孤岛油田水平井开采正韵律厚油层顶部剩余油挖潜先导试验

论述了孤岛油田正韵律厚油层开采现状及剩余油分布规律.根据该区油层层内夹层或物性夹层较发育,正韵律厚油层顶部动用和水淹程度低、剩余油潜力大的特点,部署了中9-平9水平井开展挖潜先导试验,投产初期日产油47t,平均日产油能力是直井的3倍,为老油田厚油层挖潜提供了一条新的思路.     

聚合物驱后注气稳定重力复合驱数值模拟

聚合物驱后剩余油分布高度零散、顶部油层剩余油难以动用,而聚驱后的主导技术尚无明确方法。在原油受力分析的基础上,提出了油藏顶部注气、底部三元复合驱的思路。针对大庆聚合物驱后区块,进行了不同驱替方式的预测对比研究。结果表明,注气稳定重力复合驱效果最好,提高采收率幅度达到了13.53%。对比不同驱替方式的顶部油层剩余油饱和度,注气稳定重力复合驱能够将顶部低渗透油层有效动用,剩余油大幅减少。分析不同时间点的纵向剩余油饱和度分布,顶部注气后利用纵向压差驱替剩余油向下运移,底部实施三元复合驱利用平面压差驱替剩余油,实现了立体驱替。注气稳定重力复合驱技术为聚驱后提高采收率技术的发展提供了新思路。     

水平井三元复合驱在曲流河点坝砂体的应用

针对杏六区东部Ⅰ块葡Ⅰ３３２ 油层中上部由于侧积夹层遮挡,剩余油开采难度大的问题,应用新井水淹资料对油层中上部剩余油进行分析,提出了水平井和三元复合驱相结合的方法,采用数值模拟方法对该区水平井与直井组合方式进行优化。结果表明,水平井注水平井采的井网组合方式开采效果最好,比直井注直井采的井网组合方式提高采收率５.９５％,注入井距油层顶部ｈ ／５（ｈ 为油层厚度）,采出井距油层顶部ｈ ／３ 能够减慢含水上升速度。矿场试验结果表明,水平井三元复合驱效果显著,截至目前采出程度为２７.３０％。     

孤岛油田中一区馆5单元水平井挖潜实践

为充分挖掘孤岛油田中一区馆5单元剩余油潜力，开展了厚油层韵律段细分及夹层描述等工作，并运用地质综合研究法结合油藏数值模拟技术，对厚油层剩余油分布进行研究，认识到层内夹层对剩余油分布具有明显控制作用。在此基础上对中一区Ng5^3厚油层部署了5口水平井，厚油层顶部水平井挖潜取得了重大突破，并且初步形成了水平井挖潜厚油层剩余油配套技术。     

正韵律厚油层水平井开发能量补充方式优化研究

受储层非均质性和油水重力分异作用的影响,正韵律厚油层的顶部剩余油相对富集。近年来针对正韵律厚油层顶部剩余油实施水平井调整挖潜取得了较好的效果,但逐渐表现出地层能量不足、产液量下降快等问题。以目前行列井网的孤岛中一区Ng53单元为例,建立精细油藏地质模型,利用数值模拟技术对水平井的能量补充方式进行了优化。在水平井投产同期和水平井投产一段时间两种情况下对老水井的注水方式、新钻注水井以及老油井的转注方式等能量补充方式进行了优化,结果表明,在两种情况下水井排水井隔井单注上部油层能够取得较好的开发效果,而且水平井的能量补充越早,开发效果越好。这对改善正韵律厚油层水平井的开发效果具有重要的指导作用。      

喇萨杏油田厚油层顶部挖潜可行性研究

喇萨杏油田主力油层受非均质性的影响,注入水无效低效循环严重,开采效果差,厚油层顶部存在大量剩余油,目前技术水平下,缺乏有效的动用手段.针对不同的油层条件,从油层沉积类型入手,分析了剩余油分布特征,提出了相应的挖潜工艺技术.水平钻孔技术和改性氰凝封堵封窜技术,适用于挖潜层内有稳定夹层的厚油层顶部剩余油;定位压裂人造隔板技术和层内相渗透改善剂控水挖潜技术,适用于挖潜无稳定夹层的厚油层顶部剩余油.这4项技术研发成功后,可为厚油层顶部剩余油挖潜提供有效技术手段.     

