孤岛油田零散低品位储量开发实践与认识

孤岛馆 1 2砂层组零散分布于整个孤岛油田 ,是该油田岩性 构造复合油藏的产层。在依靠天然能量的常规试采方式下 ,影响该砂层组开采效果的主要因素有 :油层多而薄、储量分散、油砂体小 ;天然能量弱 ,单井产能较低 ;成岩作用差 ,泥质含量高 ,水敏性强 ,导致油层在开采过程中出砂严重 ,加上出砂粒度较细 ,防治难度大。为了获得该砂层组较高的采收率 ,开辟了中 30 8先导性注水开发试验区 ,优选了馆 1 2油藏注水高效开发配套技术。经推广应用 ,使馆 1 2油层的采收率由注水开发前的 4.2 %增加到目前的 16.3% ,实现了分布零散、薄层、出砂严重低品位油藏的高效开发。参 2 (毕秋军摘 )     

孤岛南区低品位稠油高效开发技术

孤岛油田南区稠油地质储量2271.6×104t,"多、薄、断、差"等油藏特点决定开发管理难度大,目前采出程度仅有5.3%,采收率仅有11.3%,具有挖潜增效的丰厚物质基础.为此对南区馆上段5-6砂层组(Ng5-6上)、馆上段1+2～4砂层组(Ng1+2上～4)稠油开展了分类分层系精细地质研究,实施配套.的开发调整技术:...     

五里湾X1油藏如何提高采收率

靖安油田五里湾油藏以开发三叠系X1油藏为主,储层为湖成三角洲沉积,属于低渗透油藏,油藏平面、剖面非均质性较强。开发以注水为主,X1油藏目前综合含水率72.5%、采出程度25.4%,处于双高开发阶段,随着注入、采出程度的增大,油藏的平面单向突进、剖面上层内、层间矛盾日益突出,水驱油效率逐渐下降,从而影响着油田的稳产和开发效果,如何提高最终采收率是油藏开发永恒的主体。本文重点总结了X1油藏实施空泡驱、微球驱、注采井网调整、不稳定注水、精准堵水等措施后提高最终采收率,为后期整个X1油藏提高采收率提供方向。     

FEWD技术在挖掘中二南馆6稠油区剩余油中的应用

针对中二南馆6稠油区的开发现状,介绍了FEWD水平井地质导向钻井技术在孤岛油田中二南馆6稠油区4口水平井钻探开发过程中的应用情况,实践证明FEWD水平井地质导向钻井技术在该区块的应用是可行的,对于改善该区块开发效果、提高采收率、增加原油产量、高效开发厚层剩余油藏等方面都取得了较好的效果.     

孤岛河道砂稠油油藏水淹层顶部水平井挖潜技术

孤岛油田稠油边部受水侵影响,直井开发适应性差,易形成高含水低采出程度局面,无法实现持续有效开发。稠油水淹层剩余油分布主要受储层空间非均质性影响,为此开展储层建筑结构及隔夹层分布特征研究,为储层空间非均质性描述奠定基础;进而针对性开展＂有隔层、无隔层＂开发技术政策界限研究,确立了水平井布井原则。2007年以来,馆5砂层组稠油边部共部署水淹层顶部水平井12口,初期平均单井日产油14t,初期含水80%,水平井平均含水上升率仅为0.35,提高馆5砂层组稠油边部采收率8%,取得了良好的开发效果。     

低渗透油藏提高采收率研究――以大芦湖油田为例

大芦湖油田属于低渗透油藏,目前处于开发中后期。为了进一步挖潜,采用数值模拟技术,对大芦湖油田各砂层组的采出状况进行了分析,发现了不同砂层组存在的问题,探讨了完善井网、抽稀井网、不稳定注水等提高采收率技术方法。模拟结果表明,砂层组的采出程度最高,井网相对比较完善,砂层组的主要调整重点应该放在42小层。     

吐哈油区稀油油藏开发实践及技术攻关方向

吐哈油区稀油油藏经历30 a的开发与实践,形成了一系列稀油油藏高效开发的方法。由于主力油田稀油油藏多为特低渗—低渗油藏,储集层非均质性强,低含水开发阶段采用强采强注面积井网,采油速度较高,开发效果较好;中—高含水阶段及时采取了井网加密等对策,短期为减缓递减、稳定产量发挥了重要作用。但油田开发初期的强注强采也影响了主力层的驱油效率和采收率,尤其是进入特高含水期,无效注水循环严重,套损井和停产井增多,造成地层压力保持水平低,常规措施治理难度大,稀油油藏开发进入低速低效开采阶段。为了从根本上提高开发效果,积极开展注气提高采收率、纳米微球复合调驱及转变渗流场等室内研究和矿场先导试验,取得了初步效果,形成一系列多元类型油藏分类提高采收率和提高开发效果的技术。随着这些技术的进一步发展和应用,吐哈油区稀油油藏自然递减率有望由19.8%逐步降至11.0%,采收率将提高2.00%~3.00%。     

