八面河油田面四区沙三中高含水油藏综合治理

面四区沙三中经过多年开发,目前处于高液高含水开发阶段,开发效果逐年变差。基于开发特征分析和剩余油分布规律研究,进行储层分类治理:Ⅰ类区域完善开发井网,根据区域能量保持状况实施提水提液研究,Ⅱ类区域评价注水开发效果,进行提高单井产能以及稠油区域水驱转热采研究,同时对沙三中老区开展调整潜力研究。将研究结果应用于生产,收到较好的开发效果,为八面河油田高含水稠油油藏的有效动用提供借鉴。     

坪北油田动态分析法剩余油描述

坪北油田已进入高含水开发期,挖潜剩余油是目前及今后有效开发的重要方向。结合坪北油田实际,开展储层裂缝特征和注水开发见效见水特征研究,并利用矿场生产资料和动态监测资料对剩余油的成因进行了分析。分析认为平面剩余油分布受开发井网、储层物性和裂缝控制,剖面剩余油受射孔井段和纵向渗透性控制,建议在低渗透油藏部署井网排距时要充分考虑储层的渗透性,在注采井排建立有效驱替压力梯度,采取细分层的开发方式规避层间矛盾,提升开发效果。     

八面河油田面12区提高采油速度改善开发效果分析

胜利油田八面河油田面12区是典型的高粘、高渗、高孔隙度油藏。目前该区块平面、层间和层内非均质性严重,储量动用不均衡;主力油砂体水淹严重;井下技术状况恶化,开井数减少,注采井网不完善。沙三上段主要从控制自然递减率及降低综合含水入手,通过注水调整,层间、层内剩余油挖潜及非主力油砂体挖潜来改善开发效果;沙三中段目前存在的主要问题是综合含水高,下步工作重点是完善局部注采井网,控制综合含水;沙四段主要问题是油水井井下技术状况恶化,注水效果差,地层能量不足,日产油量下降,下步工作重点是完善注采井网,保证注水井正常注水。     

八面河油田热采汽窜治理对策

八面河稠油Ⅱ类油藏进入多轮次热采以后,汽窜现象逐渐增多,热采开发效果逐渐变差。分析认为汽窜的发生主要与井距小、油层厚度薄及油藏非均质性有关,要治理汽窜就要采取错位运行,减少汽窜的发生;利用两井、多井组合注汽,建立地层压力场、温度场,减少热损失,提高蒸汽利用率;采用高温化学剂封堵汽窜通道,提高波及系数。     

特低渗透油藏单砂体研究及注采调整实践——以安塞油田王窑区为例

安塞特低渗透油田进入中高含水期后,主力油层普遍遭到水洗,多井低产,剩余油挖潜方向不明。以王窑区为例,基于现代沉积学、高分辨率层序地层学、测井及开发地质学理论基础,结合野外露头、检查井取心及开发测试资料,揭示了单油砂体尺度储层非均质特征、注采连通状况及剩余油分布规律。研究表明,单砂体非均质性对低渗透油藏水驱过程具有重要影响,对开发层系划分组合、井网形式及井排距选择、注水开发调整具有重要启示。通过开展缩小井排距加密调整、单砂体注采对应关系完善、精准压裂、调驱调剖等综合调整,预测采收率提高4%~6%,对同类油田中后期稳产意义重大。     

克拉玛依油田八区下乌尔禾组油藏小井距试验开发效果技术研究

克拉玛依油田八区下乌尔禾组油藏是特低渗透、微裂缝发育的巨厚层块状砾岩油藏。1979年采用反九点法面积井网试验开发,,井距从550m加密到275m,实现了全面注水开发。“九五”后仍存在采油速度低、见效程度低、压力保持程度低等问题,于2004年在油藏中部4＋5两套加密井网的叠加区开展了小井距试验,由275m×388m反九点加密为138m×195m反九点,后期转为五点井网平行裂缝方向注水。同时,控制单井注水量,采用点弱面强的注采政策,试验五年以来通过井网加密调整改善水驱控制程度,缩小井距、提高压力梯度使低渗透率油层充分动用起来,小井距开发在油田生产中后期取得了较好的成效。     

