双河油田开发后期控缝高压裂技术

河南油田稀油老区进入开发后期,压裂改造的对象由大厚层转向厚度较薄的层内层间流动单元或岩性段。目的层纵向上夹层薄产层也薄,平面上为加密井网小井距,常规压裂易加剧层间矛盾。结合储层特点,采用低粘度压裂液体系及控缝高施工工艺进行压裂改造,现场实施后,有效控制了裂缝垂向延伸,取得了好的控水增油效果,增产倍比达到4.76,为河南油田的措施稳产提供了有力的技术支撑。     

高含水后期双河油田开发地质工作方向

双河油田已全面进入高含水后期开发，急需明确高含水后期开发地质工作内容和方向。回顾了双河油田开发地质工作历程，指出了开发地质工作必须紧密围绕认识开采对象而展开。总结了高含水后期双河油田开采的剩余潜力特征，从而提出了细分薄单层，在成片水淹区内找出众多含剩余油小片；加强基础研究，深化剩余油三维特征认识；推动精细油藏描述的计算机化进程，尽快投放矿场应用；积极探索剩余油挖潜方法，提高老油田水驱采收率的开发地质工作方向。只有按油田生产的规律开展各项基础工作，才能保持老油田生产能力。     

高含水后期双河油田开发地质工作方向

双河油田已全面进入高含水后期开发,急需明确高含水后期开发地质工作内容和方向。回顾了双河油田开发地质工作历程,指出了开发地质工作必须紧密围绕认识开采对象而展开。总结了高含水后期双河油田开采的剩余潜力特征,从而提出了细分薄单层,在成片水淹区内找出众多含剩余油小片;加强基础研究,深化剩余油三维特征认识;推动精细油藏描述的计算机化进程,尽快投放矿场应用;积极探索剩余油挖潜方法,提高老油田水驱采收率的开发地质工作方向。只有按油田生产的规律开展各项基础工作,才能保持老油田生产能力。     

阻水透油支撑剂在高含水储层的应用

针对大庆油田特高含水期压裂增产措施中,常规支撑剂石英砂无法控制采出液含水率的问题,研发了阻水透油支撑剂,主要是采用带活性基团的有机硅化合物覆膜于石英砂上,使其外表面具有疏水亲油气的特性,大幅提高了其控水能力。室内性能评价结果表明,该支撑剂油润湿指数大于0.75,在一定压差下油的通过能力是水的10倍以上,现场应用控水成功率100%,比常规支撑剂控水成功率提高54个百分点,该支撑剂可成为油田开发后期降低开采成本、提高可采储量的生力军。     

压裂裂缝充填覆膜支撑剂控水增油实验

压裂裂缝内的支撑剂通常用于防止裂缝闭合,而通过拓展附加功能的覆膜支撑剂增加了透油阻水能力,通过"荷叶原理"利用疏水材料在支撑剂表面覆膜制备一种新型控水增油支撑剂,该覆膜支撑剂充填到压裂裂缝内使其具有水相低导流能力和油相高导流能力。研究先利用填砂模型对覆膜支撑剂层的透油阻水能力进行测试实验,再利用大型的3D驱油设备进行水平井压裂裂缝内分别充填常规支撑剂和覆膜支撑剂的水驱油开发实验。结果表明:覆膜支撑剂层的透油阻水能力皆优于常规支撑剂层;当驱替压差小于0.4 MPa时,透油阻水能力略有提高且阻水效果增加超过10%;此外,压裂裂缝内充填覆膜支撑剂的3D驱油开发实验最终采收率比充填常规支撑剂的提高3.95%。     

双河油田Ⅷ Ⅸ油组高含水开发后期剩余油综合挖潜技术

双河油田Ⅷ Ⅸ油组经历了30多年的开发。目前已进入特高含水开发后期．调整和挖潜的难度增大,单元开发效果持续变差。通过主力油层细分流动单元、分时剩余油研究、强水淹层细分评价等综合挖潜技术,对双河油田Ⅷ Ⅸ油组进行综合评价,搞清了单元的剩余油分布特征,并利用补孔、调层、解堵、复产、大修等手段对潜力层进行挖潜。通过一系列综合调整挖潜后,进一步完善了注采关系,提高了单元开发效果。     

透油阻水支撑剂在近水层油层压裂中的应用

当水层距离压裂油层较近时,在施工过程中即使采取相应的缝高控制措施其水层被压开可能也在所难免,这就会导致油井压后大量产水甚至水淹,措施失败。研究分析了一种新型的透油阻水支撑剂,该支撑剂在油水流过时能对水相起到一定阻挡作用而让油相自由通过。通过Y井现场应用,该井由压前试油不出液到压后产液量为5.7 t/d,产油量为2.5 t/d,累计投产24个月,含水率一直稳定在55%~60%。W井由压前含水率83.8%到压裂后投产16个月含水率基本稳定在20%之内,该透油阻水型支撑剂在近水层油层压裂中取得了较好的增油控水效果。     

JS油田中高含水油井深部堵水压裂技术研究与应用

为提高低渗高含水油井产量,降低含水,以满足中高含水期油藏稳产和提高采收率的需要,通过室内实验研制出一种选择性堵水剂,堵水率在85%以上,是堵油率的4⁵倍,具有较高的选择性堵水能力,同时,针对高含水油井形成了一种深部堵水压裂技术。现场试验表明,该技术深部堵水实施后日增油2.3 t,降水20%,具有较好的降水增油效果。     

