孤岛油田GN206块粘度差异大薄油藏开发方式研究

1 .概况孤岛油田南区是一个被断层复杂化了的稠油、疏松砂岩油藏。主要含油层系为上第三系馆陶组上段 ,油层埋深 1 1 2 0～ 1 35 0ｍ ,含油面积 1 8 7ｋｍ2 ,地质储量 61 5 0× 1 0 4 ｔ。于 1 973年 5月投入正式开发 ;1 976年1 2月投入注水开发 ,目前西部采用 2 60× 1 5 0ｍ、 2 60×75ｍ行列式井网 ,中部及东部采用不规则反七点法面积注水井网。开发过程分为三个阶段 :弹性开发阶段、注水开发阶段、整体注水及局部注聚开发阶段。ＧＮ2 0 6块位于孤岛油田南区西南部 ,东邻南区Ｂ1 9、Ｂ89断块。2 .油藏地质特征( 1 )构造特征。该块南 1千…     

东区东Ng3热采开发早期油藏分析及对策

1 .基本概况孤岛油田东区东馆 3热采区位于孤岛油田披覆背斜构造东翼 ,北界为孤岛Ⅰ号大断层 ,西以 16排为界 (包括 16排井 ) ,南以ＧＤＤ16Ｘ2 6—ＧＤＤ2 1— 2 9为界 ,主要生产层位Ｎｇ3砂层组。含油面积 0 963ｋｍ2 ,地质储量2 0 3 9× 10 4 ｔ ,平均有效厚度 12 1ｍ ,现已形成 2 0 0ｍ×2 40ｍ的行列式热采井网。由于该区北部受断层边水影响 ,西部受注入水影响 ,下部受馆 4底水水侵影响 ,热采区三面环水 ,将严重影响注汽开发效果。为此 ,在开发早期 ,做好地层研究工作 ,指导油田开发。2 .油藏分析(1)油层变化情况。从东区东油藏剖面…     

薄层边底水稠油油藏开发方式优化研究

方法　运用正交设计法和数值模拟手段 ,深入细致地研究了吞吐注汽参数、不同井距下吞吐、吞吐转汽驱、吞吐转热水驱等开发方式。目的　优化吞吐注汽参数及接替开发方式 ,提高油田开发效果。结果　该方法优化孤岛油田中二北Ng5 3 4 稠油油藏蒸汽吞吐周期注汽强度为 2 0 0～ 2 5 0t/m ,注汽速度为 1 5 0～ 2 0 0t/d ,焖井时间为 3～ 5d ;大井距加密至小井距吞吐 ,再转蒸汽驱开采方式为最佳接替方式。结论　该方法很好地优化了孤岛油田中二北Ng5 3 4 稠油油藏吞吐注汽参数和接替方式问题 ,为该油田的合理开发提供了科学依据。     

孤岛油田中二北热采区压力漏斗综合治理

中二北Ｎｇ5稠油藏位于孤岛背斜构造的北翼 ,属河流相正韵律沉积 ,含油面积 2 .2 2 7ｋｍ2 ,地质储量5 82 0× 1 0 4 ｔ,油藏埋深 1 2 90～ 1 3 1 5ｍ ,平均孔隙度3 0 0 %～ 3 3 0 % ,有效渗透率 1 2 64～ 2 0 3 5× 1 0 - 3μｍ2 ,地面原油密度 ( 5 0℃ ) 5 0 0 0～ 2 5 0 0 0ｍＰａ·ｓ,具有层薄、高渗、强非均质性的特点。 1 992年开始进行蒸汽吞吐开采 ,目前有油井 98口 ,开 84口 ,日液水平2 962ｔ,日油水平 4 2 5ｔ,综合含水 85 5 % ,平均动液面689 4ｍ ,采油速度 3 93 % ,采出程度 2 9 1 4 % ,累产油 1 88 3 3 7× 1 0 4 ｔ,累…     