考虑滞后效应的海上弱挥发油藏周期注水研究

针对海上弱挥发油藏的特点,以毛管滞后和相渗滞后理论分析为基础,结合油藏数值模拟技术,开展该类油藏长期衰竭开发后注水策略的研究。结果表明,若不考虑相渗曲线滞后和毛管力滞后,后续注水开发预测采收率结果将分别偏大和偏小,与实际不符;与常规注水相比,周期注水能够提高采收率1.1个百分点,其增效油沿注采方向呈现“三区两带”特征,分别发育水富集区、滞水排油带、油富集区、滞油排气带以及次生气顶区;为减小次生气顶影响,长期衰竭开发后的注水策略包括强化注水和周期注水2个段塞,强化注水转周期注水的时机为地层压力恢复至泡点压力,周期注水阶段最优半周期为2个月;油田由衰竭开发转注水开发后,年产油综合递减率由20.8%改善为-12.7%,开发效果变好。考虑滞后效应制订的双段塞注水策略能够提高采收率18.3个百分点,可为弱挥发油藏的高效开发提供实践依据。     

孤岛油田中26-24井区综合治理及效果

孤岛油田馆1+2井区属于粉细砂岩油藏,油层胶结疏松,出砂严重,产能低,停产井多,开发难度大,属于“双低单元”。为了提高馆1+2油层的动用程度,通过采取降水降压改变压力场分布及优化防砂工艺,养活油井出砂的措施,对停产井进行综合治理,预测可采储量增加50×104t,采收率可提高10％。     

生物酶驱油在七里村油田的应用

七里村油田主要开发层系为长6油层,储层埋藏浅,为多产层特低渗、低压、低产油藏。储层孔隙度平均8.71%,渗透率平均0.54×10~(-3)μm~2,平均采收率为7.9%。根据试验区注水开发现状,开展生物酶驱油试验,对试验效果进行了分析评价,为同类低渗透油藏注水开发提供了宝贵经验。     

水驱废弃油藏CO2驱提高采收率技术研究

中原油田经过30多年高速水驱开发,已进入总体递减阶段,但油藏高温、高地层水矿化度特点限制了化学驱的应用。为改善特高含水开发后期油藏开发效果,中原油田在濮城油田沙一下水驱废弃油藏开辟了先导试验区。以CO2驱提高水驱废弃油藏采收率为目的,研究形成的特高含水期油藏剩余油微差异刻画技术、CO2驱驱油机理认识、注采参数优化方法,以及配套防腐、防窜工艺技术,已应用于2个试验井组,采出程度提高了6.5%。预计濮城沙一下整体实施后,原油采收率提高9.9%,年增产原油超过2×104t,为探索水驱废弃油藏及特高含水油藏提高采收率提供了一项新技术。     

利用测井资料模拟小层油水分布规律

对于多油层、非均质注水开发油田、如何更准确地掌握剩余油的分布规律,实现油田开发后期的相对稳产,控制其递减速度就显得尤为重要。针对老君庙油田Ｌ油藏地质沉积特点,利用测井资料进行分小层模拟其油水分布规律,应用现场取得了较好的效果,社会及经济效益可观,该研究地下油藏的思想方法和实践手段对同类型的其它油田的开发具有一定的指导意义。     

辽河油田海1块"2+3"调驱提高原油采收率技术先导性试验

针对辽河油田注水开发稠油油藏海1块,提出了"2+3"调驱来提高原油采收率,对其适应性进行了评价研究.室内实验和矿场先导性试验结果表明,"2+3"调驱技术可迸一步改善水驱开发效果.室内非均质高低渗双管物理模型实验表明,注入0.3 PV"2+3"调驱体系,驱油效率提高了18%以上.3个试验井组共对应13口油井,措施后10口...     

利用水平井技术开发洼70块薄层稠油油藏

针对冷家堡油田洼70块薄层稠油油藏因油层薄、直井试采出砂严重造成储量无法动用这一难题,通过水平井注汽开发可行性论证及试验,对该块利用水平井整体部署开发,取得了良好效果.形成一套以水平井开发薄层油藏的油藏评价技术、储层预测技术、井身轨迹控制技术、完井技术、生产参数优化技术等先进配套技术,在相似油藏开发中具有借鉴和指导意义.     