正韵律厚油层层内夹层对水平井挖潜效果的影响分析

水平井技术在特高含水期正韵律厚油层剩余油挖潜中应用取得了较好的效果。在影响水平井开发效果的多种因素中 ,层内夹层的影响是比较重要的方面。该文论述了夹层控制下的剩余油分布特征 ,研究了夹层面积和剩余油富集厚度对水平井开发效果的影响 ,研究成果为同类型油藏剩余油挖潜提供了借鉴     

胜利油田整装油藏高含水正韵律厚油层水平井挖潜技术研究

水平井技术是胜利整装油田特高含水期正韵律厚油层剩余油挖潜的一项有效技术。由于水平井在生产过程中受层内夹层、剩余油富集厚度、水平井生产参数等方面的影响,针对正韵律厚油层层内剩余油分布特征,应用数值模拟技术,研究了水平井开发技术政策界限。此研究结果在整装正韵律厚油层的应用取得了较好效果。     

聚驱后剩余油再认识及挖潜技术应用

在充分研究油层沉积特点的基础上,应用储层描述技术对典型区块进行层内建筑结构解剖,描述聚驱后剩余油分布特征,对聚驱后剩余油进行再认识,并将聚驱后剩余油再认识成果应用于措施挖潜中.通过实施成熟技术,探索新技术,实现挖潜对象由层间深入到层内,由层内深入到结构单元,最大限度地挖掘聚驱后剩余储量.试验表明,对聚驱后剩余油挖潜工作应采用配套调整技术,配套技术的核心是通过井组间、层系间、厚油层内部匹配调整,扩大注入水波及体积,改变液流方向,提高油层动用程度.     

高含水后期厚油层注氮气泡沫控水增油技术研究

挖潜厚油层顶部的剩余油是油田进入高含水开发后期的主攻方向之一。由于氮气泡沫具有对高含水层和高渗透带的选择性封堵及提高驱油效率的作用,因此可以利用向厚油层中注氮气泡沫的方法来控制厚油层水窜,挖潜厚油层中的剩余油。通过室内实验,研制了与试验区地质条件相适应的泡沫剂,并开展了1口井的现场试验,取得了增油2286t,含水下降1．6个百分点的较好效果。     

烟道气强化蒸汽驱提高稠油油藏采收率实验

为了搞清烟道气与蒸汽混合注入稠油油藏进一步提高采收率机理,进行了烟道气强化蒸汽驱模拟实验研究。利用PVT装置研究了不同温度、压力条件下,烟道气在原油中的溶解特性及原油物性变化特征,开展了烟道气强化蒸汽驱一维管式驱替实验与三维物理模拟实验。通过一维驱替实验,可确定不同温度条件下烟道气强化蒸汽驱比单纯蒸汽驱的驱油效率增加值,并优选了最佳注入温度;利用三维物理模拟实验,对比了蒸汽驱转烟道气强化蒸汽驱的生产动态变化规律及温度场扩展特征,分析了厚层油藏内热采过程中不同流体组分的分布特征。基于三维物理模拟实验结果,利用数值模拟方法优化设计了厚层稠油油藏水平井热采开发的布井模式。结果表明:高温降黏助驱、CO_2溶解降黏和N_2分压增容是稠油油藏烟道气强化蒸汽驱提高稠油采收率的机理。     

极限含水条件下三元复合驱及聚合物驱提高采收率效果分析

以大庆油田杏二西油层为例，探讨长期含水100％、地层中的原油以残余油为主条件下化学驱提高原油采收率的问题。在杏二西油层实施了三元复合驱试验，中心井区提高采收率幅度达19．46％，表明对于水驱采出程度非常高、地层中的原油主要是残余油的油层，采用三元复合驱可大规模驱动残余油、大幅度提高驱油效率。三元复合驱提高采收率机理是大幅度提高驱油效率及扩大波及体积，而聚合物驱则仅通过扩大波及体积提高油田采收率，无法提高驱油效率。油田大量实际资料和杏二西油层数值模拟研究表明，对高含水、以残余油为主的油层采用聚合物驱不能提高驱油效率，因而其提高采收率幅度低，对类似杏二西油藏条件的油层不宜采用聚合物驱，而宜采用三元复合驱提高采收率。图4参24     

非均质油藏三次采油方法研究

应用平面非均质和层间非均质两种模型，分别对水驱、聚合物驱、三元复合驱、凝胶驱调剖、凝胶驱加三元复合驱等不同的驱油方式进行了数值模拟研究。结果表明，凝胶驱加三元复合驱可使油藏低渗透区的原油饱和度大幅度降低，整个油藏得到均匀开采，采收率最高，是开采非均质油藏最理想的方法。     

大庆油田复合驱油技术适应性评价方法研究

对聚合物驱油项目与三元复合驱油项目投资构成进行了对比,借鉴聚合物驱油项目聚合物用量的概念,对三元复合驱化学剂用量定义了"聚合物当量"概念。针对大庆油田具有三元复合驱潜力的储量,分析了在不同的油藏条 件下复合驱项目对注采井距、聚合物当量和油价等的要求。考虑到项目投资对采收率指标的影响,测评了油价,按照收支平衡原则,将总投资折算为需要的增油量下限值,进而确定出需要提高的采收率下限,建立了复合驱油技术的油藏适应性经济评价模型。该模型可用于评价复合驱项目方案。     

