周期注水技术在温西六区块开发中的应用

针对温西六区块在井网加密滚动调整后出现的主力层单一、并严重水淹、产量大幅度下降等问题,必须寻求一种新的方法来解决上述出现的开采矛盾.在借鉴国内外砂岩油田周期注水经验基础上,有效利用油藏数值模拟技术,从实际出发,对温西六区块实施周期注水的可行性进行了研究,优化了注水周期参数,论证了周期注水时机,提出了周期注水具体实施方案,并经现场检验取得了较好效果.     

温西十区块合理注水压力研究

通过油层破裂压力影响因素分析，确定了温西十区块油层破裂压力为60MPa；通过分析注水压力对套管损坏的影响，论证了注水井井底流压应在50～58MPa之间；井口注水压力应在24．2MPa至32．2MPa之间。明确了温西十区块目前存在的主要问题是水驱效果差、注水利用率低，采油井周围地层压力未能有效恢复。针对该区块存在问题，提出了下一步技术对策。     

吐哈温米油田注气非混相提高采收率技术研究

以温米油田温五、温西一和温西三区块为例，系统阐述了低渗透油田注水开发后注气提高采收率的油藏精细描述方法、注气开发室内实验分析评价、注气工程关键参数优选、注气开发指标数值模拟预测以及整体开发方案设计等综合研究成果，从理论和实践上总结出适合同类油藏水驱后注气提高采收率的矿场配套技术，旨在提高油田整体开发水平和经济效益。     

温西一区块氮气泡沫驱提高采收率技术研究

吐哈油田温西一区块油藏属于特低渗油藏,经过多年注水开发,已进入高含水期开发阶段。结合低渗油田水驱开发后期提高采收率技术需求,优选温西一区块开展氮气泡沫驱技术研究,通过对区块油藏地质概况研究,泡沫辅助气驱机理研究及可行性论证、注采工艺方案、地面工程方案等关键技术进行研究,开展了温西一泡沫辅助减氧空气驱矿场试验,本次矿场试验取得了一定的效果,累计增油2328t,增气1535.4万m~3,为吐哈油田在低渗透油藏的采收率技术上指明了新的方向。     

温米油田温西三区块高含水期精细剩余油挖潜

通过精细单砂体刻画和分层量化注采,区块注水调控取得较好效果;通过优化射孔井段,层内剩余油挖潜效果好;通过提前注水,实现了温西三区块薄差层的有效动用,为区块剩余油挖潜指明了方向。     

温米油田二次开发试验初见成效

温米油田已进入高含水开发期。根据油田公司部署,2010年在温米油田实施以温西三区块为重点的二次开发工程。为降低区块二次开发规模实施风险、检验剩余油认识准确程度、探讨分层系开发可行性以及验证二次开发确定的技术路线合理性,油田在温西三区块开辟了二次开发先导试验区。     

温吉桑低渗油田水气交替非混相驱方案研究

通过对吐哈盆地温吉桑油田注气区块优选，注气影响因素分析，注入气筛选，注气方式、气驱油方式及注水转注气时机的确定，注气工程参数优化设计，水井注气能力、配注气量及井口注气压力的论证，注气井网部署优化，注气方案实施及注气监测工作量部署，完成温五区块、温西一区块、温西三区块注天然气水气交替非混相驱提高采收率方案设计，形成一套低渗透油田有效实用的水气交替非混相驱注气方案设计方法。     

温西三区块注水开发效果评价

该文对温西三区块注水开发效果进行了系统评价,为了更好地利用注入水高效开发油田,迫切需要对油田注水效果进行评价。对高含水期合理地层压力保持水平进行了论证;对井网适应性进行了评价,分析了剖面动用变化原因;利用存水率、耗水指数和含水采出比对注水利用状况进行了评价,结果表明区块注水利用率比较高、注水开发效果比较好;利用多种水驱特征曲线对区块进行了分析,并根据注水效果评价提出了改善注水开发的建议。     

