新肇油田整体周期注水技术理论探讨

新肇油田属裂缝性低渗透油藏。线性注水水线沟通后,注水压力上升速度快,导致部分水井吸水能力下降,同时也导致油井排油井间的剩余油不能得到有效动用,为此考虑在新肇油田采取整体周期注水,在缓解注水压力上升速度的同时,降低油田的注采比,通过高低渗透层的交互渗透作用,提高油井间剩余油的动用程度。     

包14块裂缝性低渗透油藏深部调驱研究与应用

辽河油田包14块为典型的裂缝性低渗透油藏,采用压裂方式投产。该区块裂缝发育,储层非均质性强,层间矛盾严重,常规注水开发效果差,无法达到标定采收率。通过三维地震资料与动静态资料紧密结合分析,对裂缝水驱机理进行研究并对调驱可行性进行论证,确定由裂缝驱油向孔隙基质驱油方式转变,进而引进具有封堵和驱替作用的深部调驱技术。结合包14块优势通道发育分布及裂缝开度,通过室内研究,研制出适合低渗透裂缝油藏的配方体系。优选储层及油层发育、剩余油富集、优势注水通道发育、连通性好的西南部构造高部位两个井组开展调驱先导试验。试验结果表明,日产油由10.8t/d上升至23.9t/d,含水由71.4%下降至56.3%,注入水推进速度由10.9m/d下降至6.1m/d,水驱储量动用程度由39.8%提高至52.2%,区块整体递减率下降,大幅改善了平面及层间矛盾。     

低渗透油田注水开发注水水质问题研究

我国油田拥有丰富的低渗透油田储量，虽然近十几年来许多新技术、新工艺、新材料、新方法用于油田开发，但注水开发仍是这些油田开发的主要方式，占有很大的比例。为了增加低渗透油田注水开发的采收率，对注水水质问题的研究是势在必行的，笔者主要对注水中悬浮物和油进行了研究。     

大庆油田超前注水储层物性界限研究

大庆油田近年新增储量渗透率低、品质差,未动用储量开发难度大,而低渗透油田投产后,如果能量补充不及时,地层压力会大幅下降,油田产量迅速递减。为提高开发效果,大庆油田对天然能量小的低渗透油田,开展了保持地层压力的超前注水开采试验。超前注水技术能够尽快建立有效的压力驱替系统,及时补充地层能量,提高地层压力,减小应力敏感损害,降低油井初始含水率,避免流体性质变差,从而改善油田开发效果。在大庆油田已投产的超前注水试验区块中,储层物性较差的扶杨油层超前注水效果较明显,储层物性较好的葡萄花油层单井产量提高不明显。利用室内试验、现场开发数据及数值模拟等手段确定了超前注水储层界限:大庆油田渗透率小于10mD的储层采取超前注水效果较好。这为超前注水技术在低渗透油田难采储量开发中的应用提供了有效依据。     

转向注水改善特低渗油藏开发效果

针对卫城油田沙四段油藏进入高含水开发后期,受裂缝发育影响,平面、层间矛盾日益突出,含水上升速度加快、开发形势变差的状况,开展油藏精细描述研究工作,重点研究地应力-裂缝对开发的影响,认识到注采井网不适应是该油藏高含水开发后期的主要问题。在剩余油研究基础上,一是通过实施避开裂缝方向优选转注井点,转换注采方向,使注采方向与裂缝方向成45°夹角注水;二是通过打塞、挤堵、重分、差层转注等手段,抽稀Ⅰ类层井网、建立差层井网,同时改变Ⅰ类层和Ⅱ、Ⅲ类层的注水强度,实现了卫城沙四段特低渗油藏高含水开发后期"转换注水方向、转换注采井别、改变注水强度"的转向注水。通过研究及应用,使卫城沙四段特低渗油藏注采井网逐步优化,水驱控制程度、水驱动用程度分别提高7.5和5.4个百分点,油藏综合含水下降0.4%,日产油量由135t/d回升到154t/d,自然递减率同期对比减缓7.62个百分点,增加可采储量10.5×104t,提高采收率1.45个百分点。     

楚雄盆地北部储层裂缝预测研究

裂缝是致密储层流体渗流的主要通道,裂缝的发育、分布规律控制着裂缝性油气藏的分布。介绍了裂缝定量预测的研究方法及原理,分析了楚雄盆地的地质概况,并结合研究区的地质特征,应用屈曲薄板应力场模拟法、构造主曲率法对楚雄盆地北部致密储层裂缝开展定量预测研究。研究表明,裂缝定量预测结论与野外露头剖面考察及钻井岩心裂缝发育规律吻合较好,说明该方法用于开展裂缝定量描述是可行的。     

