渤海P油田稳油控水多维配套方法研究

渤海P油田是渤海特大型油田,面临多小层合采层间干扰、单层注水突进严重、油水井合采合注限制增产措施和测试作业等问题,急需开展油水井双向治理多维配套方法研究以达稳油控水的目的。在油井端,创新采用大排量打水解堵新型解堵手段,解决油田平面及层间矛盾。通过文献调研、动静态数据分析整理并结合解堵力学计算,分析出解堵措施效果的影响因素、解堵机理并制定出解堵井选井原则。在水井端,油田探索利用转向酸分流解堵治理统注水井,该工艺具有水井解堵和调剖的双重效果。通过转向酸"高堵低流"特性改造水井纵向吸水剖面,从而改善井组油井含水上升率过高的现状。结果表明,措施后油井增油效果明显,整套工艺方式适用于渤海P油田。油田产能得到良好释放并取得良好开发效果。     

渤海油田调剖技术现状及发展方向

渤海油田因地层原油黏度大、储层非均质性强、注采井距大及生产层厚等诸多因素，导致注入水低效甚至无效循环，含水快速上升，水驱效率低。渤海油田应用调剖技术改善注水效果和控制油井含水，取得了较好的效果。从2002年以来，渤海共计矿场应用调剖313井次，累计增油1237446m³。为更好的发挥调堵技术的潜能，助力渤海油田稳产上产，总结和分析了渤海油田调剖技术现状、研究进展，并指出了今后的发展方向。     

测井资料在窜槽井中的分析及应用效果

大庆油田进入高含水开发后期阶段,油田可持续稳产是目前的首要任务。油水井窜槽是目前影响油田开发效果的一个十分突出问题,严重影响注水、产液结构调整,影响细分注水效果,使得高含水层注水得不到有效控制,井区油井含水上升速度加快,对油田稳产、控水以及措施挖潜将产生一定影响,因此应及时采取封窜措施,降低油井含水,改善油田开发效果。通过对xx-xx井进行环空测试,发现P21油层产液异常,带着这个问题我们对它和与它相关的井开展分析。     

海上B油田注水井新型复合酸化解堵技术研究

针对海上B油田注水井注水压力升高过快、注水量严重下降以及采用常规土酸酸化措施后有效期短等问题,以该油田B-2井为研究对象,通过储层伤害因素分析,找出了注水井堵塞的主要原因,包括储层水敏、注入水水质不达标、不适当的调剖及酸化措施等,堵塞原因比较复杂。在此基础之上,开展了新型复合酸化解堵技术研究,通过大量室内实验,以新型复合有机酸YJS-101为主要处理剂,优选出一套适合该油田注水井的新型复合酸化解堵体系,并对体系的综合性能进行了评价。结果表明,该体系对碳酸钙以及现场无机堵塞物具有良好的溶蚀能力,溶蚀率分别为95.34%和90.19%,而对天然岩心粉末的溶蚀率较低,只有5.22%;体系比常规盐酸和土酸具有更好的防膨性能和缓蚀性能;岩心模拟酸化解堵实验结果说明,新型复合酸化解堵体系不仅能够解除岩心内部已经形成的堵塞,还能有效的改善岩心的基质渗透率,起到了良好的酸化解堵效果。     

复杂断块油藏注水开发中后期稳产增效技术与实践

港中油田为复杂断块油气藏,油田开发过程中由于注采井网不完善、层间矛盾等导致剩余油的分散。通过精细构造解释,储层潜力的研究,重建地下认识体系,来指导油田目标区带优选及井位部署。结合二次开发,根据不同油藏特点,依靠复杂结构井型,挖潜剩余油,配套油水井措施。开展注水工程,提升水井分注水平,酸化解堵治理欠注井,调剖调驱缓解水淹状况,完善注采系统,有效改善港中油田开发效果。     

堵水调剖工艺在文南油田的应用

在文南油田进入注水开发后期,油井产水和水井漏失严重影响着油田的产量,为了降低油井的产水率和水井的无效注水,需要实施油井堵漏和水井调剖措施。针对文南油田,从调剖堵水施工的工艺过程人手,具体分析了调堵剂的筛选、在施工过程中油套压力的变化、影响施工成功率的因素,最后提出了作者的建议。     

海26块降低自然递减方法研究

海26块是一个普通稠油注水开发复杂断块油藏,经过多年常规注水开发,在生产中暴露出诸多问题——局部注采系统不完善、复杂小断块注采井网完善难度大、各项措施增油效果逐年变差等,虽然近几年不断根据油田开发形式需要及时调整注水工作,但2006年断块自然递减率仍为22.1%,为了进一步延长油田稳产,2007年在完善注水井管理制度的基础上,通过实施一系列的转注、层段重组、深度调剖及油井调参、热洗等油水井配套措施,有效地降低了断块自然递减,实现了老井稳产。     

