提高特低渗透油藏注水开发效果方法研究

胜利五号桩油田桩74块属特低渗高温深埋油藏,由于注采井距大,回注污水在炮眼、井筒及地层中结垢严重,导致注采井间难以建立有效的驱动体系和驱动压力梯度。针对注水效果差的问题,在该块采用缩小注采井距、建立行列式注采井网、通过优化钻井泥浆、完井设计,实施软化污水防垢、水力压裂引效等工艺,累积注采比达到1.6∶1,油井动液面回升,取得较好的开发效果。     

特低渗透油藏开发效果分析及下步工作建议

本文结合区块合理井网密度及井距的差异性分析,通过对桩74块开发效果进行研究,总结出一些结论对桩74块低渗透油藏持续稳产具有一定指导意义。     

特低渗透油藏中高含水期提高采收率技术研究及应用

卫城油田卫 81块是典型的特低渗复杂断块砂岩油藏 ,于 1 984年投入开发 ,目前已进入中高含水期 ,但其因储层物性且层间非均质严重 ,水驱动用状况差异大。为提高水驱采收率 ,近两年针对油藏特点和开发中存在的主要问题 ,开展了特低渗油藏提高采收率技术研究 ,通过主要技术的应用推广 ,卫 81块水驱控制储量、水驱动用储量逐年增加 ,自然递减由 2 9.1 2 %减缓到 2 1 .1 3 % ,水驱采收率由 1 9.86 %提高到 3 5 .86 % ,可采储量增加 1 1 6万吨 ,区块含水上升率 0 .81 ,采油速度1 .0 6 %。对指导类似油藏的开发具有较好的借鉴意义。     

改善特低渗透油藏开发效果途径探讨

评价油藏开发效果,即开发过程中保持一定的采油速度并取得尽可能高的最终采收率。本文从特低渗透储层渗流基本理论入手,阐述了影响特低渗透油藏采油速度及采收率的主要因素,探讨了改善特低渗透油藏开发效果的途径。     

改善特低渗透油藏开发效果途径探讨

评价油藏开发效果,即开发过程中保持一定的采油速度并取得尽可能高的最终采收率.本文从特低渗透储层渗流基本理论入手,阐述了影响特低渗透油藏采油速度及采收率的主要因素,探讨了改善特低渗透油藏开发效果的途径.     

葡南扶余特低渗透油田注水开发规律探讨

葡南扶余油田注水开发实践表明:油层吸水能力差,注水压力高,注水开发效果差,采收率低;又由于该类油层中天然裂缝的普遍发育,加剧了油层平面的非均质性,给油田注水开发带来了许多因难,本文针对扶余油层开发中的主要矛盾,对注水开发问题进行了探讨,提出了适合扶余油层开发特点的注水调整对策,改善注水状况,优化水动力学驱油方法,为下一步开发扶余油层做好工作。     

特低渗透油层不同开发方式效果分析

目前我厂未动用储量中特低渗透油层占了89.2%,特低渗透油层是未来开发的主要方向。由于特低渗透油层具有"四低、两差"的地层特点,开发难度非常大,为探索合理的开发方式,有效动用其油层储量,Z油田Z6特低渗透油层开发试验区先后采用了普通压裂投产、老井缝网压裂、新井缝网压裂投产注水开发和大井距弹性开采等多种开发方式。本文通过对不同开发方式进行对比分析,重点是缝网压裂的效果进行分析、评价和总结,得出了一定的认识,为今后进一步探索特低渗透油层有效动用方式提供借鉴。     

特低渗透砂岩油藏“仿水平井”开发配套技术

正理庄油田樊142沙三下特低渗透油藏储量丰度低,常规开发难度大,经济效益差,针对该油藏特点我们进行了四项关键核心技术研究,分别进行了"仿水平井"开发适应性评价,油藏地应力分布描述技术研究,油藏方面进行井网优化设计,工艺技术方面进行定向控制、逢长控制和缝高控制。从该技术现场方案实施后,沙三下难动储量最终得以高效开发,从压裂监测的缝长、产量等关键指标均达到了方案设计要求。     

利用超前注水提高特低渗透油田开发效果

探讨了超前注水的方法在低渗透油田使用过程中的重要作用。在对超前注水对于原油黏度的作用以及超前注水对于原油产量的影响以及开采率等不同方面的影响,对于超前注水提高特低渗透油田开采效率的影响,希望给相关工作人员带来一定的借鉴意义。     

特低渗油藏注水开发中的几点做法及认识

江家店位于山东省临邑县境内,构造上处于济阳坳陷惠民凹陷夏口断裂带江家店鼻状构造上,分夏502断块、夏509断块、夏510-斜1和夏503四个断块。主要含油层系沙三下、沙四段,含油面积3.33Km2,有效厚度15.2m,地质储量649×104t,标定采收率17.5%,可采储量113.6×104t。平均渗透率7.9×10-3um2,平均孔隙度13.0%,是典型的特低渗层状断块油藏,其开发特点是:初期部分井有一定自喷能力;天然能量较弱,初期产量递减较快,后期在低产量下生产;弹性能量不足,压力下降快,弹性产率低;油井自然产能低,压裂效果显著。     

