南海东部海相砂岩油田采油速度对采收率的影响研究

南海东部海相砂岩油田构造相对小且简单,储层分布稳定、连通性好,储层物性好,原油性质好、产能高,天然水体能量充足。本文统计分析了南海东部海相砂岩油田采油速度与采收率的关系,发现油田采收率不随采油速度的高低而发生单调变化,与储层物性、原油黏度、孔喉特征、构造特征和水体能量密切相关。研究表明较高的采油速度在一定程度上可以增大水驱油效率和波及范围,从而提高采收率,并从理论上分析了采油速度对水驱油效率和水驱波及系数的影响;利用油藏数值模拟软件Eclipse建立了理想模型,研究了不同采液强度对波及效率的影响,认为随着采液强度增大,体积波及系数逐渐增大,当采液强度达到某个值后,体积波及系数趋于定值,表明水驱油藏存在合理的采油速度。本文的研究成果对油田合理提液量和提液时机及油田采油速度优化具有指导意义。     

大庆油田M油藏提高新投产井产能压裂技术试验

大庆油田M油藏进入开发中后期,高含水井及重复压裂井逐年增多,具有改造潜力且开采效果较好的储层不断减少,由于受储层物性及自身条件的限制,新投产的加密井采用常规压裂改造工艺增油上产并不理想。针对目前新投产能加密区块产能井存在的井距小、压后含水高、储层物性差、单井产能低、达不到方案设计要求、影响油田经济有效开发等问题,开展提高新投产井产能技术试验。依据M油藏内各区块的特征,优选了同层多裂缝压裂、大砂量压裂、热造缝结合压裂和短宽缝压裂等4种工艺,并依据区块特征进行压裂工艺和施工参数优选,对现场28口试验井有针对性地实行压裂。结果表明,现场试验的28口井与同区块常规压裂投产井相比,投产初期平均单井日产液提高0.8t,日产油增加0.4t,产能提高15.3%,达到了"新区提液,加密区控水"的要求。     

精细相控随机建模及其模型检验

在Y油田油藏非均质性和油水关系等分析基础上,运用Petrel相控随机建模技术,利用单井相分析数据和测井二次解释的属性数据,得到了沉积微相模型和微相控制下的属性模型。Y油田储层沉积模型主要为曲流河流沉积,发育有分流河道、分流河道侧缘心滩和河漫湖泊等微相;在相带约束下的模型,属性高值主要集中在分流河道和心滩内,能更准确反映物性在储层空间的展布规律。经模型一致性和抽稀井验证,结合动、静态资料进行分析,储集层属性分布与沉积微相展布相互对应。结果表明,物性参数模型能反映实际储层非均质性,地层压力检验验证了模型砂体是否对接的合理性;同时按照10%的比例随机抽取其中的20口井作为抽稀井,相对误差主要集中在1%左右,说明地质模型与原始数据吻合程度高,砂体在空间的展布和储层非均质性变化符合实际地质情况。精细相控建模降低了随机建模的不确定性,所建模型再现河流相储层复杂的空间结构和几何形态。     

东扶北油田扶余油层储层精细建模

东扶北油田扶余油层浅水三角洲河道类型多样,储层构型特殊,断裂特征和物性分布规律复杂,针对油藏剩余油分布和挖潜及注采调整要求,亟需建立精细三维地质模型,为剩余油分布和油藏数值模拟提供依据。以研究区精细地层划分对比和沉积相研究为基础,通过地质-测井-地震相结合的方法,开展扶余油层储层构型研究,建立储层发育地质知识库。针对扶余油层三角洲河道类型演化特征,提出一种充分利用地质、地球物理等信息,以地质模式为指导、单井河道砂岩分布为硬数据、河流相储层构型为井间约束软数据,采用分级相控、序贯指示模拟建立扶余油层储层地质模型;以测井解释的储层物性参数数据为基础,在储层相模型的控制下,以地震反演数据、物性统计分析数据做约束,采用序贯高斯随机模拟方法建立扶余油层三维属性参数模型。东扶北油田扶余油层油藏三维地质模型精细、客观地表征了三角洲河道储层的三维空间结构,实现了不同类型河道储集体的精细刻画与表征,满足了油藏剩余油分布和数值模拟精确计算的需要。     