孤东油田储层出砂因素研究

孤东油田是典型的疏松砂岩油藏，油层埋藏浅，压实程度差，胶结疏松，易出泥砂。随着油田进一步开发，油层出砂进一步加剧，造成油水井“躺井”不断增加，其中部分油水井出泥砂严重造成无法治理。为此开展孤东油田敏感性评价、配伍性评价、岩性分析、岩心流动实验等出泥砂机理研究，分析各因素对孤东油田出泥砂影响，为开展治理研究提供借鉴，提高孤东油田开发效果。     

镇北油田长8段储集层孔隙类型与水驱油渗流特征

针对鄂尔多斯盆地镇北油田延长组长8段储集层微观孔隙类型复杂、水驱油规律认识薄弱等问题,应用砂岩微观水驱油模型,结合铸体薄片、扫描电镜等手段,对长8 油藏的微观孔隙类型及水驱油渗流特征进行研究。结果表明,研究区长8油藏储集空间以残余粒间孔、溶蚀孔和微裂缝为主;驱替类型主要为网状驱替和指状驱替,均匀驱替较少,不同驱替类型水驱油效率不同,均匀驱替效率最高,指状驱替效率最低。水驱油效率与渗透率相关性较高,相关系数为0.84,与孔隙度相关系数为0.51,储集层非均质性也是影响水驱油效率的重要因素。     

对21世纪大庆油田开发前沿技术发展的初步思考

21世纪大庆油田开发面临的新挑战具体反映为①已累计采出石油可采储量的70.32%,储采失衡日趋严重;②开发难度急剧增大,总体经济效益逐步变差;③重组改制要求更高,市场竞争更加激烈。今后大庆油田开发工作从以原油产量为中心转移到以经济效益为中心,从以持续稳产为总目标转移到以可持续发展为总目标,要大力加快两个层次的前沿性科技发展。第一层次为近期前沿技术,以提高探明储量动用程度和采出程度为重点,包括3套核心技术①高含水后期提高水驱采收率配套技术;②聚合物驱综合调整和三元复合驱配套技术;③大庆外围“三低”（低渗透率储集层、低储量丰度和低单井产能）油藏有效开发配套技术。第二层次主要着眼于21世纪油田长远发展需要,重点在3个方向积极进行新的探索和研究①三次采油后的泡沫驱、微生物驱和其它接替新技术;②有效开发深部致密层天然气藏、复杂断块致密油气藏新增探明储量的相关技术;③国内外油田开发市场需要的相关技术。今后要以改善大庆油田开发总体经济效益为中心,大力发展、应用高水平油气开发技术,不断深化重组改制和现代企业管理,努力在21世纪实现油田可持续发展。图2参2（王孝陵摘）     

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。     

牛东火山岩油藏立体注水开发技术与应用

牛东火山岩油藏为异常低温正常压力系统的特殊油藏,具有火山喷发期次多、油藏规模小的特点。储集层裂缝发育,裂缝以低角度缝和水平缝为主;油层垂向跨度大,单层厚度大,非均质性强。油藏开发初期,采用衰竭式开采的单井产量递减率大,开展直井井组注水先导试验,邻井日产油量略有上升,注水见效程度低,水平井注水吞吐先导试验提高采收率幅度有限。针对油藏开发中存在的问题,对注水吞吐、井网调整和压裂进行不断优化,形成了水平井与直井混合立体注水开发技术,可以有效改善火山岩油藏的注水开发效果。后经推广实施,牛东火山岩油藏注水见效比例达44.4%,见效后单井初期平均日增油量为1.7 t,预计提高采收率5.7%,油藏立体注水开发取得了较好效果,可为其他同类型油藏的开发提供借鉴。     

永8断块稠油油藏渗流规律研究

永8断块属于常规稠油油藏，为明确注水开发过程中油藏的油水运动规律和影响机制，通过室内物理模拟试验，借助显微镜和图像分析技术开展了渗流规律研究。研究结果表明，注水速度和冲刷时间的增加会导致胶结疏松的储层内部微粒运移，使储层渗透率升高；由于生产压降增大，渗透率降幅平均达到23．7％，且对储层造成的损害不会由于压降的减小而恢复到原始状态。对于该稠油油藏，其低速开发比高速开发最终采收率可提高2．6％～4．2％；在注水后期含水饱和度较高时，提高注水速度可增加采收率2．7％左右；而降低原油粘度，可有效提高采收率0．7％-2．1％。