特低渗透油藏渗流机理研究及应用

就特低渗透油藏渗流机理应用进行分析,分析了特低渗透油藏开发效果影响因素,研究特低渗透油藏非达西渗流机理,构建渗流评价方法、提升薄互储层预测精度新型方法与相控地应力预测技术,构成储层改造完井试配井网技术,提升收率技术。     

低渗透裂缝性油藏渗流规律分析

传统渗流力学考虑储层是均质的,但是,实际的裂缝性油藏大多处于非均质地层中.因此,考虑应力敏感和启动压力梯度的影响,研究裂缝性油藏渗流规律,建立变形三重介质油藏有限导流垂直裂缝模型,并作出相应的样板曲线,讨论了各个参数对压力的影响.     

低渗透油藏开发地质研究

低渗透油藏开发需要克服油藏能量不足的问题,通过提高油藏的驱替能量,达到油藏开发的效果。     

文留低渗油藏地质特征对注水开发的影响

中原油田文留油田具有复杂断块、低渗油藏的典型特征,理藏深,构造复杂,储层变化大,物性差,非均质性强.油藏具有异常高温、高压,产量递减快、注水效果差,含水上升快等特点,开发效果差.建议开展合理的注采井距及井网密度、层系划分研究,选择合理的注水时问,开展高压注水等措施,改善开发效果,提高该类油藏的开发效益.     

低渗油藏的研究及开发现状的综述

随着石油工业的发展,许多油田已进入高含水期,低渗透油气藏已经是增储的基础资源,然而低渗透油藏的非线性渗流的影响因素、渗流规律的研究是目前低渗油藏的开发的关链.国内学者从微观角度出发描述渗流规律,建立数学模型.此外,人们根据低渗油藏渗流特征,对注水时机、合理井距、压裂技术、气驱技术等低渗油藏的开发进行了研究.     

低渗油层结垢分析及对策研究

结垢是油田注水普遍存在的问题,严重影响油田的正常生产,对此以新疆某结垢井区为例开展结垢机理分析和防垢技术研究。通过荧光光谱仪和电镜扫描分析垢样,结合水质分析和结垢趋势预测可知垢物以锶钡垢为主,成垢的主要原因在于:地层水锶、钙离子含量高,较高矿化度的采出水逐渐在井筒内壁形成垢层,且地层水与回注污水配伍性差。采用化学阻垢结合工艺防垢的方法,通过清、污水混配防垢技术最大程度去除成垢SO42-离子,选用油井井下释放式的投加方式投加溶度为100 mg/L的KZG-01。利用岩心驱替实验模拟地层真实情况实验,结果表明该方法有较好的阻垢效果且有效期长,可以用于指导现场施工。     

F区块CO_2驱注入速度对驱油效果的影响

为解决低渗透油藏吸水能力差,注水开发比较困难等问题,在模拟F低渗透油藏条件下,通过CO_2驱替室内实验,以不同注入速度下CO_2驱替的采收率、生产气油比和注入压力为评价指标,探索了CO_2注入速度对驱油效果的影响。结果表明,CO_2驱替对于开采该油藏具有非常好的效果,但其效果与注入速度有关。注气量达到0.6~1.21 PV后,CO_2开始突破。随着CO_2注入速度增大,CO_2突破时机延后,最终采收率增加。当注入速度达到2.28 cm~3/min后,注入压力接近CO_2/油最小混相压力,驱替方式转变为CO_2混相驱,此时最终采收率明显高于其它注入速度下的最终采收率。根据实验结论,建议本区块CO_2驱注入速度为2.28~2.56 cm~3/min。     

低渗透油藏注水开发存在问题分析

针对目前低渗透油田注水开发存在注水井注入压力上升快、吸水能力变差,采油井产量下降快、采收率低的一些突出问题,分析了产生这些问题的主要原因。研究表明,由于注入水水质问题、储层的敏感性、开采过程中储层有效应力增加以及低渗透油藏过度压裂造成注入水沿裂缝窜流等是造成低渗透油藏注水开发效果差的主要原因,并且储层伤害具有动态性、叠加性和不可恢复性。低渗透油藏注水开发中,应注重注水水质精细处理和注入水与地层水的配伍性,合理控制注采速度,保持地层能量,优化压裂方案,避免因过度压裂引起的注入水窜流,不能有效地开采基质中的剩余油。     

低渗储层岩石水敏性损害因素分析

通过了解南翼山储集层区域地质与构造特征、岩石学特征、储层物性与孔隙结构,结合南翼山储层岩心水敏室内评价实验数据,客观评价了储层岩石水敏性,研究出低渗储层水敏性损害原因。研究表明,南翼山储层属属典型中-低孔隙度、低-特低渗透率储层,强水敏储层。低渗储层水敏性损害的主要原因是由于岩石中的水敏性粘土矿物(主要是伊利石及微粒绿泥石等)与低矿化度流体接触后发生膨胀使岩石的孔隙空间和喉道缩小甚至堵塞引起岩石的渗透率降低造成的。