同位素示踪剂测试技术在河11断块调整中的应用

在注水油田开发中后期,研究注采井之间储集层高渗透带、地下流体运动规律、井间连通性等对油田开发具有重要意义。通过在注水井注入配伍性好的示踪剂,监测不同方向油井的产出特征,利用解释软件计算得到各种地层参数,准确了解油水井间存在的高渗透率层参数,为河11断块的注采调整或化堵调剖等控水稳油工作提供可靠依据。     

海上疏松砂岩油田复合缓速酸解堵工艺优化研究

渤海A油田三级储量较大,但存在储层胶结疏松、油井产能递减较快等问题,现场已经尝试多种增产措施工艺,效果不理想。通过岩心碎片的X射线衍射分析以及储层敏感性分析实验,明确了储层主要损害因素为高生产压差下黏土矿物易发生膨胀、微粒运移。对比盐酸、土酸、复合氟硼酸、复合缓速酸体系对岩粉的溶蚀能力,选择盐酸、有机膦酸、氟硼酸形成的复合缓速酸体系,溶蚀能力强、缓速性好,更适合渤海A油田现状。通过室内试验优选缓蚀剂配方、破乳剂添加剂,评价了复合缓速酸体系的缓速性能。通过矿场试验的6口井产量情况对比,产液量、产油量均有上升,采液指数平均增幅406%,采油指数平均增幅712%,复合缓释酸解堵技术可以很好地实现该类油井深部解堵。该研究方法对海上油田增产措施的研究及矿场运用具有重要意义。     

应用堵水、调剖技术降低无效注采的认识

随着油田的开发,油田注水、采出能耗高,给成本控制带来了难度.在精细地质研究的基础上,结合生产实际对高采出、高吸水的高能耗井采取堵水、调剖措施,降低油井的含水比,提高产油量.封堵或卡堵高含水层,减少油井的层间干扰,改变水驱油的流线方向,提高了注入水的波及体积.增加产油层段厚度,减少高含水层厚度,改善油井的产液剖面;注水井调剖后纵向上控制了高渗透层的吸水能力,低渗透层的吸水能力相应提高,不吸水层开始吸水,增加了注入水的波及体积,扩大了油井的见效层位和方向.整体上改善注入开发效果,达到改善产液剖面和吸水剖面的目的,同时见到了节能效果.     

乍得油田BNE-8井智能分注实施及效果分析

BNE-8井位于乍得油田Baobab NE主力区块内,该块共有油井32口,年产油量1.019百万吨,注水井5口,水井层间矛盾突出,纵向吸水严重不均,上层16.16%厚度吸水比例达89.9%。为改善BNE-8井吸水剖面情况,加强注采对应关系,实现稳油控水,结合乍得油田特点,开展了智能分注工艺技术优化研究及实施以提高注水开发效率。智能分层注水工艺技术应用机电一体化原理,将计算机网络通讯技术、智能控制技术与油田注水需求结合,形成了一套适用于乍得油田新型、可靠注水系统,不需下电缆人工投捞测调,解决信号传输与采集、各层流量实时监测与控制的问题,达到精细注水目的。分注实施4个月后该井吸水剖面得到明显改善,油层动用程度得到提高,井组内2口井见效最明显,含水率降低40%以上,分注前油井年递减在20%,分注后产量上升,目前控递减增油1491方,见到明显注水效果。结果表明,优化改进的智能分注工艺技术适用于乍得油田分层注水,智能化、数字化技术的应用解决了人工投捞测调难题,同时也解决了乍得大斜度井、丛式井分注难题。     

连续油管负压解堵技术在渤海油田的应用探索

针对渤海部分油田注水井重复酸化效果差的问题,提出了一种针对注水井的连续油管负压解堵方法,利用连续油管连续/段塞气举造负压返吐地层堵塞物,并辅以少量非酸化学药剂溶解的作用,可有效解除近井地带污染,实现水井降压增注.经渤海某油田现场应用取得显著效果,作业井B1注水量由措施前的108 m3·d-1增加到130 m3·d-1,日增注22 m3,有效期持续7个月;作业井B2措施前因堵塞无法注入,措施后成功恢复注水,日注水量达到105 m3.该技术的成功应用为渤海油田注水井降压增注提供了一条新思路.     

应用堵水、调剖技术降低无效注采的认识

随着油田的开发,油田注水、采出能耗高,给成本控制带来了难度。在精细地质研究的基础上,结合生产实际对高采出、高吸水的高能耗井采取堵水、调剖措施,降低油井的含水比,提高产油量。封堵或卡堵高含水层,减少油井的层间干扰,改变水驱油的流线方向,提高了注入水的波及体积。增加产油层段厚度,减少高含水层厚度,改善油井的产液剖面;注水井调剖后纵向上控制了高渗透层的吸水能力,低渗透层的吸水能力相应提高,不吸水层开始吸水,增加了注入水的波及体积,扩大了油井的见效层位和方向。整体上改善注入开发效果,达到改善产液剖面和吸水剖面的目的,同时见到了节能效果。     

