提高罗1长8油藏水驱效果对策研究

罗1长8油藏局部储层微裂缝发育、非均质性强,进入开发中期后平面及纵向矛盾突出、控水难度加大、平面能量分布不均等问题严重制约着水驱开发效果。结合开发实际,对储层物性、油水井连通关系、见效特征及动态测试结果进行分析研究,总结出影响水驱效果的主控因素,通过精细单砂体刻画、引进新工艺技术封堵优势渗流、均衡平面采液强度等治理对策,达到了控水稳油、提高水驱效果的目的,为油藏长期高效开发提供技术支撑。     

罗1长8油藏中部提高水驱效率技术研究

姬塬油田罗1长8油藏局部储层微裂缝发育,随着开发时间延长平面矛盾突出、油井见水、注水井欠注、地层能量分布不均等问题严重影响水驱开发效果。结合区块见水、见效、压力等开发特征,对储层物性、裂缝特征、注水政策、生产参数适应性进行分析研究,归纳出影响水驱效果的主控因素,通过均衡平面采液、提高地层能量、优化注水政策、微球调驱封堵优势渗流通道,达到了控水稳油、提高水驱效果、降低自然递减的目的,为油藏的高效开发提供保障。     

姬塬油田长4+5长6油藏水驱特征分析及治理对策研究

姬塬油田长4+5长6油藏属于超低渗透油藏,随着开发程度的不断深入,油藏水驱不均、局部井网不适应、井组见效不均等开发问题逐步显现。本文对长4+5长6油藏的水驱开发特征进行了系统的分析和总结,同时在开发实践的基础上,对精细注采调控技术、水驱挖潜技术、井网优化技术进行了研究,为油藏的长期持续稳产提供了技术支撑。     

姬塬油田黄36长8低渗透油藏水窜问题研究

姬塬油田黄36长8油藏属低渗透岩性油藏,目前处于开发初期,但油藏含水高,水窜问题突出。针对黄36长8油藏的水淹现状,从储层的非均质性、注采井网与地应力的适应性、油层初期改造、天然裂缝与人工裂缝的影响等方面进行了综合研究,找到了黄36区长8油藏水驱低效开发的问题所在,结合研究提出了改善水驱开发效果的对策和建议,指导下步开发调整。     

低渗透油藏提高水驱效率技术对策——以胡尖山油田H区长4+5油藏为例

胡尖山油田H区长4+5油藏为鄂尔多斯盆地典型低渗透油藏,低孔、低渗、低压。长4+5油藏为多期河道叠加复合砂体储层,隔夹层发育、非均质性强,多层合采、多层分层注水。经多年开发及井网加密调整后,注水沿高渗带及诱导缝突进,油井多方向见水,水驱开发矛盾突出,水驱开发效率低。通过梳理影响H区长4+5油藏水驱效率提高的关键影响因素,有针对性地采取治理对策,达到提高低渗油藏水驱效率的目的。结果表明,影响研究区油藏水驱效率提高的主要因素为储层砂体连通程度、储层非均质性、水驱后诱导裂缝及高深渗带发育、水驱后储层物性变化及分注井分层注水有效性等。通过采取油水井补孔、单层增注、深部调剖调驱、均衡平面采液、优化分注工艺等治理技术对策,油藏水驱效果得到改善,油藏最终采收率提高,油藏向良性开发转变。     

W区块D1油藏开发技术研究

W区块D1油藏因储层非均质性导致的油井见效不均、含水上升速度快等矛盾严重影响了油田开发效果。本文针对W区块开发面临的形势及问题,通过对压力系统评价、合理注采措施等开发技术的深入剖析,完善了该区分层分区开发技术指标,制定了一系列开发调整对策。通过提高水驱效率、实施注采调整等手段,W区块D1油藏开发形势逐渐好转,为同类油藏提高水驱效率、延长低含水采收期、提高油藏开发水平提供了参考。     

胡尖山油田安201区块裂缝性油藏开发技术探讨

胡尖山油田安201区块长61油藏属于典型的裂缝性油藏,自2009年投入开发以来,暴露出部分区域高水饱、主向井裂缝性见水、侧向油井见效缓慢,低产井比例高、合理生产压差不确定、水驱动用程度低、产量递减较大等问题,削约了油田高效开发.论文针对安201区块开发中暴露出的主要矛盾,通过对开发方式、井网系统、注采压力系统、注水参数等综合分析研究,提出适合该类裂缝性油藏合理的开发技术,为同类油藏后期的开发具有指导意义.     