克拉玛依油田八区下乌尔禾组油藏行列注水试验区开发试验效果

克拉玛依油田八区下乌尔禾组油藏是特低渗透、微裂缝发育的巨厚层块状砾岩油藏。1979年采用反九点法面积井网试验开发,经历了三次加密,实现了全面注水开发,由于八区下乌尔禾组加密后,地层压力下降快、见水未见效井较多,稳产基础差。为寻求合理注采井网,为提高注水开发效果提供依据,论证现有注采井网方式调整的可行性,建立水压驱动,2006年10月在256井断裂上盘中部采矛盾突出的八个井组开展行列注水试验。试验开展3年来结合油井配套措施,有效地扩大了注水波及体积、减缓压力下降及递减,行列开采形势有所改观。对比八区下乌尔禾组油藏上盘4＋5井网效果较好。     

面120区沙三中高温堵水技术研究与应用

面120区沙三中储层物性较好,属于八面河油田的优质热采单元,初期热采效果较好,但是边水活跃,水淹区块采出程度低,开发效果差。为提高水淹区开发效果,分别针对定向井、水平井的井型特征和水淹特征开展了多种高温堵水工艺试验。实施高温堵水热采后,综合油汽比达到1.0,取得了较好的经济效益和社会效益。     

新沟油田新一区注采调整潜力分析

新沟油田由于高含水,储层物性差,平面及层间矛盾突出,水线方向性强,水驱效果逐年变差.优选新沟油田新一区作为试验井区,分析该区块在剩余油、渗流能力和井网调整方面存在的潜力,认为将井网设计为东部的行列井网与西部的面积井网的组合形式,可以有效提高采收率.优选新斜1211、新斜1171两个井组开展注采调整试验,使该油田自然递减...     

低渗透油藏井网优化调整研究

针对低渗透油藏开发过程中普遍存在的问题,选取长庆油田特低渗透油藏为研究对象,通过对该区块菱形反九点注采井网的调整,进行了井网转换和井网加密可行性研究,并提出相应的最优转换时机.研究结果表明:菱形反九点注采井网转为交错排状后,增大了波及系数,提高了水驱动用程度,改善了地层压力场,提高了同期采出程度,其最优转换时机为含水率75%;对菱形反九点注采井网有针对性地采取中心加密,加密井采取先采后注的策略,可提高区块采油速度和最终采收率,且生产2年为加密井最优转注时机;所研究油藏最优的调整方案为2007年进行加密,并于2009年对加密井进行转注.对同类油气藏中后期调整提供了技术指导.     

卡拉姆卡斯油田侧钻水平井开发效果影响因素

油田进入开发后期,含水率高,剩余油分布高度分散,侧钻水平井可以充分利用原有采油井,对剩余油富集区域重点挖掘,是老油田稳产和二次上产的主要挖潜措施之一。为了提高侧钻水平井的开发效果,通过建立侧钻水平井注采井组机理模型,分析储层渗透率、油层厚度、侧钻水平井产液量、注采井距以及水平段长度对于侧钻水平井产能的影响。结果表明,选择储层物性好、油层厚度大的区域侧钻水平井,并且选择合理的注采井距、日产液(油)量以及水平段长度,能够较大程度地延缓含水上升,提高侧钻水平井产能和开发效果。     

滨南油区低渗透油藏开发潜力及技术对策

根据滨南油区低渗透油藏开发规律及存在的主要问题,提出了滚动增储、未动储量开发、井网加密调整、精细注水,完善注采井网、应用水平井技术挖潜的潜力方向,指出下一步滨南油区低渗透油藏开发对策和技术思路。通过以上工作的开展,进一步改善滨南油区低渗透油藏的开发效果,提高其最终采收率。     

特高含水砂岩油田直平组合井距优化研究

哈萨克斯坦K油田储层岩性复杂,以反九点井网为主,部分反七点和四点井网组合注水开发已达37年,综合含水已达90.5%。为了充分挖潜、提高储量动用程度,探索通过直井注水、水平井采油的直平组合开发方式动用剩余油。应用地质、测井、油藏工程等多学科理论,结合数值模拟结果,论证不同平面位置组合、不同井距条件下储量动用效果。直平组合注采井距和油层厚度、注水井位置等关系较大,最小井距不小于200 m,最大井距为油田标定采收率设计的注采井距。通过进一步论证设计,在K油田部署实施水平井38口。平均单井初期日产油17.9 t,含水68.7%,充分证实应用水平井技术,通过直平组合进行高效开发高含水砂岩油田、动用剩余油的可行性。     

