化、热力开采设计及相应的采油工艺配套设计,确定了合理开发对策,取得了较好开发效果。     

马25低渗透复杂断块油藏稳产潜力研究

马25井区属低渗透复杂断块油藏,储层砂体发育零碎、非均质性强、水驱效果差。要保证马25井区的持续稳产,必须完善注采井网,充分挖掘储层潜力;改善注水效果,挖掘注水潜力;合理实施油井措施,挖掘油井开发潜力。     

江汉油区多盐断块油田三次采油重要途径

江汉油区多盐断块油田兼受岩盐和断层影响,地层倾角一般较大。多数油田采用边缘注水开发,盐水驱油效果好,中低含水期采出程度高;目前老油田已接近二次采油高含水经济界限。依据油气田地质开发力学,分析多盐陡构造油藏剩余油主要分布在构造高部位的动态特点,提出向构造顶部注气,形成气水联合驱动,作为江汉油区多盐断块油田三次采油战略性重要途径。在列举国内外油田应用成功实例的基础之上,证明几个月内就能见到降水增油效果,可以提高原油最终采收率5%～10%。