安塞油田长6裂缝型储层生化二元驱先导试验

针对安塞油田长6裂缝型储层常规开发方式效果差、采收率低的特点,探索了生化二元驱改善裂缝型油藏开发效果、提高采收率的方法。通过室内驱油性能评价,优化生化二元驱体系、优选措施区块,在安塞油田长6裂缝油藏完成现场先导试验。在生化二元驱室内提高采收率性能评价的基础上,优化设计了生化二元驱工艺方案。体系室内评价性能达到封堵率在80%以上,驱油效率比水驱提高15%以上,先导试验3个井组,对应油井20口,试验后见效井10口,见效比50%,累计增油1 663.65 t。通过方案实施效果来看,在裂缝型油藏中实施生化二元驱,可有效改善水驱开发效果,提高油井产量。     

延长油田特低渗油藏适度温和注水方法与应用

为解决裂缝性特低渗油藏注水开发水窜、水淹问题,提高水驱开发效果,以延长油田南部地区长8油藏为研究对象,建立了裂缝-基质动态渗吸室内实验评价方法,确定了制约渗吸效果的关键因素,获得了渗吸速度的数学表达式,建立了考虑渗吸-驱替双重作用的渗流数学模型,确定了研究区最佳注采参数。研究表明,水驱油过程存在使渗吸驱油效率达到最高的最佳驱替速度,且随着渗透率的降低最佳驱替速度变小;储集层品质指数和岩石水相润湿指数越大,渗吸驱油效率越高,而初始含水饱和度、油水黏度比越大,渗吸驱油效率越低;延长油田南部长8特低渗油藏最佳注采比为0.95,含水率95%时预测的水驱采出程度为17.2%,较常规注水(注采比1.2)增加2.9个百分点。充分发挥渗吸-驱替双重作用的"适度温和"注水技术可显著提高裂缝性特低渗油藏注水开发效果。     

红河油田长8油藏脉冲周期注采矿场试验研究

红河油田长8油藏由于天然裂缝发育以及井间压裂缝的存在,导致注采井间沟通关系复杂,注水开发过程中极易沿裂缝突进,裂缝性水窜严重。为探索适用于红河油田长8油藏裂缝性水淹后的注水方式及注水政策,开展了脉冲周期注采矿场试验。矿场试验表明,优化合理的脉冲式周期注水参数,可有效地使注入水进入基质孔隙,增加波及面积,改善裂缝性致密油藏的水驱效果。     

梅塔区水驱开发效果评价及调整方法研究

首先对梅塔长2油藏进行水驱效果评价,分析油藏水驱开发过程中存在的问题,后针对这些问题提出相应的调整措施,效果评价方法和调整方法可以为后续开发提供理论依据。结果表明,梅塔区全区累计注采比低,注采平衡呈局部不均匀状态,经过完善井网、提高水驱控制程度和配注优化后效果良好,日增油6.7t,预测水驱采收率22.3%。     

黄3长8油藏初期开发技术政策适应性评价

黄3长8油藏作为姬塬油田的主力开发油藏,自投产后存在水驱动用程度低、压力保持水平低、局部裂缝发育等问题。针对初期开发特征和开发矛盾,本文通过动态分析法、理论计算法和矿场实验法对黄3长8油藏进行了初期注水政策和储层改造评价,确定了合理的注水强度、井底流压和储层改造方式,为下步稳产高效开发奠定了基础。     

超低渗裂缝性油藏泡沫辅助空气驱油实验

鄂尔多斯盆地南部红河油田长8油藏为典型的超低渗裂缝性油藏,水驱开发中注入水沿裂缝窜流,导致油井水淹。泡沫辅助空气驱油技术是利用空气作为驱替介质,同时采用泡沫作为调剖剂来封堵裂缝,从而达到提高采收率的目的,是非均质性强、高含水油藏提高原油采收率最有发展前景的技术之一。为此,对超低渗裂缝性油藏泡沫辅助空气驱油进行了研究。实验表明,红河油田长8油藏原油在油藏条件下能发生低温氧化反应,同时泡沫对高渗透率地层具有较好的封堵性能,能有效地防止注入空气窜流;相比于水驱,泡沫辅助空气驱油技术能大幅度提高原油采收率,同时气体突破时氧气含量在甲烷-空气混合物的爆炸极限以下。     

G104长6_3油藏堵水调剖适应性评价

G104长6_3油藏沉积环境主要为一套三角洲前缘相沉积,主力开发层系长6油藏,孔喉组合以小孔隙吼型为主,平均喉道半径为0.19μm,属小孔喉高密度分布,平均有效厚度:12.8 m,平均孔隙度:9.8%,平均渗透率:0.49 m D,原始地层压力15.5 MPa,饱和压力5.83 MPa,属于典型的低渗低压油藏。G104区2011年规模建产长6_3油藏。油藏局部高渗、微裂缝发育,见水井逐年增加,综合含水快速上升,平面、剖面矛盾突出。通过2012年和2013年的试验,实施注水井调剖堵水可以很好的缓解含水上升较快的问题,改善水驱状况和油藏开发环境确保油藏良性开发。针对该区块裂缝发育特点,2014年G104区堵水调剖以"降含水、降递减"为目标,坚持"早期治理、防治结合"的整体思路,由单井点调剖向区域整体堵水改变,由水井调剖向油水井调堵结合转变,实施区块整体治理,有效的改善了该区块的开发状况,主向水淹井复产增油、侧向井注水见效区块状况明显改善。     

