华池油田华152区块剩余油挖潜措施研究

华池油田华152区块长3^3储层从正式注水开发以来,整体表现受效不均,综合含水上升快,产量下降较快;单井含水差异很大,部分井水淹,采液、采油指数下降明显。为了研究剩余油分布,提高开采效果,提出合理的剩余油挖潜措施,利用数值模拟技术在该区块进行模拟工作,对已实施的措施进行评价,对新的挖潜措施进行预测分析。结果表明：华152区块生产井转注,其采收率和产能都有较大提高,重复压裂亦对产能贡献较大。     

珠江口盆地LFX13-1油田Z37油藏高采收率剖析

珠江口盆地LFX13-1油田Z37油藏储集层为三角洲前缘河口坝反韵律块状砂岩,油藏开采表现出明显刚性水驱特征,具有油井产能高、采油速度高、中高含水期含水上升平缓等特点,预测最终水驱采收率将超过70%。从含水上升率、采油速度和阶段采出程度等方面对Z37油藏的开发效果进行了总体评价。从油藏地质特征、水体能量大小、完善开发井网的过程及方式、反韵律沉积层序优势、特高含水后期隐蔽剩余油的挖潜、高地温场对驱油效率及岩石表面润湿性的改善、大规模采用水平井、高油价的有利因素及众多相关前沿技术的应用诸方面剖析了Z37油藏取得高采收率的主要原因。Z37油藏的成功开采经验可为同类型油藏的开发提供借鉴。图9表2参14     

大泵排液采油与油田稳产挖潜关系的探讨

大泵排液采油工艺是注水开发油田稳产挖潜的重要手段。文章阐述了以抽油方式为主的非均质注水开发油田,在中高含水开采阶段产液量、产油量与含水量的变化关系;在采用大泵排液采油、含水不断上升的情况下,对提高采液量、稳定产油量进行了分析;总结了胜利油田采用大泵稳产的经验和教训,以及对今后如何搞好大泵排液采油、提高大系稳产效果提出了改进意见。     

强化排液研究及矿场应用

放大生产压差提液是油田中后期稳产的一项重要增产措施，同时油井提液是一项投资少、见效快的增产挖潜手段，贯穿于油田开发的各个阶段。注水开发油田进入高含水期开采后，进一步强化油田开发过程是提高注水油田开发效果的重要途径。其中放大生产压差、提高油田排液量是强化开采过程的主要方法。八面河油田采用了这一方法来延长油田稳产期，提高了采油速度和采收率。     

双河油田不同渗透性储层含水上升规律及挖潜

储层孔隙结构及物性特征是影响含水上升率及开发效果的本质因素。依据储层渗透率、孔隙结构、岩石类型等将双河油田的储层划分为4种类型,研究了不同类型储层的含水上升规律,指出了Ⅲ、Ⅳ类储层单元的挖潜途径,现场应用表明,挖潜效果良好。     

双河油田不同渗透性储层含水上升规律及挖潜

储层孔隙结构及物性特征是影响含水上升率及开发效果的本质因素。依据储层渗透率、孔隙结构、岩石类型等将双河油田的储层划分为4种类型，研究了不同类型储层的含水上升规律，指出了Ⅲ、Ⅳ类储层单元的挖潜途径，现场应用表明，挖潜效果良好。     

水驱油藏产油量递减率影响因素的分解方法——以锦州9-3油田和渤海油田的应用为例

从递减率定义出发,建立了水驱油藏产油量递减率与综合含水率、采油速度、含水上升率、产液量变化率4个影响因素之间的变化关系式,提出一种产油量递减率影响因素分解方法。通过该方法可以量化每个影响因素对产油量递减率的贡献大小,明确产油量递减率的主要影响因素,为油田下步调整挖潜、减缓递减的措施提供依据。应用表明,该方法能够满足油田实际产液量变化要求,且具有简单、方便、可操作性强的特点,易于矿场的推广应用。     