油水井双向调堵在胡尖山油田胡154区块的应用

胡154区块油藏自注水开发以来,水驱矛盾日趋加剧,井组平均增油量较前两年下降明显,常规调剖堵水效果逐年变差。现场对提高油井受益有效期,提高注水井调驱治理效果有迫切需求。结合前期现场验证,提出堵水调剖双向调堵技术,对胡154区块高含水井组进行双向调堵治理。该工艺对传统调堵工艺参数进行了优化,优选适合胡154区块的关键堵剂体系。选择注采关系对应明显的注水井和油井,采用段塞式注入工艺,成功实施了双向调堵试验,降水增油效果良好。     

元城油田元54区稳产技术对策研究

主要以元城油田元54区长1油藏为研究对象,对长1低渗透油藏的水驱状况、驱替压力系统、产量递减规律、含水上升规律、采液采油指数变化规律等开发特征进行研究,总结了油藏稳产面临的主要问题,以"挖掘剩余油,提高单井产能与采收率"为目的,提出了精细注水调控、水井调剖治理、油井解堵、合理优化技术参数等一系列的稳产技术对策。     

尕斯库勒油田N_1-N_2~1油藏调剖工艺技术研究

尕斯库勒油田N1-N21油藏属注水开发油田,目前已进入中高含水开发阶段,由于油藏储层自身非均质性强,注入水沿高渗透带窜流严重,小层单层突进现象越发严重,致使有些井的主力小层出现水淹的情况,油藏综合含水进入快速上升阶段。目前解决油藏注水中存在的矛盾的主要方法是水井调剖以及高含水油井堵水。本文通过油藏工程的各种方法以及对调剖工艺体系进行系统研究,对调剖效果进行评价,总结出一套适合油藏开发的调剖液体系(可动凝胶配方),并为油藏下一步改善水井纵向吸水剖面、控制油井含水提供有效的措施建议。     

改善复杂河流相稠油油田水驱开发效果对策

复杂河流相油田由于先天地质条件复杂,砂体连通性难以把握,同时海上开发这类油田仍以大井距多层合采为主,加剧了注采间矛盾。以渤海B油田为例,通过油藏工程方法评价油田注水开发存在的问题,然后选取典型井组通过油藏数值模拟方法,开展注水井排液时间及合理转注时机、合理注采比、合理油水井数比等方面优化工作,提出该类油田设计注水井排液1~2年后应适时转注,合理注采比应保持在0.9左右,油水井数比保持在1.4左右,同时应优化注采井网,考虑在物性较差的河道边部部署注水井,在物性较好的河道中部部署采油井,提高注入水利用效率改善水驱开发效果。     

南堡陆地庙25-7井组多轮次调剖效果分析

南堡陆地老爷庙油田M25-7井组NgⅢ4小层属于高孔中渗储层,投入注水开发后,注入水在平面上舌进,造成注入水在注水井与采油井之间单向流动,形成无效注水,降低了驱油效率。而调剖能起到封堵大孔道的目的,在平面调整,挖潜剩余油方面起到一定的作用。近三年来,在该井组共实施三轮调剖,累计注入调剖剂16600m3,调剖后对应油井含水率下降,产油量上升,调剖后累计增油3200t。     

新型多元复合酸化解堵液体系研究

针对海上H油田油井储层堵塞原因复杂、堵塞物种类多样以及常规土酸和盐酸解堵增产措施效果较差等问题,研制了一种新型多元复合酸化解堵液体系,主要由新型多元鳌合酸、防膨剂、缓蚀剂、助排剂以及互溶剂组成。室内评价了该酸化解堵液体系的综合性能,结果表明:该酸化解堵液体系具有良好的溶蚀能力,对目标油田现场无机垢的溶蚀率达到90%,对有机垢的溶蚀率达到85%以上;该酸化解堵液体系对目标区块储层段岩屑的防膨率达到90%以上,对油井现场套管钢的腐蚀速率仅为0.713 2 g/(m~2·h),有良好的防膨效果和缓蚀效果;该酸化解堵液体系对目标区块储层天然岩心的解堵效果较好,可以使天然岩心的渗透率恢复值达到100%以上,能在解除岩心孔隙内堵塞物的同时,改善岩心基质渗透率。该体系的酸化解堵效果优于常规土酸和盐酸,具有较好的推广应用前景。     

改善注水井工况的技术与措施

随着油田开发的不断深入延续,"注好水"是油田稳产的重中之重,而有部分注水井还达不到配注要求,还有部分井注水过多,这些井是由于随着注水的进行,原方案不再适合现有注水要求,或者注水管柱等存在问题。应对注水井进行适当的调配,以满足注水要求。对于层间差异大、调配困难导致的欠注层,主要采取重分层和调剖堵水措施加以解决;对于油层物性差,渗透率差异导致的欠注层,主要采取酸化降压加单井增压的措施加以解决;对于后期堵塞导致的欠注层,根据对堵塞类型的判断,分别采用常规酸化、缓硝酸酸化等化学解堵工艺和水力压裂等物理法解堵工艺加以解堵。