二类油层聚驱开发效果影响因素分析

二类油层聚驱区块空白水驱阶段和注聚初期注入困难井较多、经过增产增注措施后仍难以保证注聚效果,注聚后部分井注入压力上升幅度大、注入能力下降等问题,经综合分析认为,影响开发效果的主要因素一是区块构造复杂、断层发育、注采关系不完善、多向聚驱控制程度低,二是套损治理防控等因素使注入浓度及注入速度难以保证。经过针对性治理取得了阶段性成效,为同类油层后续开发的区块注聚提供参考。     

喇嘛甸油田二类油层聚驱合理井距探讨

喇嘛甸油田于2006年进入二类油层聚合物驱开发阶段,二类油层将分十个区燃入三次采油开发.目前已编制完成布井方案8个区块.从注采井距上看,二类油层已实施聚驱区块主要采用106m～212m注采井距,由各个区块目前开发效果可以看出,各套井距均存在一定利弊.由此,本文以指导喇南中东块二区和南中西块二区布井方案编制工作为前提,从...     

水驱注水井配合注聚封堵方法研究

A区块2007年11月-2009年10月部署了125m井距二类上返注聚井,2009年10月-2010年6月,为配合二类油层SⅡ10-SⅢ聚合物驱油,A区块水驱油水井大批量封堵工作陆续进行。本次封堵工作借鉴以往封堵原则及完善方法,制定出适合A区块二类油层注聚区水驱注入井的封堵做法,通过对非二类油层加强注水,尽可能的减少了二类油层注聚对水驱油水井的影响,形成了一套较为完善的配合二类油层注聚区水驱注入井的封堵原则及具体做法,保证了水驱的开采效果。     

二类油层不同注采类型井组停聚模式与停聚时机探讨

目前萨中聚驱进入二类油层大规模上返工业化聚驱开发阶段,多个注聚区块均取得了较好的开发效果。由于二类油层层数多,纵向非均质性强,井组对应关系复杂,剩余油分布零散,各类井在注采能力的适应性、聚驱开发效果上均有很大差异,不同类型井组开发效果不同,尤其是在注聚后期,虽然区块整体进入含水回升期,但井组间开采效果差异很大,部分井组的各项指标已经接近经济极限,为了合理利用成本,并保证区块整体开发效果,必须制定合理的停聚模式并确定合理的停聚时机。本论文通过采用四块不同注采类型的人造平板模拟地下四层油层聚驱开采（采用并联等压方式注入）的物模研究成果,结合现场实际生产规律总结出了适合二类油层的停聚模式,给出合理的停聚时机,提出了纵向均质井组采取全井停聚,纵向非均质性严重井组在对应采出井生产参数允许的情况下,采取停层不停井的模式,制定了不同类型井组、层段的停聚时机。并在早期注聚的北一二排西、东二类油层应用,应用后两个区块在井距175m条件下阶段提高采收率值分别达到11.56和10.71个百分点。与已结束注聚的一类油层相比,采收率值多提高1.04个百分点,使区块开发效果达到最好,经济效益最大化。     

南二东二类油层注聚后两驱不同采出井开发效果分析

南二东二类油层自2009年5月开始实施注聚,经历了含水下降期、低含水稳定期,现在处于含水回升阶段,针对聚驱井的变化形势,本文重点分析,水驱井网开采萨Ⅱ组二类油层的采出井,即位于水聚同驱区域的采出井的生产形势,希望借此分析得到的经验能够应用于其他区块的开发。     

萨北开发区二类油层吸水剖面地质成因分析

北二西西块是萨北开发区第一个二类油层聚驱区块,根据注水井在空白水驱笼注阶段的吸水状况特征,通过沉积相特征、砂体规模、砂体厚度、储层渗透率、微构造特征等系统研究,明确了影响二类油层吸水状况的关键因素是砂体厚度和储层渗透率;砂体沉积相特征、砂体规模是其次要影响因素,微构造特征影响甚微。     