水驱油田含水上升规律探讨及其应用

含水上升率与含水上升速度是反映油田地质因素和开发因素的综合指标, 是评价油田开发效果和预测开发指标的核心指标。基于甲型和丙型水驱曲线建立了含水上升率与含水率的理论关系式, 指出水驱油田含水上升率至少有２种变化形态, 可以利用其变化规律来判断水驱曲线的应用条件; 分析指出含水上升率与含水上升速度之间为线性关系, 斜率为地质储量采油速度, 基于此建立了利用动态资料评价采油速度的方法, 并同时给出了含水上升速度与含水率及采油速度之间的理论关系式, 可以用来评价含水与采油速度的高低。实例应用结果表明所得到的理论关系式具有良好的适用性, 所得的研究成果对矿场应用和理论研究具有较高的借鉴意义和指导价值。     

沈84-安12块优化提液分析研究与应用

放大生产压差提液是油田开发后期稳产的一项重要增产技术措施,同时油井提液是一项投资少、见效快的增产挖潜手段,贯穿于油田开发各个阶段。沈阳油田沈84-安12块中高含水注水开发阶段,通过采用这一方法延长了油田稳产期,提高了采油速度和采收率。     

一种水驱油藏产油量递减率评价新方法

为客观、准确地评价水驱油藏递减率是否合理,科学制定油田未来调整挖潜、减缓递减的措施方向,从递减率定义出发,推导建立了水驱油藏产油量递减率与综合含水率、采油速度、含水上升率、产液量变化率4个影响因素之间的变化关系式,实现递减率影响因素的量化分析。引入"单位采油速度递减率"新评价指标,以渤海油田为例,统计不同类型油藏、不同含水阶段的分布规律,并以此为基础制定评价标准,形成了一种水驱油藏产油量递减率评价新方法。渤海油田大量实例应用结果表明,由于该新方法消除了"采油速度""综合含水率""油藏类型"对递减率指标的客观影响,其评价结果更加准确、可靠,具有较强的推广、应用价值。其他油田/油区只需根据本文方法、思路制定其各自评价标准即可。     

高渗透稀油强边水油藏开发技术政策优化——以春光油田排2油藏为例

春光油田排2油藏具有孔隙度大、渗透率高、原油粘度低和边水能量充足的特点,该油藏无水采收率高,地层压力基本稳定,但边部油井见水后含水率上升迅速,边水推进不均匀,使得局部油井过早水淹。为此,研究了该油藏的边水运动规律。结果表明,边水推进速度与采油速度成正比,单井含水开发时间与等效产液量成反比。在此基础上,应用数值模拟技术,对该油藏开发技术政策进行了研究。结果表明,当单井含水率为90%时关井,可以在保证较高产油量的同时,大幅度减小累积产水量,油藏生产压差为0.3～0.4MPa可获得较大的净现值,构造低部位井排小压差生产,高部位井排根据采油速度适当放大压差生产,可以减缓边水局部突进,提高采收率。     

基于液油比的特高含水期水驱开发指标预测方法

针对油田在进入特高含水期以后的开发特点,在研究了各种开发指标预测方法的基础上,从广泛 运用的水驱特征曲线出发,结合特高含水期液油比变化敏感的特征,建立了基于液油比的预测模型,并 在此基础上推导了液油比与含水率、含水上升速度的关系以及液油比与产量递减率的关系。研究表明： 随着累积产液量的增长,含水上升速度减缓;产液量增长率等于液油比增长率时,产油量保持稳定。经 验证基于液油比的预测模型预测精度较高,是对已有特高含水期开发指标预测方法系列的有效补充,具 有一定的实用性。     

辽河油区注水开发油田产液量变化规律认识

辽河油区注水开发油田储层类型多样,油品性质多样,运用油藏工程方法,利用不同类型注水开发油藏无因次采出指数与含水关系,明确了不同类型油藏含水变化对产液量的影响规律,并进一步研究了注水开发油藏采液速度与采油速度的关系.分析认为:保持合理的采液速度是中、低含水期油田稳产及高含水期减缓递减的有效手段.该研究可为不同类型注水开发油藏采液速度的优化提供借鉴.     