聚合物驱后油层优势渗流通道识别与治理

聚驱后油层剩余油分布高度零散,空间上中低水洗部位与优势渗流通道交互分布,开采难度大,经济效益差。如何识别和治理优势渗流通道是目前聚驱后油层开发中急需解决的问题。以大庆油田萨南开发区一类油层某区块为例,通过定义有效渗透率、含油饱和度界限,结合动态资料识别并验证优势渗流通道,描述其动态特征,与大庆长垣油田其他开发区聚驱后油层优势渗流通道发育特征基本一致。根据优势渗流通道的发育及动态特征的差异性,明确调整方向,采取黏度优化、分层、堵水、调剖等治理方法,取得了较好现场应用效果,为聚驱后油层优势渗流通道的识别与治理提供了依据。     

河南双河油田弱碱三元复合驱矿场试验效果

河南双河油田综合含水高达95.2%,采收率高达45.8%,已接近开发极限。为改善高含水、高采出程度油藏开发效果,2010年在双河油田Ⅳ5-11层系开展弱碱三元复合驱油先导性矿场试验。试验表明,弱碱三元复合体系与油层及流体有较好的配伍性,不会造成对地面流程及油层的伤害。实施三元复合驱后,双河油田IV5-11层系综合含水率由97.8%下降到91.6%,产油量由38.8 t/d上升到166.3 t/d,试验区已累计增油23.73×104t。实践证明弱碱三元复合体系可以大幅度提高"双高"油藏采收率。     

边水油藏气体辅助重力驱适应区块筛选方法及应用

冀东油田边水油藏历经多年天然水驱开发后,目前处于高含水阶段,亟需改变开发方式,而气体辅助重力驱能够利用重力形成次生气顶,自上而下驱替原油,从而实现控水增油稳产。应用数值模拟方法,建立“一注三采”的边水油藏数值模拟模型,分析了水平渗透率、地层倾角、水体倍数和原油黏度对气体辅助重力驱开发效果的影响规律,结合重力准数量化分析了各影响参数与气驱采收率的关系,建立了边水油藏高含水后期气体辅助重力驱适应区块筛选标准及参数界限,并应用于冀东油田12个开发单元。结果表明：储层渗透率高、地层倾角大、原油黏度小的储层更适合天然水驱后气体辅助重力驱;建立水驱后气体辅助重力驱筛选标准为油藏渗透率大于700 mD、原油黏度小于3 mPa·s、倾角大于10°、水体倍数大于400倍;水驱后气驱可提高采收率约15%;筛选结果为冀东油田C区块最适合水驱后气体辅助重力驱开发,其次为H区块和K区块。该方法对于油藏天然水驱后气体辅助重力驱适应区块筛选具有指导意义。     

油田弱碱三元复合驱采油工艺设计模式

聚合物驱油是大庆油田成熟配套的提高采收率技术,随着油田开发的不断深入,部分二类油层转向弱碱三元复合驱开采,普遍存在着油井产液量变化幅度大、结垢速度快、结垢量大、液体黏度大、机采井检泵周期短及投资高等问题。在南四区西部区块二类油层弱碱三元复合驱采油工艺设计过程中,提出了"地下地面协同化"提高油井产能、"机电设计一体化"降低油井能耗、"降本增效立体化"控投资降成本的思路。对三元复合驱采油工艺设计的模式和方法进行了有益探索和尝试。区块投产规模大,增油效果好,经济效益显著。对同类油田的开发具有重要的指导作用。     

水平井技术在超稠油挖潜中的应用

以曙一区杜84块兴隆台油层为例,探讨了水平井技术在超稠油油藏挖潜中的应用.研究结果表明,在块状超稠油油藏,直井小井距蒸汽吞吐开发方式下,利用水平井技术加密挖潜可以获得较好的效果,既可以提高采收率,又可以提高经济效益,为同类油藏的挖潜提供了一定的借鉴.     

强底水稠油油藏水平井三维水驱物理模拟实验

珠江口盆地海相砂岩稠油油藏底水活跃,夹层分布复杂,开发难度较大,现有的常规实验规范无法准确地描述此类油藏的波及规律。基于南海东部X稠油油藏特征,设计了水平井三维水驱物理模拟实验,抽提出原油黏度和夹层分布范围作为影响水驱开发效果的主控因素,分析了强底水稠油油藏水驱开发中的水脊形态与波及规律。结果表明：稠油油藏水脊变化过程为局部锥进—局部见水—局部上托—围绕见水点拓展;稠油油藏水驱存在明显的油水过渡带,在开发后期波及范围增大有限,可采用大排量提液措施,重点挖潜在波及区油水过渡带中的剩余油;稠油油藏水驱应关注水平井沿程非均质性;对于含夹层稠油油藏,小范围夹层底部剩余油较少,大范围夹层易发生底水绕流形成次生边水,沿井筒方向波及范围增大幅度较大,在夹层下部残存大量剩余油,表现为“屋檐油”。该成果可为强底水稠油油藏治水防水及剩余油挖潜提供方案。