南一区东块后续水驱存在问题及对策

通过对南-区东块地区在整个开发过程中，由于存在着油层发育状况及储层物性差、井网不完善、控制程度低等不利于聚驱开发效果的矛盾，及时调整开发思路，采取相应的对策，以提高区块的经济效益；同时，根据后续水驱阶段存在含水上升速度快、注入不连续等问题，采取分层注水、酸化等措施，挖掘聚驱后剩余油，延长后续水驱经济有效期，达到“五控”，即控液，控水，控制含水上升速度，控制产量递减，控制成本增加，减少无效循环，进一步提高聚驱采收率。即我矿南-区东块全面停聚后，在注采压力调控的同时，加大注入井的分层措施力度，以控制含水回升速度。但在作业过程中，需要投入水嘴释放封隔器，为提高工作效率，减少工作量，在实际应用中投入的是可溶性水嘴，结果发现后续水驱井不适合于这种类型的水嘴，及时调整为投捞可调水嘴或是死嘴后，取得了较好的措施及注水效果。     

化学驱转后续水驱稳效对策研究及应用

孤东油田自进入特高含水期开发,三次采油成为油田可持续发展的重要技术措施。而目前一类、二类主力化学驱单元已转后续水驱或即将转后续水驱,含水面临快速回返。为探索研究孤东油田转后续水驱单元稳定、延长化学驱增油效果的技术对策,开展了六区西北部后续水驱技术应用研究。通过精细油藏管理,优化方案部署,及时实施注采调整、明确剩余油分布及动用状况、完善注采井网、工艺解堵等稳效措施,现场应用效果良好,实现了后续水驱稳效增油,提高了区块整体开发水平,对其它同类油田的后续水驱开发具有借鉴意义。     

萨三组油层多段塞交替注入注聚参数优化及现场应用

目前一类油层注聚区块已经全部转为后续水驱,因此二类油层成为聚合物驱挖潜的主要对象,也是喇嘛甸油田继一类油层聚合物驱后的重要接替层。但是由于萨Ⅲ油层,油层多而厚度薄,渗透率较低,纵向和平面非均质性严重,连通程度较低,导致薄差油层动用难度大,注入能力差,影响了聚合物驱开发效果。通过实验研究表明：多段塞交替注入能够进一步提高采收率,同时可以减少聚合物用量,进而提高聚驱效益。从北北块一区3—4#站现场试验效果可以看出交替注入取得的聚驱效果较好,试验区阶段提高聚驱采收率11．95个百分点,比对比区多提高o．63个百分点,阶段节约聚合物干粉28．9％。     

高浓度聚驱后剩余油分布规律研究

喇嘛甸油田北西块4-4#注入站高浓度聚合物驱矿场试验已经转入后续水驱,通过分析高浓度试验过程动变化及高浓度聚驱前后油层参数变化得到了高浓度聚驱后油层动用规律,概括出试验区剩余油分布特征：高浓度聚驱后,平面上剩余油主要分布在油层发育差、连通差区域以及分流线部位;纵向上剩余油主要位于正韵律层段、厚油层顶部的低渗透层、层问渗透率级差大的差油层。     

孤东油田三四区二元复合后续水驱开采特征及剩余油分布规律研究

目前,孤东油田三四区处于二元复合驱转后续水驱开采阶段,加强后续水驱阶段开采特征及剩余油分布规律研究,及时水井调剖、分注;井网完善、转流线等调整挖潜措施,提高油井产液量,减缓含水上升速度,深挖剩余油潜力,确保油田开采末期及后续水驱油田良性开发,最大程度提高采收率。     

喇嘛甸油田北西块二区聚合物驱油见效分析

喇嘛甸油田北西块二区注聚以后,产液量逐渐缓慢下降,全区含水呈下降趋势,日产油逐渐上升,随着见效井井数的不断增加,产油量也稳步上升,但与此同时还存在一定的问题,比如注入困难井仍占一定的比例,注采不完善井影响开发效果,未见效井仍然较多,低液面、低产液井有所增加。针对各种问题,注入井采取了调浓度、调配注、酸化和压裂等措施,加大注入井方案调整,减缓平面矛盾,强化注入井措施力度,确保有效注入。采出井则加大措施改造力度,保证有效采出,通过对油层发育差、动用程度低的井进行压裂,提高低渗透部位动用状况,针对高流压、高液面、低含水的采出井加大调参力度、对没有上调余地的采出井随检泵时机换大泵,确保产量上升;对泵况问题井及时上检,减少对产量的影响,针对由于液面高而不吸水的注人井,及时跟踪周围采出井液量,液面的变化情况,积极采取上调参、换泵等措施。聚合物区块的油层发育厚度和规模对聚合物驱效果影响较大;挑选砂体发育厚度大并有一定规模的区域进行聚合物驱,可获得较好的效果,适时采取提液措施能够使聚合物驱效果进一步提高。     