姬塬油田三叠系油藏裂缝见水规律及治理对策研究

三叠系油藏作为姬塬地区主要油藏,涵盖长1、长2、长4+5、长6、长8、长9等油藏28个地质区块,含油面积603 km2,动用地质储量26 000×104t,储量所占比例为94.5%。由于储层裂缝发育,导致油藏局部水驱效率降低、产能损失、平面注采矛盾逐年加剧,如何提高已开发裂缝性油藏的开发效果,降低老区自然递减,实现老油田稳产将是油田发展的重中之重。     

新木采油厂庙130区块油水井应用CO_2吞吐技术研究

低渗透裂缝性油藏长期注水开发,水驱效果逐年变差,单一措施无法从整体上改善开发效果。本文研究油水井联作式吞吐增产技术,优选一个注采单元,油水井同时实施吞吐技术,在平面上形成井间干扰。利用泡沫的贾敏效应,扩大注气波及体积,改善水驱开发效果。通过实施,井组开发形势好转,在弥补递减的基础上能够起到控水增产的作用,油藏开发指标明显提升,对油藏整体开发效果改善明显。     

长庆姬塬油田罗1长8油藏调剖工艺技术研究与应用

罗1长8区块为长庆油田所辖的典型的低渗透油藏,区块中部、中北部局部裂缝较为发育,目前中部小范围连片见水,北部及西南部个别井组油井见水,截至2011年底共有见水井38口,占全厂20.5%,单井产能损失2.2t。为改善区块开发效果,2012年在该区实施整体调剖综合治理。采用以"弱凝胶+预交联颗粒+无机体系"为主体段塞的注入工艺,共调剖17口井。调剖后17口注水井注水压力平均上升1.6MPa,吸水指示曲线、压降曲线等测试资料表明优势水流通道得到了有效封堵。17口调剖井对应93口油井,见效36口,见效比例38.7%。累计增油2733t,累计降水1894m3。区域开发指标变好,整体调剖改善了该区注水开发效果。     

火烧山油田H3层裂缝发育特征与剩余油分布关系

关键词：火烧山油藏是准噶尔盆地东部复杂的裂缝性油藏,裂缝分布规律和渗流机理复杂。油藏开发初期效果较差,受裂缝影响,注入水运动规律极难把握,给剩余油的认识带来较大困难。在分析该油藏裂缝发育特征和分布规律的基础上,结合裂缝的发育方向类型以及该区的成藏模式,得到了裂缝的分布规律;根据裂缝与砂岩基质的四种组合的水驱油模式,以及该区油井的含水上升规律,利用油藏数值模拟技术得出了油藏的剩余油分布规律。研究认为,火烧山油藏中裂缝的主要影响因素是构造作用和岩性变化,其分布为大裂缝发育区、微细裂缝发育区和裂缝弱发育区;由于水窜的影响,大裂缝发育区内的基质还存留大量的剩余油;弱裂缝发育区中吸水能力差,水驱油效果差,也存留大量的剩余油。最后通过建立地质模型、运用油藏工程分析方法和数值模拟手段,得到了H3油藏的剩余油分布现状,为后续的调整措施提供了依据。     

姬塬油田R区D1油藏水驱控制因素研究及治理对策探讨

为提高R区D1油藏注水开发效果,本文针对R区D1油藏水驱控制因素进行研究并提出下步治理方向,通过储层物性特征分析及动态特征分析,充分结合动态监测资料应用及水驱效果分析认为该区D1油藏水驱动力为混合水驱,受底水及注入水双重作用。该区水驱主要受控因素较多,各部位水驱见效受控因素及见效见水受控因素不同,主要受控因素有储层平面非均质性、层内非均质性影响、层内隔夹层影响、与底水接触关系影响、初期改造方式不同影响、射孔完善程度不同影响。结合不同部位的不同受控因素,提出各部位合理的治理措施及治理方向。     

鄂尔多斯盆地红河油田长8油藏天然裂缝特征及其对开发的影响

鄂尔多斯盆地红河油田长8油藏是典型的致密砂岩油藏,其储层物性差,天然裂缝发育,实践证明,断层、裂缝的发育程度对红河油田油气富集和高效开发具有重要作用。针对红河油田长8储层裂缝的特征、类型、成因进行精细刻画,阐明储层裂缝形成机理和分布规律;通过系统分析长8储层裂缝与油气富集之间的关系,厘清储层裂缝对红河油田长8油藏开发动用的影响。研究表明,红河油田长8储层裂缝发育,但有效性较差;天然裂缝是长8储层的主要储集空间和渗流通道,是控制油井产能的关键因素,也是油藏注水开发效果的重要影响因素。其中,断层端部、断层上盘和断层之间的裂缝发育区是高产有利区。