底水油藏水平井中心管、ICD完井工艺技术

西江X-1油田是典型的底水油藏,具有厚底水、薄油层的特点,采用常规水平井开发时,由于流动摩阻和地层非均质性的影响,存在较严重的底水锥进问题,含水率上升过快,开发效果较差。中心管、ICD完井工艺是一种水平井控锥技术,由于其独特的内部结构,能使水平井的供液剖面趋于均衡,从而有效改善底水油藏的水驱效果。为了改善底水油藏的开发效果,对中心管、ICD完井工艺技术进行油藏模拟研究,结果表明,在底水油藏中,中心管、ICD技术的开发效果明显优于常规水平井,单井平均增油2×104~4×104m3。在西江X-1油田范围内进行推广应用,收到了理想的开发效果,实现了底水油藏的成功开发。西江X-1油田的开发实践表明,中心管、ICD完井工艺技术有明显的控锥作用,能有效改善底水油藏的开发效果,也为同类油藏的开发积累了宝贵经验。     

海相强水驱疏松砂岩稠油薄油藏高效开发实践

南海东部海域具有一定规模的海相强水驱疏松砂岩稠油储量,该类稠油油藏开发过程中存在构造认识变化大、油井含水上升快、产量递减快、易出砂等问题。以该地区典型P油田为例,介绍海相强水驱疏松砂岩稠油薄油藏在开发实践中为应对以上问题所采取的技术对策。通过油田内部滚动开发评价,采用先"肥"后"瘦"、以大带小的方式进行开发,油田开发后通过滚动扩边逐步落实构造并实施调整;通过针对边底水油藏制定不同水平井布井策略,底水油藏采用高顶避水、寻夹避水并保持合理井距,边水油藏"批钻批投"抑制边水局部舌进的方式控制单井的含水上升速度;利用先进钻井技术实现井轨迹的精细控制,采用优质筛管防砂完井。现场实践表明,该技术对策使P油田稠油油藏高峰年产量达157×10~4m~3,大规模开发5年后采出程度达到15.5%,开辟了南海东部海域海相强水驱疏松砂岩稠油薄油藏高效开发的先例,对同类油藏的开发具有借鉴意义。     

南海东部特低渗油田压裂改造实践与效果评价

南海东部F油田WC组属于特低渗油藏,具有埋藏深、渗透率低、储层跨度大的特征,常规测试产量低,需压裂改造提高产能。WC组A5井压裂时存在储层纵向改造不充分、裂缝失控风险高、砂堵风险高、井斜角大造成裂缝弯曲、压裂规模小等难题。在前置液中加入小粒径段塞,打磨射孔炮眼和弯曲裂缝,减小砂堵风险,同时降低压裂液滤失,增加隔层应力,避免裂缝向下延伸。优化施工排量为4m³/min、支撑剂加量为50m³,达到支撑裂缝半长125.9m,支撑缝高51.4m。优化海上平台压裂设备摆放,满足4台压裂泵作业需求,并采用连续补砂工艺,满足单次加砂50m³的要求。A5井压后初期平均日产油22m³/d,增产倍比达4倍以上。采用生产测井技术对压后效果进行评价,压后射孔段内有4个主要产液段,产液段长度占总射孔厚度的36%;4个产液段中,产液量占比最高达45%,最低为14%。分析认为,多裂缝、储层纵向非均质性是影响压后增产效果的主要因素。建议在该类储层后续压裂改造中,采用水平井或大斜度井,对储层进行精细划分,优选甜点段射孔和改造,提高对甜...     

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。     

高含长石低孔低渗砂岩油藏酸压体系及工艺优化

黄陵储层延长组长6、长8油藏属于典型低温低压高含长石低孔低渗砂岩油藏,储层改造中需充分考虑构造特征、岩性组成、孔渗性质、温压条件、岩石力学特征和潜在损害因素等,掌握该类储层改造和酸压工艺的影响机理,室内实验优化出一套适用于该储层的前置酸和压裂液体系和前置酸多级加砂压裂配套工艺流程,并进行了软件模拟和现场施工。结果表明,前置酸体系具有溶蚀能力强、损害程度低、水化性能好、易反排、低残渣等优点,易于溶蚀砂岩储层孔隙喉道中的填隙物,且不损害长石骨架结构。压裂液体系配方为0.25%胍胶+0.4%助排剂+0.1%AE1910活性剂+0.3%黏土稳定剂+交联剂0.8%硼砂BS+0.8%APS,满足储层特性和携砂需求。前置酸多级加砂压裂工艺以加砂量20~40m~3,排量1.8~2.0m~3/min,平均砂液比25%~35%,前置液量占总液量比例15%~20%进行施工。该工艺在延长组长6油层探井应用后,单井日产油3.5m3/d,实现了工业油流目标。     