裂缝性特低渗透砂岩油田压裂后开发调整对策

他拉哈油田英51区块为特低渗透油层,采用压裂投产方式。人工裂缝及地应力监测证明:该区块储层中有不同程度发育的天然裂缝存在。由于裂缝的存在,绝大部分注入水沿裂缝向油井窜流,而渗流到基质的注入水的流量和流速都有限,导致了井组大部分油井很难见效,部分井点砂体实际处于天然能量开采。鉴于英51区块的开发状况和裂缝特征,采取低注采比政策,尽量延长油井无水采油期;实施全井周期注水,控制油井含水上升速度;及时进行方案调整,控制见水层注水强度。对下一步调整对策提出了建议:提前调整注水方案;采用低注采比政策,实施温和注水,限制压裂层注水强度,降低裂缝开启的几率;采取油井堵水和水井堵缝等积极措施,调整注水及产液剖面,减缓层间和平面矛盾;开展线性注水先导试验,提高注入水的波及系数,改善区块开发效果。     

白云凹陷西南潜山储层发育条件及裂缝预测技术研究

惠州26-6潜山勘探的成功,表明珠江口盆地具备潜山勘探潜力。白云凹陷西南基底在中生代为陆源岩浆弧,与惠州26-6基岩潜山具备相似的构造背景,已钻井钻遇岩性以花岗岩为主,具备潜山发育的物质基础。通过岩性分析、构造演化史、断裂活动期次分析明确潜山储层发育的主控因素,潜山岩性以脆性花岗岩为主,受多期构造运动的影响具备构造裂缝发育及后期活化的条件。基岩潜山经历长时间风化暴露剥蚀,多期构造裂缝为风化淋滤提供了通道,具备形成风化型储层的发育条件。建立早期挤压褶皱裂缝、晚期伸展断裂诱导裂缝的裂缝发育模式,在地质模型指导下,通过3Dmove软件实现构造裂缝的离散建模,形成一套离散裂缝的预测技术。研究表明,目标区基底以断裂诱导缝为主,潜山内幕裂缝更为发育,发育褶皱和断层相关裂缝的复合裂缝体系,具备更好的储层物性。     

天然裂缝性油藏产量递减曲线分析模型

近年来，虽然人们经常使用递减曲线分析模型，但是它仍然有许多局限性。天然裂缝性油藏的递减曲线分析已经很少被用于注水开发。由此，提出了一种流体流动机制的模型，并用其分析注水开发的天然裂缝性油藏的开采数据。这个模型包含了对相对渗透率和毛细管压力的分析，显示出了开采速率与相应的采收率或与累计的采油量之间的线性关系。接着，把模型应用到来源于各种不同油藏的数据中并发现：在采油速率和已被模型预测到的相应采收率之间有一种线性关系，尤其是在开采末期。而范例中油藏的采收率最大值是由线性关系决定的参数估计出来的。同时，还提出了采收率的解析模型。     

子长油田富昌区调驱调剖技术的研究与应用

子长油田富昌区2004年开始进入注水开发阶段,目前与注水开发初期相比,平均单井日产油下降0.43t/d,综合含水率上升25.6个百分点。该区注水开发过程中存在层间非均质强,局部水淹水窜严重,油层动用程度差;边底水锥进明显,注水突进方向单一,油井受益不均衡;配套治理工艺方案优化程度不高,效果不明显且见效时间短等主要问题。针对存在的问题,对子长油田富昌区4个注水开发井组采用无机凝胶调驱工艺进行深部调驱试验,使用五段塞调驱体系,调驱剂配方为高相对分子质量聚丙烯酰胺+钠土+改性预交联颗粒+复合凝胶+交联剂,并通过公式计算了试验井组的调驱剂注入量。试验结果表明,4个试验井组的注水井均改变了吸水剖面,消除了指进现象,4口注水井吸水厚度增加了6.1m,平均单井启动压力较调驱前上升1.7MPa。试验井组的综合含水率平均下降3.82个百分点,单井组平均日增油0.57t/d,平均收益时间达到286天,4个试验井组累计增油1630.2t。     