吐哈油田温西三区块发现凝析气藏

在吐哈温米油田新钻成的调整井温西3-525井中,近日于西山窑组中发现了凝析气藏,估算单井产气量在5×104m3以上。这是温米区域被发现的第8个凝析气藏。1992年以来,吐哈油田先后探明了温八、温西一、米登、温西十、温五南夹片、温五西北块和温五主体块中侏罗统西山窑组凝析气藏。温西3-525井的成功,再次证实温米油区西山窑组主要区块均发育凝析气藏,并扩大了该区域天然气储量规模。吐哈油田温西三区块发现凝析气藏     

胡七北块油藏周期注水可行性研究

周期注水已被公认为是一种提高注水波及系数的有效方法，周期注水能有效的改善油田开发效果。文章详细论述了胡七北块油藏周期注水的有利条件，胡七北块实行周期注水，能有效地改善纵向非均质性油层的水驱油效果，大大提高原油采收率。通过对胡七北块油藏周期注水可行性的研究，将有力的指导胡七北块油藏今后的开发。     

桩西油田桩45-1块周期注水实践与认识

桩西油田桩45—1块储层非均质性严重，长期强注强采，油层高渗透带形成大孔道，造成注水开发效果差、产量递减大。通过数值模拟研究，对周期注水的不同注水方式、周期、注水量波动幅度等参数进行优化，在该块进行周期注水实践，提高了注水波及体积，抑制了单元含水的上升，提高了单元采收率，取得了较好的注水开发效果。     

吉林油田新218区块周期注水效果评价

针对吉林油田新218区块井网调整后含水上升快的现状,通过分析水驱过程中存在的问题,开展了周期注水调整措施,包括注水周期的确定、注水方式的确定及注水量的确定,新218区块采取周期注水后,井组产量保持稳定,地层压力得到恢复,含水上升得到控制,取得了明显的稳油控水效果。     

温西三油田二次开发地面工程的优化

二次开发是老油田采用传统的一次开发基本达到极限状态,或已达到弃置条件时,采用全新的理念,重新构建老油田新的开发体系,大幅度提高油田最终采收率,最大限度地获取地下石油资源,实现高效、安全、环保、节能开发的新技术。温西三区块地面集输系统实行标准化建设方式,井场、树枝状串接管网、井口示功图软件量油等采用标准化设计,不再建设计配站,只建设集输、注水管网,减少地面工程管线施工工作量30％,缩短施工周期,适应了油田开发建设及上产需要。     

中—高含水期低渗透储层优势渗流通道研究 ——以温米油田温西一区块三间房组储层为例

中—高含水期低渗透储层经过长期注水开发容易形成优势渗流通道,造成注入水无效循环加剧,严重影响油藏注水开发的效果。以温米油田温西一区块三间房组低孔、中—低渗透储层为例,基于岩性、沉积及微观特征分析优势渗流通道形成的控制因素,综合动、静态资料确定识别优势渗流通道的方法及评价标准,并优选动、静态参数建立综合评价指数模型。研究结果表明,温西一区块三间房组优势渗流通道的形成受岩性、沉积相及微观特征控制;其静态特征表现为岩性粗、物性好,沉积于水下分流河道的主流线上;动态特征表现为吸水剖面存在差异,油井含水率突然升高,示踪剂水线推进快,突破厚度小。研究区优势渗流通道的识别标准为:层内渗透率大于或等于40×10-3μm2,层内渗透率级差大于或等于20,孔喉半径大于或等于3.6μm,月含水率上升率大于或等于30%,单层吸水率大于或等于50%。     