双河油田特高含水后期存水率与水驱指数变化特征研究

存水率和水驱指数的变化特征是注水油田经常使用的重要评价指标，通过对双河油田存水率和水驱指数的变化特征研究，提出油田注水开发效果的评价需根据油藏类型的不同，存水率和水驱指数变化规律的不同，结合压力、含水上升率等指标，对注水开发效果进行综合评价，指导油田注水结构的调整。     

双河油田砂岩油藏不同孔隙结构水驱油效率研究

针对砂砾岩油藏地质 特点，引用喉孔平均半径比Ｒ，定量化研究微观孔隙结构和水驱油效率关系，归纳出双河油储层不同岩性，     

大庆低渗透油田增效压裂技术研究

针对大庆长垣外围低渗透油田地质条件复杂、选井选层难度大、压裂经济效益差等问题,从分析低渗透油田压裂改造难点入手,找出影响压裂效果的关键因素,应用测井曲线,确定垂直缝高度及裂缝延伸类型,对不同类型采取相应措施,实现了单层个性化设计.现场实施后,取得了较好的效果,为同类油田压裂提供了宝贵的经验.     

电脉冲解堵工艺技术在双河油田的应用

分析了电脉冲解堵增产机理,介绍了电脉冲解堵技术在双河油田中高含水期低渗透油层解堵方面的应用情况。现场应用6井次,有效5井次,有效率83.3%。应用表明,电脉冲解堵对中高含水期的油层解堵具有较好的增产效果。     

双河油田Ⅵ油组特高含水开发后期注采调整的做法及效果

针对Ⅵ油组整装砂岩油藏特高含水开发后期主力油层开发中存在的主要问题,分析研究了层系存在的问题原因,并针对其潜力开展了高含水后期综合挖潜对策的研究,确定了高含水主力油层仍是后期调整开发的主要对象,非主力油层具备进一步提高开发效果的潜力,提出了重返高含水主力油层提高剩余储量动用程度等有针对性的综合调整对策,并把其成果应用于实际生产,取得了较好的效果。其综合挖潜技术为同类油藏的开发提供了参考模式。     

双河油田提高注水系统效率实践

注水泵效率和管网效率是影响油田注水系统效率的主要因素。提高注水泵效率是通过泵额定压力、排量与实际需要的合理匹配来实现;提高管网效率是通过减小管路节流及井网合理布局来实现。3年来,双河油田注水系统效率逐步提高,形成了一套适合双河油田特点的提高注水系统效率技术。     

顺北油田缝内转向压裂暂堵剂评价实验

缝内暂堵压裂是开发断溶体油藏的关键技术之一,该工艺可以使新裂缝在已压出裂缝的其他位置起裂,从而大幅度提高井周弱势通道的动用程度,增加裂缝复杂度,达到增产的目的。顺北油田奥陶系油藏埋深大,缝洞特征明显,温度可达到160℃,导致普通可降解型堵剂快速失效,为此优选了一种油溶性树脂粉,开发了一种自降解颗粒。基于桥堵机理明确了粒径配比和有效暂堵厚度要求,对堵剂稳定性及高温下的降解、吸水后的膨胀情况进行了评价;通过改进的驱替装置对堵剂在裂缝中形成的暂堵隔板强度进行了评价;最后反向注入,记录解堵情况。实验结果表明：油溶性树脂粉不溶于水和酸、碱,但任何温度下都可溶于油,厚度为14 cm的油溶性树脂粉暂堵隔板在不同粒径颗粒质量比为1.0：2.0：2.3时,可耐受10 MPa的压力;A型自降解颗粒不溶于酸、碱、盐,且不溶于油,在高温油相或水相中均可自我降解,厚度为16 cm的A型自降解颗粒暂堵隔板在不同粒径自降解颗粒质量比为1.0：1.3时,可耐受10 MPa的压力。该研究成果为顺北油田提供了2种暂堵压裂时使用的暂堵剂。     

安塞油田中高含水期剩余油有效动用技术研究

安塞油田是典型的低渗透油藏,经过20多年的开发,目前已进入中高含水期,开发矛盾也日益突出,主要存在油井见水后产量递减快、储层天然微裂缝发育、剩余油分布更加复杂、套损及水淹关井逐年增多等问题。结合安塞油田多年开发实践效果,在研究剩余油分布规律的基础上,开展了井网调整、重复压裂、堵水调驱、套损井治理工艺技术研究,形成了安塞油田中高含水期剩余油有效动用技术。该技术在安塞油田推广应用1 100余井次,累计增油20余万吨,采收率提高了1.8%,油藏整体开发形势较好。     

双河油田泡沫复合驱数值模拟研究方法

传统的泡沫驱数值模拟方法有机理法和经验法两种。机理法运算速度慢,经验法不能体现泡沫的生成与破灭等反应机理。为了提高泡沫驱数值模拟的计算速度,并体现注气量、半衰期等参数在泡沫驱中的作用,将机理法和经验法充分结合起来,具体阐述泡沫复合驱在数值模拟软件中的体现,并进行室内岩心驱替实验,来验证模型的可靠性,且在双河油田Eh3Ⅳ1–3层系进行了效果预测。结果表明,泡沫复合驱数值模拟模型的采出程度与实验值相对误差为–4.54%,双河油田Eh3Ⅳ1–3层系泡沫复合驱效果预测提高采收率10.24%。