175m井距二类油层抗盐聚合物驱放大生产压差的时机

抗盐聚合物在175m较大井距的二类油层进行应用,采用污水配制注入,以提高聚合物的用量和吨聚增油,进一步提高采收率。在试验区块注入过程中,根据不同类型油层特点、井网层系特征、砂体对应关系对注采井进行分类分析,制定合适的调整措施。在抗盐驱的不同阶段,结合其阶段特点,采取压裂、补孔及注入井采出井工作参数调整等方法来放大生产压差。建立了不同类型井,不同阶段保持合理生产压差方法,从而也取得了油层动用程度提高,油井见效效果变好的好效果。     

优化参数,合理预产,减少地面调参工作量

北一区断西二类上返区块是第一个125m井距的二类上区块,在该区块开采的半年时间里,通过对采出井的产能、生产参数、低沉没度、定点井进行分析,合理预产,减少地面调参工作量。     

小井距下二类油层弱碱三元驱注采参数调整方法及效果评价

南四区东部三类油层弱碱三元复合驱2013年7月投产,2014年12月注入前置聚合物段塞,是萨南开发区第一个采用该体系的工业化区块。区块油层发育差,平面和纵向上相变频繁,油层非均质性较强。由于区块河道砂钻遇率只有16.6%,为提高弱碱三元驱控制程度,注采井距设计为110m,注聚初期平均单井产液41t,仅为同类油层聚驱的一半水平。因此针对区块油层发育差导致分类井组呈多样性,连通关系复杂,动态反映差异大,均衡调整难度大,以及局部注采部均衡的问题,研究了弱碱三元驱注采参数调整方法,以指导后期同类区块弱碱三元驱开发。     

二类油层清污水混配后含水变化规律的认识

北二西西块二类油层是萨北开发区第一个二类油层聚驱工业化推广开采区块,2006年底开始注聚,注聚两年后进入含水回升期,2009年4月为缓解污水外排压力,将清水稀释改清水污水混合稀释注聚。本文根据清污水混配后单井含水变化趋势,将含水划分为4种类型,分析归纳每种类型特点及产生原因,并根据不同类型井存在的问题采取相应的调整措施,控制含水回升速度,提高二类油层的聚驱效果,同时为其它注聚区块的调整挖潜提供可借鉴的依据。     

十屋地区营城组储层保护技术研究

文章介绍了十屋地区营城组的地质特征,分析存在的储层伤害的潜在因素,主要有固相损害、液相损害以及裂缝引起的井漏或者应力变化等造成的储层伤害,其中以液相损害和应力变化损害为主,并根据储层伤害因素,提出了钻井液中添加防水锁剂和理想充填颗粒的建议,达到保护储层的效果。     

文51油藏河道微相细化研究及挖潜

文51块油藏储层空间变化快、挖潜难度大的问题,深化了储层沉积微相研究工作。结合以吸水剖面研究为基础的层系优化组合研究,以沉积相的精细刻画为基础件,实现不同相带内注采井网的优化调整,提高油藏采收率,提升油藏开发水平。     

低渗透油藏极限注采井距的确定与附加压力损耗分析

由于流体在低渗透油藏中渗流存在启动压力梯度,使注采井距理论上存在一个最大值。利用考虑启动压力梯度影响的一源一汇稳定渗流理论,获得了不同注采压差和油层渗透率对极限注采井距以及注入水有效影响范围分析的表达式,可以计算出给定注采压差、渗透率条件下,低渗油藏的最大注采井距,并分析了注采压差、极限注采井距与附加压力损耗三者之间的关系,从而为合理注采井网的部署提供依据。     

特低渗储层降低渗流阻力改性注入剂研究与应用

长庆油田渗透率为0.3mD左右特低渗储层(长8)具有孔喉中值半径小(0.1μm)、水驱压差高(15～30MPa)、见水前的平均采油速度小(0.1mL·min-1),现场实际产能低(1.2t·d-1)、注水压力高(17～20MPa)等特点,为有效开发此类油田,经室内一系列的性能评价实验,确定最佳注入技术,研制出经济有效的降低注水流动阻力的BCD-08改性注入剂。室内实验结果表明,该剂可改善相渗特征,降低渗流阻力。长庆西峰油田注水地层(长8)现场试验结果表明,BCD-08可有效提高储层渗流能力,明显改善吸水剖面。     