油藏数值模拟技术在陆梁油田开发中的应用

油藏数值模拟技术是迄今为止定量描述非均质地层中多项流体流动的唯一方法,此项技术在陆梁油田开发生产中发挥了巨大作用。陆梁油田陆9井区油藏具有构造幅度低,储层非均质性强,油层厚度薄,边、底水能量充足特点。开发初期,针对油藏地质特征,对各区块开展油藏数值模拟研究工作,对油藏开发方式、射开程度、临界产量进行评价和论证。经过近10年的全面开发,随着动(静)态资料数量、类型的增加,对油藏的认识不断深化,建立了数值模拟跟踪系统,通过修正地质模型,不断优化开发方式。通过油藏模拟研究,加深了对油水运动规律的认识,摸清了油藏剩余油分布规律,同时,对单井组注采比进行优化研究,为油藏精细注水提供依据,并开展了油水井措施优化研究,确保措施有效实施。此外,针对水平井,进行了可行性和开发方式的研究,为水平井开采边、底水油藏提供了依据。目前,该技术已成功应用于油田的动态调水、老区剩余油挖潜以及水平井设计等工作中,有效改善了油藏开发效果,减缓了油藏综合递减率,确保了油藏持续高效开发。     

滩海油田水井调剖效果的数理统计分析

介绍了胜利滩海油田2004～2006年的调剖工作量以及调剖效果，即注水压力上升，吸水指数下降，压力指数上升，吸水剖面明显改善。分析了堵剂类型、油层层数、油层厚度和施工工艺对调剖效果的影响。通过分析发现，从堵剂类型看，树脂颗粒类堵剂效果最好，冻胶类堵剂无法达到理想的封堵效果；从油层层数上看，调剖井以二层和三层以内为宜，多层井效果差；从油层厚度看，对于单井，油层厚度大，调剖效果好，单层厚度在10～5m为宜；从施工工艺看，施工压力上升幅度在3～10MPa之间效果较好，平均封堵半径一般选5～8m为宜。     

利用油藏精细描述技术调整水驱开发方案

CYG油田C区块经过多年开发,逐渐暴露出井网时砂体的控制程度低、注采系统不够完善、含水上升较快和砂体水淹状况复杂等问题.为提高区块水驱开发效果,进一步挖潜剩余油,开展了油藏精细描述技术研究.利用井震联合三维储层建模技术深化了地质再认识,建立了C区块的精细构造、岩相和属性模型,明确了井间断层、微构造及储层空间特征.利用双重介质油藏数值模拟技术对地层压力、综合含水率、单井含水率、产液量、采出程度等开发指标进行了历史拟合.结合试验区各沉积单元、各砂体剩余油分布特征及数值模拟结果,将区块剩余油类型分为7种类型,分别提出了具体挖潜对策.根据试验区剩余油分布情况,设计3种周期注水方案,并据此进行了数值模拟预测.预测结果表明:采取周期注水调整后,当含水率为90％时,与不进行调整(采出程度为20.32％)相比,试验区平均水驱采出程度可提高1.5个百分点左右.剩余油挖潜对策和预测结果为下步编制水驱挖潜调整方案提供了依据.     

塔河油田缝洞型油藏深井注气提高采收率配套工艺

塔河油田储层深(5500~7000m)、地层压力高(50~60MPa)、非均质性强、流体性质差异大;溶洞是最主要的储集空间,裂缝主要起连通通道作用,缝洞单元是基本开发单元。储集体类型复杂,导致剩余油分布认识不清,主要依靠弹性和水驱开发,采收率较低。对于单井缝洞单元而言,目前采取的主要手段是注水替油,前期取得良好效果。但随着注水替油轮次的增加,部分井组注采比逐步上升,替油效果逐渐变差,失效井数增加,导致大量剩余油无法采出。特别是钻遇缝洞储集体边部或相对低位置的油井,其剩余油主要分布在缝洞体的高部位,注水替油效果不明显。考虑到气体注入地层后,在重力作用下向高部位上升,会形成"气顶",排驱原油下移,可有效启动单纯注水无法驱动的"阁楼油"。所以,油田开发后期,采取注气提高采收率技术。在实施注气提高采收率过程中,完善了深井注气的配套工艺,形成了注气-采油一体化井口、注气-掺稀生产一体化管柱、掺稀气举阀、高压气密性封隔器、气水混注工艺设计方法、腐蚀结垢处理方法等一系列配套工艺。2013年1~8月,塔河油田累计实施注气69井次,累计产油5.49×104t。     

扶余油田压裂技术发展方向研究

压裂改造技术已成为低渗透油田开发的主要手段,也是低渗透油田稳产的重要保障,在增油方面与其他技术相比,有着明显优势.随着油田开发的不断深入,以及储层改造的对象变得越来越复杂,压裂技术必须与井网特点紧密结合,以改善注采关系为重点,多种配套措施结合应用,实现区块整体改造,从而有效提高水驱采收率.以处于开发后期的扶余油田为实验对象,分析压裂技术在高含水老油田的实施效果,并对现存的瓶颈问题开展技术攻关,探索压裂技术未来的发展方向.提出压裂改造技术与注采井网相结合;研究合理的压裂周期,提高油层导流能力;采取压裂和调剖、堵水、分采等多项措施技术配套应用,综合调整区块的注采矛盾,实现剩余可采储量的有效动用;发展特殊工艺井压裂技术,对疑难井挖潜等措施,为扶余油田产能建设目标的顺利实现提供技术保证.     