孤岛油田中二北馆5稠油加密调整方案优化研究

1 概况中二北馆 5稠油热采区位于孤岛油田背斜构造北北翼中段 ,主力含油层系为馆陶组上段 ,其中Ng5 3 + 4 层为稠油热采的主力层 ,含油面积 3 37km2 ,地质储量 5 82× 10 4t。方案调整区位于中二北西北部的 2 4 - 5 33井区 ,含油面积0 88km2 ,有效厚度 12 9m ,地质储量 2 33 0× 10 4t。调整区内无断层 ,构造简单平缓 ,中二北Ng5砂层组属辫状河流相沉积 ,渗透性好 ,胶结疏松 ,非均质性强 ,岩性以粉细砂岩及细砂岩为主 ,胶结类型为孔隙接触式。主力含油小层为Ng5 3 -4,平均孔隙度 35 7% ,原始含油饱和度6 0 1% ,平均渗透率 2 76 2 1×…     

综合治理东区东Ng3热采区边底水侵

孤岛东区东Ng3热采区位于孤岛油田披覆背斜构造的东翼 ,是一人为划分的不封闭开发单元。构造简单平缓 ,从西向东依次降低 ,含油面积 2 777km2 ,地质储量 30 9 4〔10 4t,生产层位Ng3砂层组 ,平均有效厚度 10 2m ,主力油层 33 ,35,油藏深度 12 18～ 12 94m ,原始含油饱和度 5 5     

克拉玛依油田七中东区三工河组油藏初期产能分布特征研究

七中东区三工河组油藏位于克拉玛依市东30㎞处,区域构造上位于克百断裂带的中段—南白碱滩断裂上盘。2006年申报新增含油面积6.73km2,地质储量197.52×104t,2007-2009年采用250m注采井距反七点法井网实施滚动开发,先后钻采油井32口,注水井15口。采油井初期产能0.1-13.2t,含水6.0-98.0%,初期产能差异较大。通过对该区储层特征、沉积微相、油层厚度、原油性质、生产压差、油嘴大小、储层压裂改造、注水见效等地质工程因素分析,结果表明,七中东三工河组油藏初期产能主要与沉积微相、储层压裂改造规模相关。     

影响馆5-6注聚因素分析

1 开发现状胜利油田馆 5 - 6单元从 2 0 0 0年 9月 18号开始投注聚 ,分两批实施。截止 2 0 0 0年 12月共投注 5个注聚配液站 ,涉及注聚井 6 1口 ,到 2 0 0 1年 8月转入第二段塞。从完成情况来看 ,目前注聚已经有 2 2个月的时间 ,干粉用量为 6 86 2ｔ,截止 2 0 0 2年 6月份馆 5 - 6注聚区含水一直居高不下 ,仍保持在 95 %左右 ,效果极不明显。由于在注聚水井实施提水的前提下加大油井提液以放大生产压差 ,目前开发形式有所好转。2 影响注聚效果的因素分析( 1)井距。从井距上来看 ,Ｎｇ5 - 6的井距远远大于Ｎｇ3、Ｎｇ4的井距。Ｎｇ3、Ｎｇ4…     

孤南131断块改善注水效果方法研究

水驱油藏注水状况决定了油藏开发效果。孤南 13 1断块面积 2 0km2 ,平均渗透率 2 5～ 3 5× 10 -3μm2 ,孔喉较小 ,最大孔喉半径一般为 4 9～ 6 5 μm ,平均 6 4 μm ;孔喉半径中值一般为 0 7～ 1 2 4 μm ,平均 0 85 μm ;孔喉半径平均值一般为 1 5～ 2 19μm ,平均 2 1μm ,属小孔喉。是一个低渗透断块油藏。 1989年整体注水开发 ,目前有注水井 7口 ,开井 1口 ,单井日注 2 0 8m3,累积注采比0 88;其余注水井因注不进水停井 ,造成注采不平衡 ,地层压力逐年降低 ,产量大幅下降 ,影响了开发效果。1 孤南 13 1断块注水存在的问题( 1)注…     