双河油区产量动态特征及低产成因分析

经多年开发双河油区长6油藏地层压力下降,产量持续递减,严重制约了油藏的有效开发。以Arps产量递减方法为基础对研究区产量递减规律及其递减原因进行分析研究,结果表明,双河油区长6油层组产量递减属于双曲线递减,注水量下降及供液不足是产量递减的主要原因。同时针对近年来低产低效井比例逐年增加的现状,从地质、开发等因素对低产低效井成因进行分析,针对储层物性差,天然能量较弱,注采井距偏大,注采对应率低。提出了4种相应的调整对策：整体压裂,加强注水,减小注采井距,增加注水井及注水井补孔压裂。这对于减缓油田产量递减,提高油田原油采收率,改善开发效果具有重要意义。     

低伤害控水压裂工艺在子北采油厂的应用

控水压裂工艺对于油田稳油控水提高开发效果意义重大,应根据储层的具体特征选择合理的压裂液体系与设计合理的压裂参数进行施工,改善开发效果。延长油田子北采油厂延安组延10油层边底水活跃,油井含水上升和水淹快,严重影响了油井的采收率和产能建设。根据子北采油厂家储层具体地质特征,引进低伤害控水压力工艺技术,通过现场施工,效果显著,使子北采油厂家稳油控水和提高开发效果取得了重大突破,带来了良好的经济效益。     

多学科油藏研究在油田开发中的应用

油田经过多年开发使层系、井组的调整及措施井选井选层难度不断加大,聚合物驱后剩余油高度分散,同时油田开发进入特高含水期,水平井成为厚油层剩余油挖潜的重要手段。以细分沉积相研究为基础,应用多学科研究技术,搞清了剩余油分布规律,并提出相应的措施挖潜方法;运用三维地质建模研究,定量描述河道砂体内部隔夹层在空间展布,提出适用的后续水驱阶段剩余油挖潜配套技术;挖潜厚油层顶部剩余油,并确定水平井开采层位优选原则及水平井轨迹设计方法,这些措施都有效的改善了油田开发效果。     

新场须二段致密砂岩储层有效裂缝支持向量机的识别

新场地区须家河组二段储层以低孔渗、超深超压、致密砂岩地质特征为主。该地区目地层段裂缝是主要的储集和流通空间。裂缝识别是裂缝性储层勘探和开发研究中的关键问题和难点之一。基于岩芯样品裂缝类型的统计和分类,运用支持向量机（SVM）对储层裂缝的有效性进行评价。结合取心井段岩芯裂缝的检验,证实该方法对裂缝评价效果与地层的实际情况相符,能较好的反映裂缝的发育情况。对该地区裂缝型储层的开发具有一定的借鉴作用。     

Interaction of a model skin surface lipid with a modified triglyceride

A study of the interaction between a model skin surface lipid (SSL) and an oil base skin softener (G2) was made by comparing the phase behavior of these substances in combination with the water/triethanolamine: oleic acid (1:1 wt ratio) system. A principle feature of the water/G2/triethanolamine:oleic acid (TEA:OL) system was the formation of a lamellar liquid crystal region that incorporated an average of 40% G2 over the 10–45% water range. The phase behavior of the water/SSL/TEA:OL system demonstrated only over a 4–9% water range. At greater than 5% SSL, there is the complete absence of single phase regions above 10’% water. From comparison of the phase regions and the small angle X-ray diffraction results, it is found that for G2/SSL mixtures the phase behavior of the lamellar liquid crystal is dominated by the SSL and the interlayer spacing of the lamellar liquid crystal is dominated by G2.     

二类油藏油井压裂措施研究

二类油藏较一类油藏渗透率低、孔隙度不高、砂体发育厚度小、储层物性差,但仍具有一定的开发潜力。为提高二类油藏聚驱采出程度,对其实施压裂措施,以达到油田稳产目标。对压裂井进行产能预测是压裂后油井经济评价的重要因素,同时也为现场油井压裂设计和施工奠定基础。将二类油藏细分为主力油层和薄差油层,分别对这两类油层不同时期(含水下降期、含水稳定期以及含水上升初期)进行压裂,以优选出主力油层与薄差油层最佳的压裂时期,为现场实施压裂增产提供依据。