黄沙坨油田火山岩油藏注水开发影响因素分析

黄沙坨油田为裂缝型边底水火山粗面岩油藏,储层属于裂缝-孔隙型双重介质。黄沙坨油田注水开发后,油藏能量虽然得以补充,但水驱控制程度、波及范围和注水效果却难以控制,增产效果不明显。为黄沙坨油田下步调整提供依据,分析了裂缝发育程度、注采井相对位置、油井生产状况、驱油效率、注水时间、注水强度等因素对注水开发的影响。分析结果表明:影响注水效果因素主要是裂缝、孔隙的发育程度及走向,裂缝发育区油井产能高,见水见效快、含水上升快,裂缝欠发育区油井产量低、见水见效慢;同一井组内井距及注水高差小的井注水见效快,反之则见效慢;平均日产液量大于10t/d、平均日产水量大于2t/d的油井注水效果好;油水两相区区域较窄,油藏可动油饱和度较低,油藏采收率不高;注水时间越长,注水强度越高,井组注水见效的反应越明显。     

大庆油田扶余油层动态浅调剖技术

大庆油田扶余油层是注水开发的裂缝性低渗透油层.随着注水开发时间的延长,两类油层吸水差异加大,层间动用状况差异加大,而常规浅调剖技术存在调剖时机滞后、单井多次调剖效果逐次变差和井间协同作用差等问题,为此开展了扶余油层动态浅调剖技术研究.研究结果表明,多轮次调剖时应尽早进行下一个轮次的调剖,调剖剂的用量和成胶强度应逐轮次递增,在每个轮次实施调剖时应采取先强后弱的强度应用原则.数值模拟结果表明,首轮调剖时机越早,调剖效果越好;确定首轮调剖剂用量为0.0005PV.第二轮调剖时机选择在首轮调剖后连通井含水下降3/4时,最佳用量为0.002PV.第三轮调剖时机为上轮调剖后连通井含水恢复1/2时,最佳用量为0.003PV.选择26口水井与连通的73口油井进行现场应用试验,调整了吸水剖面,累计增油7389t,综合含水下降3.9个百分点.     

葡北油田注水压力对套管损坏影响研究

在进行了室内模拟实验,建立岩体失稳模型,对注水压力统计分析,以及对葡北油田原始地应力计算、岩石力学参数实验等综合分析基础上,计算得出葡北油田防止套管损坏注水压力。分析计算结果表明,葡北油田套管损坏的主要原因是不同岩性岩石的层间滑动。注水压力是使层间滑动的动力,注水地层以上泥岩层的水化是诱发地层层间滑动的重要原因。随着注水压力的增加,层间的滑移量随即增加,在某个注水压力值后,滑移量呈线性增加。滑移层不发生在注水层,而是发生在注水层以上的泥岩层。建议采取控制泥岩层浸水和水化措施来预防套损,断层附近应尽可能减小注水,防止断层浸水和断层滑动。对于注水压力较高的区域,建议将注水压力降低到临界压力以下;在未水化地层,地层压力控制在24MPa以下;已发生水化地层,地层压力应控制在22MPa以下。     

复合强凝胶调剖体系在百色油田百49块裂缝油藏的应用

百49油藏为低渗透裂缝性油藏,平均孔隙度为15.5%,平均空气渗透率为16.3×10-3μm2。该区块曾历经多次大规模压裂改造,但由于调剖有效期短,调堵剂耐压强度低,抗冲刷能力差,导致效果不明显。至2008年底,水驱效率下降,产量大幅度下降。综合考虑膨胀倍数、强度和韧性,筛选出A作为封堵有机填充剂,B作为裂缝封堵剂,并根据实验结果和现场取样分析,最终选用配方为0.5%强凝胶。2008年、2009年百49块共进行了两个井组4井次的调剖施工,水井从过去被动周期小剂量注水转变为可连续稳定注水,累计有效温和注水18077.9m3。其中百水1井组注水压力平均提高8.2MPa,吸水指数平均下降0.81m3/(d.MPa)。证实复合强凝胶体系适合低渗裂缝性油藏,能够有效封堵窜流通道,达到了深部调剖的目的,具有较好的增油降水效果,区块累计增产原油152.7t。