氮气泡沫在塔河强底水砂岩油藏的应用

塔河油田砂岩油藏具有强底水、埋藏深、温度高、矿化度高等特点,强底水是其主要特征之一。为了探索此类油藏治理方案,2014年在塔河油田二区东区块和塔河九区三叠系油藏进行了氮气泡沫吞吐、调驱技术的应用。氮气泡沫技术是通过向油井中注入氮气,同时注入泡沫剂,改善调剖、驱替能力,对边底水油藏压水锥、提高采收率。现场进行了TK907H、TK923H两口井的单井吞吐试验和TK202H井组调驱试验。试验结果表明:TK907H井组驱替效果优于单井吞吐效果,TK923H井单井吞吐效果不明显,这俩井组累计产生费用273.5万元,增油4942.7t,折算吨油成本553.3元/t;TK202H井组三轮次氮气泡沫驱替累计产生费用377.1万元,增油1132.6t,吨油成本3329.5元/t,氮气泡沫体系的适应性、有效期有待进一步提高。     

塔河一区夹层控制型剩余油挖潜技术

塔河一区为辫状河平原亚相分流河道沉积的底水油藏,夹层较为发育。纵向上发育3套夹层,与相邻储层物性差异大,遮挡效果明显;平面上夹层展布面积小,但多套夹层相互遮挡,形成较大的遮挡范围,对剩余油控制作用明显。油藏进入中高含水期后,研究剩余油的成因和分布特征是开展调整挖潜的基础。针对塔河一区3套夹层对剩余油分布的控制,应用剩余油测井和数值模拟方法,研究了剩余油的分布。结果表明,塔河一区夹层控制型剩余油主要有两种类型:由于夹层遮挡形成的低渗部位剩余油及高部位的井间剩余油。结合夹层纵向分布及平面遮挡连片的展布特征,通过生产直井低渗段剩余油,在井间动态关系明显的井组应用井组优化,挖潜井间剩余油,通过注入介质改变井周压力场,实现对井周剩余油的调整挖潜,取得明显增油效果。经过两年的矿场实践,油藏开发效果得到明显改善。     

塔河油田机抽井合理沉没度分析

针对塔河油田机抽井的沉没度大大高于中国石化平均水平的现状,结合塔河油田碳酸盐岩油藏气大、油稠、依靠天然能量开采的特点．对正常生产的130口有杆泵井的动液面、沉没度、泵效、含水、原油密度、原油黏度等数据进行了回归分析和拟合。给出了不同含水期、不同日产液量的机抽井合理沉没度范围。试验表明,塔河油田机抽井的泵效与油气比、含水、原油黏度、原油密度、光杆载荷关系不大,与泵的沉没度有关。在塔河油田,对于含水大于50％的有杆泵井,沉没度按500～1100m进行设计;对于含水小于50％的有杆泵井,沉没度按600～1000m进行设计。当日产液大于35t／d．保持500m以上的沉没度较合理。当日液产小于35t／d时,沉没度范围为600～1500m。油井保持合理的沉没度不仅可以提高泵效,增加产量。而且可以节约大量的管、杆材料,明显延长免修期。     

复合射孔技术在扶余油田高含水开发后期的应用

扶余油田已进入高含水开发后期,随着采出程度的不断加深及油层水洗程度的不断加重,可动用潜力层的性质及井况逐年变差,严重制约着压裂措施的实施.该油田正韵律沉积储层层内非均质性较强,长期注水开发过程中,造成层内底部水洗,且在沉积过程中形成东西向垂直裂缝,导致底水上窜,注入水无效、低效循环;加之扶余油田1/3区域位于城区,随着城区改造及大平台井的增多,剩余油挖潜难度增大.通过对储层沉积特征、水洗特征、剩余油分布规律研究,认识夹层及沉积构造界面对水淹、水洗层的影响特征.利用复合射孔技术,开展不同层位夹层、构造界面影响下的储层不同部位下的射孔技术,有效挖潜了储层内的剩余油,解决了水平井等措施成本高的问题.利用复合射孔技术的增油机理,开展了稠油区的实验.目前累计实施108口井,有效率达81％,累计增油6120t.     

高速通道压裂技术在国外的研究与应用

高速通道压裂技术是近两年出现的新工艺,主要应用在美国、俄罗斯、南美和北非、中东等油气高产地区,已在世界范围内实施超过3800井次,取得良好增产效果。该工艺的主要目标是在人工裂缝内部造出稳定而敞开的油气流动网络通道,显著提高人工裂缝的导流能力,消除由于残渣堵塞、支撑剂嵌入等引起的导流能力损失,从而减小井筒附近的压降漏斗效应,提高压裂改造效果。通过综合多簇射孔、支撑剂段塞注入和拌注纤维等工艺技术,实现了支撑剂在裂缝内非均匀铺砂;经过优化研究,使高速通道保持长期有效。该工艺可提高铺砂效果、减少压裂材料使用量,增加返排率,保持裂缝的清洁,并能有效减少施工中砂堵的风险,其适应性广,可用于砂岩、碳酸盐岩及页岩等各种油气藏。为解决国内低渗透油气藏压后普遍存在的返排困难和裂缝伤害等问题,提供了一种可行的技术方法。     