对吐哈油田温西三区块三间房组油藏井网加密调整的认识

吐哈油田温西三区块是温米油田的主力区块。开发过程中，暴露出了由于注采井网不完善而引起一系列开采矛盾，原有井网的开发效果较差。1997—1998年为增加油井水驱方向，在局部井点进行了井网加密，对完善井网起到了一定的积极作用，但未从根本上解决水驱控制程度低的问题。为此，在剩余油研究的基础上，提出了整体井网加密方案。自该方案实施以来，在油田开发动态分析的基础上，充分利用数值模拟手段对其实施效果进行了跟踪分析研究。数值模拟结果和生产实践均证明，温西三区块S油藏整体井网加密调整取得了良好的效果，改善了油田的水驱控制程度，实现了油田的高产稳产。它也在实践上说明了，在油田开发调整中进行井网加密时，将整体井网加密和局部井网加密的方法结合起来取得了良好的开发效果。这种对老油田井网进行整体井网加密和局部井网加密的油田调整方法，值得其它同类注水开发油田借鉴。     

特低渗油藏非稳态周期注水机理及应用

为了充分发挥储层裂缝与基质之间的渗吸作用,增大注水波及体积,提高水驱采收率,以延长X区块长6油藏为研究对象,利用室内静态渗吸实验分析逆向渗吸影响因素,并采用考虑渗吸作用的数值模拟技术对X区块周期注水进行参数优化。结果表明,X区块渗吸方式主要为逆向渗吸,且储层渗透率、孔隙度的增大可以提高渗吸驱油效率;随着含水饱和度的增加,渗吸驱油效率降低;界面张力与渗吸驱油效率在一定范围内呈反比关系;X区块注水生产时,优选非稳态的周期注水方式,其优化工作制度为注20 d停30 d、注采比1.0~1.2、注水量8~12 m3/d。通过矿场现场实施,区块产油量小幅增加,含水率明显降低,较连续性注水开发方式可提高采收率2.5~3.5百分点,为特低渗油藏非稳态周期注水开发提供了有效的理论基础及现场应用依据。     

吐哈温西22井“防卡PDC+螺杆”高效钻进

正2016年8月31日,吐哈油田公司台北凹陷鄯善弧形构造带温西区块22井顺利完井,纯钻周期39d,创该区块钻井新记录。温西22井是吐哈油田温西区块的一口评价井,设计井深4500 m。吐哈油田工程院钻井所根据温西区块的地层发育特点,在全井段采用近垂直钻井钻具组合,并有针对性地使用"防卡PDC+螺杆"高效全复合钻进模式。该井完钻井深     

岔河集油田岔12-16井区周期注水提高采收率试验研究

该文借鉴国内外砂岩油田周期注水的经验，从实际出发，对岔河集油田岔１２－１６井区周期注水的参数进行了研究。提出该井区周期注水的最佳参数为：注水周期为８个月，注停比为１∶３，振幅为２．５～３．０，周期类型为非对称型。现场试验表明：用上述参数实施周期注水３周期后，该井区累积增油３１９７ｔ，阶段含水上升率降低１个百分点，产油量递减减缓３５．６６个百分点。为岔河集油田进行大规模周期注水展示了良好前景。     

低渗透油田周期注水与调剖结合参数优化研究

为改善低渗透油田措施挖潜剩余油的效果,在分析周期注水与深度调剖结合机理的基础上,利用Petrel软件进行精细地质建模,应用CMG软件中STARS模块进行数值模拟计算,优化周期注水与深度调剖结合的参数。结果表明,经过深度调剖后,朝55区块周期注水的间注半周期由3个月缩短为2个月,注水半周期内注水强度由2倍常规注水强度增大为2.5倍常规注水强度,周期注水与深度调剖结合较单一周期注水与深度调剖提高采收率0.55个百分点。周期注水与深度调剖结合可有效提高储层动用程度,为低渗透油田措施挖潜剩余油提供了一定的理论依据。     

朝5—朝45区块综合调整技术提高了水驱开发效果

朝阳沟油田朝 5朝 4 5区块进入中含水期后在注水井上开展了注水井转抽、注水井浅调剖、周期注水等试验。在抽油井上积极进行热气酸解堵等综合调整措施 ,明显改善了水驱开发效果