精细调整 均衡流线 改善T143单元水驱效果

坨143单元自1999年5月投入开发,经过多次扩建产能、高速开发阶段,一直处于强化开采状态,目前已进入含水上升期。由手储层非均质性严重,经过长期的注水开发,油层易形成相对固定的注采连通对应关系．注入水沿着主流线率先到达采油井底,而非主流线上的油层不容易被注入水波及到,水驱动用程度低。本文通过对存在问题进行剖析．积极探索注采调整对策,有效提高单元水驱效率。     

强碱三元复合驱油层动用状况分析

本文通过试验区32口连续井各沉积单元、不同有效厚度级别、不同有效渗透率级别吸水状况分析，初步总结出二类油层三元复合驱油层动用特点，试验区油层有效厚度动用比例达90％以上，有效厚度大于2m，渗透率大于0．37m2油层有效厚度动用比例最高；三元段塞注入后，表外储层动用程度可达70％以上；在注入化学剂0．4PV剖面发生反转，注入剖面反转后油层动用程度有所降低，但仍保持在80％以上；同时及时有效地提出改善油层动用状况的措施调整方法，为进一步提高试验效果奠定基础。     

高浓度转后续水驱室内实验分析

本文主要研究了高浓度转后续水驱的合理时机和转注方法,模拟试验区油层发育条件及现场实际注采状况开展岩心驱替实验,研究不同转注时机不同转注方式对采收率的影响。研究转后续水驱的合理聚合物用量,对后续水驱采收率的影响,聚驱后,设计方案为聚合物用量为1460PV．mg／L时,可较好提高后续水驱采收率;研究了转后续水驱前不同注入段塞对采收率的影响,当注入3000mg／L的高浓度聚合物段塞0．1PV以后,可以保证后续水驱的采收率,提高总采收率。     

二类油层三元复合驱油层动用状况分析

本文通过试验区32口连续井各沉积单元、不同有效厚度级别、不同有效渗透率级别吸水状况分析,初步总结出二类油层三元复合驱油层动用特点,试验区油层有效厚度动用比例达90％以上,有效厚度大于2m,渗透率大于0．37m2油层有效厚度动用比例最高;三元段塞注入后,表外储层动用程度可达70％以上;在注入化学剂0．4PV剖面发生反转,注入剖面反转后油层动用程度有所降低,但仍保持在80％以上;同时及时有效地提出改善油层动用状况的措施调整方法,为进一步提高试验效果奠定基础。     

喇8-PS1801井压裂措施效果分析

喇8-PS1801井是北北块一区的一口采油井，该井组注入井于2007年10月开始注聚，在2008年5月开始见效，见效后产液量大幅度下降，到2010年2月产油下降，含水开始回升，采出液浓度逐渐上升。通过对该井各沉积单元发育状况、动用状况及注采关系的分析，找出产液量下降，含水回升，采出液浓度上升的原因，并采取相应措施，提高其见效程度。     

表面活性剂驱在吴仓堡油区的应用与效果分析

针对常规水驱后大量残余油无法被采出的问题,吴仓堡油区实施了表面活性剂驱矿场试验。表面活性剂注入浓度为0.5%,确定注入总量为0.3PV,根据矿场参数确定了长2、长6、长9层位最大注入压力。试验结果表明,表面活性剂驱有效抑制了单井产量递减,单井日产油量提高,平均单井日产油量由1.36t上升至1.55t,表面活性剂使油水两相相对渗透率均得到提高,试验区注入压力下降0.4MPa。表面活性剂驱的应用对吴仓堡低渗透油区提高采收率具有重要的实际指导意义。     