塔河油田10区奥陶系油藏滚动开发技术

介绍了塔河油田10区奥陶系油藏的地质特征,即以该油藏属于弹性驱及弹性水压驱动为主,以缝洞系统为单元的碳酸盐岩岩溶缝洞型轻-重质低饱和非均质油藏。介绍了在油藏开发实践中形成的一套适合缝洞型碳酸盐岩油气藏的高效滚动开发技术系列：缝洞系统划分技术、开发储量计算技术、开发井井位部署技术、侧钻技术、注水替油技术等。     

压裂防砂数值模拟技术研究及应用

论述了疏松砂岩油藏压裂防砂机理及关键理论技术,进行了数值模拟研究,并以Mfrac、Gohfer、Fracpro软件为例,进行了裂缝形状及参数预测、压后效果分析、射孔层段/排量/液量优化组合、加转向剂缝高控制模拟等,数模结果在众多区块、油井的现场应用中取得了良好效果,为该类油藏防砂和高效开发提供了借鉴。     

塔河油田原油深抽工艺技术研究与应用

塔河油田油藏属于缝洞型碳酸盐岩油藏,埋藏深度大（埋深为5350～6600m）,流体性质复杂,黏度变化较大,开发难度大。针对稀油生产井普遍存在的泵效低、杆柱载荷大、冲程损失严重、地面设备不配套、调参困难等问题,通过技术研发与引进,形成了以自动补偿泵、双层泵、侧流泵、侧流减载泵为主的稀油深抽工艺．现场应用10井次,累计增油9135t,侧流减载泵实现了最深泵挂4716m。针对稠油生产井普遍存在的稠油难以入泵、大泵下不深、小泵不能满足油井生产、油井普遍高含硫化氢等问题,形成了以小泵深抽、深抽抗稠油电潜泵为主的稠油深抽主导工艺,并在现场进行了20井次以上的推广应用,累计实现增油8．7×10^4;同时开展了水力喷射泵-抽稠泵接力举升先导试验．该工艺反掺稀油由水力喷射泵一级举升至抽稠泵泵挂深度,再由抽稠泵系统举升到地面,实现了5000m人工举升。     

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。     

RS抽油机节能减速器在A油田的应用

A油田部分油井存在供液不足、泵效低、耗电高等问题。要提高油井泵效和节能效果,就需要降冲次。在成本、改造技术难度等方面对比了各种降冲次方法的优缺点,最终确定采用安装节能减速器的方法来降低冲次。在抽油机的电机和减速箱之间增加一套辅助减速装置即为节能减速器。减速器可大幅降低抽油机的惯性负荷,因此能起到一定的节能作用。介绍了节能减速器安装尺寸的确定方法。A油田在126口井安装、应用了节能减速器。安装节能减速器后,126口井平均消耗功率由3.526kW下降到3.000kW,综合节电率达到14.08%;系统效率由5.943%上升到7.116%;平均单井日节电13.2kW.h,预计可实现年节电60.7×104kW.h;抽油机运转较平稳,减小了惯性载荷,从而减少了抽油机的机械故障;优化了油井运行参数,提高了泵效,减少了杆管磨损。     

超稠油蒸汽辅助重力泄油动态调控技术研究

蒸汽辅助重力泄油技术（SAGD）作为超稠油开发的接替技术,2005年开始在曙一区杜84块馆陶油藏进行先导试验,试验区采用直井与水平井组合方式。在试验实施过程中,先后遇到了汽液界面不合理、水平段动用状况不均匀、水平井汽窜、汽腔压力高等问题,在借鉴国外成功经验基础上,辽河油田研究出了适合自身特点的一整套油藏动态调控方法．包括阻汽控制技术、水平段均匀动用技术、水平井防窜技术和蒸汽腔压力稳定技术。其中,阻汽控制技术可合理控制采油井产液速度,避免发生汽窜现象;水平段均匀动用技术可提高水平井动用程度;注汽井射孔时,射孔井段底部距水平井3～5m．可有效阻止形成汽窜;蒸汽腔压力保持在3～4MPa时,SAGD开发效果较好。2007年8月,馆陶油藏通过每天减少注汽量300t,15d后,蒸汽腔压力由4．2MPa降至3．9MPa,日产液量保持不变,含水下降1．5个百分点。先导试验表明,注汽井及注汽井段适宜是SAGD操作的基础,水平段均匀动用是SAGD操作的保障,阻汽控制是SAGD操作的核心,蒸汽腔压力稳定是SAGD操作的关键。