新型聚合物盐水体系低污染修井液

孤岛油田为注水开发油田 ,个别井点地层压力高于静水柱压力 1 2～ 1 5倍 ,一般的压井液不能满足现场使用要求。对于地层压力高的井 ,主要采用ＣａＣｌ2 压井液压井 ,这种压井液密度可以达到1 4 0ｇ ｃｍ3 ,由于其受地层温度和矿化度的影响较大 ,使用这种压井液后 ,岩芯渗透率减少 13 %～3 0 % ,油井采油指数降低 2 0 %左右。淡水基压井液压井时容易发生漏失 ,这时就要增注压井液 ,有时可达井筒容积的 10～ 2 0倍。在注水井附近的油井压力常常高于静水柱压力 1 3倍 ,因而难以应用ＣａＣｌ2 压井液压井。据调研 ,所有密度高于 1 4 0ｇ ｃｍ3 …     

有效采液-平均含水率评价油藏开发潜力

运用油藏工程方法评价油藏开发潜力发现,无功采液造成水驱开发油藏标定可采储量偏低、计算综合含水率偏高,高液量井影响综合含水率突出,而在实际生产中低液量且低含水率的井贡献很大.平均含水率与综合含水率差值越大,反映开发潜力越大.对于整体处于高含水期开发的油田,复活平均含水率概念更有意义.同样是高含水油田,由于液量、油量尤其不同含水率分级井比例差异,在实质上其开发潜力可能差别较大.无论综合含水率还是平均含水率,只能部分反映油藏开发特征,油藏评价中应进行综合评价.利用有效采液-平均含水率方法评价孤东油田开发潜力,得出了比较乐观的认识,而且得到矿场实践证实,深化了对油藏开发规律的认识.     

底水锥进油藏油水同采技术研究

在底水油藏生产中后期,油井不可避免出现见水现象,如不采取合理有效的控水措施,将造成产量迅速递减,采收率下降,开发效果变差.对红南油藏开发现状及生产动态的分析,提出了综合治理方案,并提出了油井油水同采技术,见到了一定的效果.该研究为含水油田的综合治理拓展了思路.     

气举排水采气生产规律研究

气举是目前含水气田开发中常用的排水采气工艺之一。随着气田的不断开发．气藏条件会发生变化．明确气举生产过程中各因素对气井生产规律的影响,合理调整生产工艺参数成为气田有效开发的关键。文中首先采用数值模拟的方法针对现场实际生产设备条件进行气井优化设计,然后对后续生产过程中影响气井生产规律的各因素进行分析。最后针对生产条件的变化,根据各因素对生产变化规律的影响大小及时调整生产参数（注气压力、注气量、气举阀的种类和注气深度等）指导现场生产,达到气井稳产增产的目的。     

大斜度井出水类型研究

天然水驱或人工注水开发油田的生产井在开发过程中会逐渐水淹,导致含水上升、产量下降,目前还缺少有效方法对油井出水类型及出水部位进行认识。针对南海西部大斜度井开发中的出水问题,以相应油藏地质及开发条件为基础,建立了2592个概念模型,通过对概念模型的模拟计算,弄清了相应的出水特点,在此基础上总结出14种出水类型。矿场实际井的验证结果说明建立的出水模式可靠,可正确指导油井堵水等工艺的实施。     

油田年产油量与含水率预测方法

油田产量出现递减以后,无因次累计产量与无因次时间在直角坐标中是一条通过坐标原点斜率为1的直线,用这个直线方程可以预测任何油气田的产量变化动态.将这个无因次方程与甲型、丙型水驱特征曲线相结合,得到了两个预测油田含水率变化动态的经验公式,用这些公式预测油田含水率变化,结果是令人满意的.在介绍这一预测方法的基础上,运用国内外2个油田开发实例比较详细的说明了上述预测方法的应用过程,预测结果表明,与油田实际开发指标相吻合.     