二类油层聚驱阶段压裂技术研究

二类油层注聚井段长，层数多，平面、纵向非均质性严重，通过压裂缓解了平面、层间矛盾，河道边部及河间变差部位型剩余油得到挖潜。本文通过对与压裂相关的参数进行研究，如：产液量下降幅度、含水下降幅度、河道连通率等，结合精细油藏描述成果及测井、试井资料，确定了聚驱阶段的压裂时机，总结出聚驱各阶段的压裂井选井选层原则，通过实践应用后，取得较好的增油降水效果，为二类油层聚驱提效率探寻出一条有效途径。     

探讨聚合物驱不同阶段动态特征与调整对策

聚合物驱油在大庆油田取得了显著效果,其生产动态与水驱明显不同,主要表现在注聚合物后含水大幅度下降、采油量大幅度增加等方面。本文在聚合物驱系统评价方法的基础上,结合大庆油田聚合物驱开采实际情况,论述了聚合物驱油的动态特征,并以精细地质研究为基础,用动态变化的观点来分析判定井组受效情况,提出评价不同阶段聚合物驱开发效果的方法。确定不同阶段的综合调整重点,有利于提高聚合物驱总体开发效果。     

氮气吞吐在新庄油田的实践与认识

氮气的非凝特性注入地层后具有较强的压制边底水的作用,运用氮气吞吐技术能够有效地压制水锥高度,降低井底附近油水界面：同时抑制边水突进,减缓边水侵入影响,降低油井含水率,提高采收率,该技术在常采井和热采井中均有明显效果。通过现场200多井次的实际应用,措施有效率76．5％,平均单井含水下降12．99个百分点,平均单井日增油1．8吨,累计增油11193．6吨。     

氮气泡沫调驱用泡沫剂性能评价

对于非均质性严重的油藏来讲，水驱之后的剩余油多分布在低渗透层和孔隙的角隅中，在此情况下，为提高低渗透层的储量动用程度，确保高效开发和稳产，开展了氮气泡沫调驱试验，要求注入的氮气加泡沫剂在高水洗层内形成大量的泡沫，进而封堵注水串流通道，改善油藏的非均质性，提高注水驱油的波及体积，根据地层流体性质和油藏实际条件开展了氮气泡沫调驱配方体系中泡沫剂性能的评价，并筛选出较适宜的泡沫剂和用量。     

北北块二区过渡带三次加密井区综合调整方法研究

针对喇嘛甸油田过渡带原井网适应性差、水驱控制程度低、采油速度低、采液强度不均衡、油水井数比不合理的状况，通过新钻井、油井转注后，由300m反九点法面积井网变为212m五点法面积井网。井网加密后，结合动静态测试资料，找出剩余油富集层对三次加密井区进行综合调整，对提高油层动用状况，减缓水驱产量递减，提高采收率具有重要意义。     

喇嘛甸油田三类油层聚驱效果及认识

喇嘛甸油田三类油层属于薄差油层,但其发育广,储量丰富,非均质性强,是喇嘛甸油田聚合物驱的主要接替潜力层。与主力油层相比,具有有效厚度小、表外储层发育,渗透率低,油层发育薄及剩余油分布零散等特点。现场试验表明,三类油层注聚是可行的,为了评价三类油层聚驱效果,总结试验认识,本文从三类油层注采能力、动用状况、见效特点、措施效果、提高采收率幅度等方面综合分析,总结评价了试验聚驱效果及认识,对喇嘛甸油田三类油层合理高效开发具有十分重要的意义。     

胡尖山油田安83区热水驱可行性研究

本文密切结合安83区目前开发现状和存在问题,从流体热膨胀性、黏度、润湿性等多个方面开展超低渗透稀油油藏热水驱研究。通过热水驱替,可降低油水两相界面张力,发生热力诱导的岩石表面润湿性改变,扩大水驱波及范围和纵向动用程度,另外热水注入地层过程中润湿性发生改变,同时会使束缚水采出,提供了驱油动力,有利于改善超低渗透油藏开发效果。     

二类油层聚驱产液量下降幅度及影响因素分析

在聚驱开发过程中，在单井及区块见到聚驱效果时，产液量都会有不同程度的下降，但各个区块及单井产液量下降幅度差异很大，导致增油效果、低含水期持续时间差异较大。通过与一类油层聚驱对比及统计二类油层高浓度聚合物驱注采状况，分析认为，二类油层聚驱产液量下降幅度的大小与累积注采比、油层注入体系、油层渗透率等因素密切相关。