苏丹Main Unity区块剩余油分布规律及挖潜策略

为了进一步提高研究区水驱采收率,应用Eclipse数值模拟软件,系统地研究了油藏中剩余油的空间分布.结果表明,在不同开发阶段油藏剩余油分布受不同因素的控制,在弹性开发阶段,油藏剩余油主要受储层物性的差异性所控制;在注水开发阶段,储层非均质分布以及井网方式对剩余油分布起到较大的控制作用,该区块目前的剩余油主要分布于渗透率较低的区域、注采井网不完善的油层或油层中的不完善区、注水井非主流线区域.通过井网局部加密、层系调整、注水保持压力可以有效地改善Main Unity油藏的开发效果,但对Main Ghazal这类具有良好物性,连通性好,而且面积不太大的断块油藏,边缘注水开发方式比含油区内部注水开发方式更为优越.提出Main Unity油藏下一步开发调整的优化方案,与现有井网相比可提高采收率4.73%.     

面120区稠油热采增产试验效果分析

八面河油田面120区储层渗透率较低,油层原油粘度较大,出现了热采效果差,地层能量下降快的现象。针对这种情况可采用氮气+蒸汽吞吐技术。实践表明,该项技术的应用提高了井筒隔热效果,降低了热损失,同时又补充了能量,调整了吸汽剖面。需要强调的是在热采过程中,对油层的保护可采用伴蒸汽注入,但这种方法容易造成地层伤害。因此,在采用伴蒸汽方式时,注入防膨效果最佳。     

八面河油田热采井化学防砂技术应用效果分析

八面河油田对面120、138区进行了热采井化学防砂,从蒸汽、地层物性、地层流体性质、防砂剂性能、现场施工参数等方面做了认真的分析和研究,根据分析结果提出了相应的改进措施,并对新型防砂剂性能进行了评价.     

哈国NB油田水驱水平井低产见水影响因素研究

哈萨克斯坦NB油田为被断层复杂化的背斜构造,油气水分布十分复杂。近两年,在大力加强油藏地质精细研究的基础上,积极推广应用水平井开发新技术,使注采井网中加密水平井技术在油田开发中的应用规模迅速扩大,并取得较好的开发效果,但是水平井含水上升快、产量递减迅速的问题日益突出。通过对油田投产水平井见水特征的分析,结合油藏地质特征,明确水平井低产高含水的主要影响因素有地层压力、储层横向突变、储层非均质性、水驱波及和部署方式等,并针对影响因素提出水平井部署建议,以确保应用水平井高效合理开发油田。     

八面河油田面4-14区沙四段1砂组储层认识及潜力评价

八面河油田面4-14区沙四段1砂组含油面积大、储量多,单井产量普遍较低,储量动用差。为改善开发效果,开展储层研究、储量计算、区带潜力评价。通过储层"四性"关系研究和砂层对比,确定储层展布、油层厚度、孔隙度、含油饱和度分布规律;结合生产动态,圈定有利区带;结合井(组)注水、热采试验分析,提出提高单井和区块产能的有效方法。     

低渗透复杂小断块油藏合理井网模式探讨

以浙江油田丰探区块低渗小断块油藏为例,通过对油藏数值模拟压裂情况注采井网形式进行研究,比较三角形井网、矩形反五点井网、正方形反九点井网和菱形反九点井网等不同井网下的注水开发效果,研究结果表明压裂情况下矩形反五点井网开发效果最好。同时对不同渗透率和储层厚度下,小断块油藏反五点井网合理注采井距进行了研究探讨。研究成果对低渗断块油藏的早期开发设计和开发调整具有一定的借鉴指导作用。     

聚合物驱结合井网调整技术剩余油实验研究

过室内物理实验模拟研究聚合物驱结合井网调整技术的开发效果,从宏观和微观两方面分析了改变井网的聚合物驱油的开发效果及剩余油分布。宏观室内物理实验应用微电极技术,研究改变注采井网系统的聚合物驱调整技术的开发效果和剩余油分布。微观室内物理实验应用核磁共振技术,研究聚合物驱前后剩余油在高低渗岩心孔隙中的微观分布规律。结果表明,通过改变注采井网系统的聚合物驱调整技术,一方面可以有效的改善驱替前缘推进不均匀的情况,扩大波及体积;另一方面可以改善吸水剖面,在聚合物后续水驱阶段提高中低渗层大孔隙产量。同时,由于井网调整后减小了注采井距,可以在减少注入量的同时提高产油量。驱替结束后,剩余油主要分布在中低渗层未波及到的区域,以及低渗层中、小孔隙。