塔河油田碳酸盐岩油藏油井合理工作制度确定方法

油井工作制度不合理,将导致油井不能发挥其合理产能。对塔河油田部分典型缝洞单元内的无水采油井、含水采油井和高产井,用经验统计法和类比法进行了工作制度合理化分析,得出控制碳酸盐岩油井合理工作制度的方法和做法。对无水采油井,应尽量控制压锥,延长无水采油期;对含水采油井,采用控制或保持液量的方法;高含水后期,水油比趋于稳定时,可放大压差、提高产液量;对高产井,可适当提高单井产量。研究结果可以为碳酸盐岩油井的稳油控水提供理论依据,为油井的动态分析和管理提供有效的指导。     

海上低渗透油藏挖潜技术及其应用

为了对低渗透难动用储量进行开发,在文昌13-2油田ZJ1-1、ZJ1-3、ZJ1-7L油组,文昌13-1油田ZJ1-4U油组实施了钻长水平井技术提高产能;内挂井槽解决了海上平台空间、平台资源有限与实施挖潜的矛盾;对产能进行评价并优选开发井位及确定合理井距;运用电潜泵进行深抽采油,新增动用储量800×104 m3左右,累计日增油950 m3,指导了文昌15-1油田主力层ZJ1-4油组、文昌14-3油田ZH1-2等油组的开发。实践证明该套技术适合海上低渗透率油藏挖潜,为其他类似油藏的开发做了技术准备。     

文昌海相水驱砂岩油藏驱油效率新认识

驱油效率是表征油藏驱油能力的重要参数,传统方法是利用短岩心驱替实验结果来标定油藏的驱油效率,并进一步评价油藏的开发潜力,文昌13-2油田Ⅱ油组目前采出程度为56.8%,已经远大于早期短岩心测试水驱油效率47.08%。这表明传统标定方法存在不合理性,必须重新研究文昌13-2油田的水驱油效率。此文利用分形维动态相渗、RPM饱和度测井、密闭取心饱和度测试及长岩心水驱油实验方法对Ⅱ油组水驱油效率进行了综合研究。分析表明长岩心驱替实验结果更适合标定文昌海相水驱砂岩油藏的驱油效率,最终标定文昌13-2油田Ⅱ油组驱油效率为84.27%。这在水驱油效率研究方面有了颠覆性的认识。通过将水驱油效率研究成果应用到油藏数值模拟研究中,提高了油田剩余油认识精度,能更好地指导油田后期调整挖潜工作的开展。     

坨142断块含水上升分析及治理对策

目前坨142断块的综合含水已达74％,采油速度为3．19％,进入了采油速度高、含水上升较快的开发阶段。通过分析认为,导致坨142断块含水上升加快的主要因素包括层间差异、构造高差等静态因素以及平面压力不均衡、地层压力低、采液强度大等动态因素。针对影响含水上升速度的因素,主要采取了提高注采比恢复地层能量和不稳定注水以及堵水调剖等方式减缓断块含水上升速度的对策措施,并取得了一定的效果。     

文昌13-1-A9井酸化后含水上升分析及预测

文昌13-1-A9井酸化后综合含水达到54%,综合地质资料和油藏生产动态分析认为,导致文昌13-1-A9井酸化后含水上升加快的主要因素有:油水边界上升加快;酸化后渗透率提高,使油层与水体连通能力增强,加剧了边水的突进速度;酸化后采液指数提高,压降增大,导致底水锥进;油井位于油水过渡带内。在分析含水上升原因的基础上利用logistic模型对含水进行了预测,预测结果认为到2008年含水将达到80%以上。     

水驱油田产量理论自然递减规律研究

从水驱油田递减率方程出发,结合含水上升率方程及相对渗透率曲线,从理论上推导出定液量和定生产压差条件下的自然递减率与含水上升率的关系表达式,使其与目前含水上升规律研究成果及相渗研究成果相匹配。在定液量的条件下,自然递减率与含水上升率的变化规律一致;在定生产压差的条件下,自然递减率主要受无因次采油指数的影响,随含水率的变化呈现出三种形态特征。