裂缝性底水油藏含水率及产量变化规律研究

将部分打开底水油藏内的流动视为上部平面径向流动和下部垂直单向流动的组合，利用上部的平面流动确定地层内压力分布的差异，而在下部流动中考虑地层内的压力差异和重力作用，导出了部分打开裂缝性底水油藏的水相分流量方程，可准确描述不同生产压差下的含水变化规律。水相分流量方程结合无因次采油（液）指数便可对油藏的产量变化规律进行预测。该理论的建立为底水油藏开发中的动态分析和预测提供了依据。     

涩北气田多层合采出水原因及识别

为了获得经济的产能,很多气井都采用多层合采的方式进行生产。但对于多层合采边水气藏,生产中地层出水会引起气井产量大幅度下降,从而降低气井的生产能力;而多个生产小层合采则加大了对出水层位判断的难度。为此,通过一系列的技术手段,从多角度、多资料综合判断出水层位和出水原因尤为重要。根据柴达木盆地涩北一号气田的出水特征,充分利用生产资料、测井资料、地质资料,采用动态和静态资料有机结合的方法,总结出涩北一号气田产出水的水型主要是凝析水、边水、层间水、层内水、工作液返排水;提出了通过产出水矿化度、生产曲线、测井资料、固井资料、产气剖面、工艺措施、井与边水距离、邻井出水情况等８个因素综合分析以确定出水原因和出水层位的新方法。实践表明,该方法能够有效地判断出水层位和出水原因,为制订下一步的防水、控水措施提供依据。     

气体钻井地层出水随钻监测与携水规律研究

气体钻井在某些方面具有常规钻井液钻井不可比拟的优势,尤其在深层海相地层勘探开发中提高钻速、降低成本方面,应用前景广阔;然而地层出水后,如果不能及时发现和处理,有可能造成井壁失稳等井下复杂事故,影响气体钻井的安全性。文中系统总结了气体钻井地层出水的预测方法,介绍了气体钻井地层出水的监测原理、仪器和解释方法,建立了气体钻井地层出水井筒气液两相流流型转化模型、液滴大小和尺寸分布模型、气体携液模型,结合具体应用情况,对气体钻井过程中地层出水后的携水规律进行了计算分析。分析结果与现场施工情况吻合,表明文中给出的模型具有现场应用价值。     

适于高矿化度地层水地层的稳油控水绒囊流体

为验证绒囊流体在含高矿化度地层水地层中稳油控水效用,在温度120 ℃、围压15 MPa、回压1.5 MPa 条件下,采用恒流速法测定绒囊流体封堵前后,含不同矿化度盐水和煤油的人造砂岩柱塞稳定流动渗透率和注入压力变化。实验结果表明,0.1 mL/min 恒定流速下,绒囊流体封堵前后,含Fe2++Ca2++Mg2+ 矿化度分别为1×104 mg/L、10×104 mg/L、20×104 mg/ L 盐水岩心驱替压力由0.46~0.63 MPa 升至1.39~2.23 MPa,封堵能力提高205.83%~262.64%;渗透率140.82~193.30 mD 降至66.96~109.85 mD,损失率43.15%~52.53%。以煤油模拟地层原油,相同条件下测定封堵前后效果,驱替压力0.48~0.52 MPa 升至0.51~0.55 MPa,增幅5.83%~8.08%;渗透率232.05~272.52 mD 降至211.09~249.25 mD,损失率2.26%~4.51%。在地层水矿化度8×104 mg/L、4×104 mg/L 的Y 井和Z 井实施绒囊流体稳油控水,通过提高泵次、深抽等工艺,油井产水量分别降低46.38%、15.99%,产油量提高6 200%、180%。研究和应用表明,绒囊流体抗高矿化度堵水体系能够实现稳油控水。     

水力泵独立排水采气工艺

青海油田涩北气田经过十多年的开发,部分井区原始地层压力下降,边底水、层间水出水量逐年增大,导致部分井停产或产气量下降。该气田属第四系疏松砂岩气田,地层出砂较为普遍,从排水采气工艺适应性分析不难看出,由于现场没有工业电,机抽、电潜泵等工艺不具备现场实施条件。因此针对以上出水比较大的井急需要提供一套既能随时快速排水,恢复产能,又能够在现有条件下满足现场施工条件的新工艺来解决以上问题。