油水井双向调堵在胡尖山油田胡154区块的应用

胡154区块油藏自注水开发以来,水驱矛盾日趋加剧,井组平均增油量较前两年下降明显,常规调剖堵水效果逐年变差。现场对提高油井受益有效期,提高注水井调驱治理效果有迫切需求。结合前期现场验证,提出堵水调剖双向调堵技术,对胡154区块高含水井组进行双向调堵治理。该工艺对传统调堵工艺参数进行了优化,优选适合胡154区块的关键堵剂体系。选择注采关系对应明显的注水井和油井,采用段塞式注入工艺,成功实施了双向调堵试验,降水增油效果良好。     

低渗透裂缝性油田注水开发的技术对策

低渗透裂缝性油田,在注水开发过程中,由于裂缝发育水井压力上升迅速,油井见水快,调整效果不明显是一种极为普遍的现象,近两年,新肇油井见水有加剧的趋势,严重制约了油田的开发效果.本文描述了新肇注水基本特征,并对裂缝油田注水开发进行了研究,提出了几点改善措施.     

低渗透油田注水井深部调剖技术完善与推广

陇东油区油层属低产、低渗、低压三低油田,区块较多。各区块平面上、纵向上渗透率分布差异大,导致注入水或边底水沿高渗带、大孔道、裂缝指进或锥进,使油井过早见水,并很快水淹,降低了油田采收率。为了遏制油井含水上升过快的势头,提高水驱动用程度和采收率,研究适应陇东油区的堵水调剖技术,满足封堵大孔道、驱替小孔道残余油、剥离岩石孔隙中的油膜的目的,从而提高中高含水期的水驱效率,达到提高采收率的目的。本次研究综合运用示踪剂分析、脉冲试井、PI决策、水驱前缘测试4种方法,开展对储层的见水类型、见水方向、窜流程度研究与分析;对于三叠系裂缝油藏堵剂进行了优选与评价并且提出了堵水调剖方案优化设计方法。     

高含水油井相变堵水技术研究与应用

长庆油田X区块长8层是低压低渗油层,开发模式为超前注水和压裂后投产,然而部分油井投产后短时间内便出现见水和高含水问题,严重制约了油田高效开发。本文首先剖析了区块堵水难点并提出相应对策;通过室内实验手段,参照行业标准SY/T 5811,研制并评价了相变堵水剂;通过现场试验方法,结合行业标准SY/T5874,检验了相变堵水技术的有效性。研究结果表明：油井多为裂缝性见水,且来水强度大;研制的相变堵水剂具有注入性好(相变前是低黏液体)、相变时间可控(15 h～2 min)、封堵强度高、适用温度范围广、性能稳定的特点;结合相变堵水剂特征,提出了先注入前置液张开裂缝和过顶替相变堵水剂的相变堵水工艺;现场试验结果显示P312油井含水从98.5%降至10.3%,降水增油效果显著;7井次现场试验表明技术成功率为85.7%,证实相变堵水技术是可行的,可在同类见水油井推广应用。     

裂缝单一油田注水开发方式研究

目前大庆油田低渗透储层多天然和人工裂缝发育,表现出了裂缝性的负面影响即油井见水快、见水后含水上升快和产量递减快的特征。为此,在微地震和动态分析等技术手段确定储层裂缝的发育状况基础上,结合裂缝性油田的渗流机理和数值模拟结果,对井网的适应性进行有效的评价,优选出适合此类油田高效开发的注采方式。     

复杂裂缝油田常规测井识别裂缝技术研究

新站油田是大庆西部外围复杂裂缝型油田,注水开发后油井多层多方向裂缝性见水,没有明显的见水方向,且见水后含水上升快,注水调整效果差。虽然应用了岩芯观察、微电阻率扫描成像、无源微地震法、注示踪剂等多种手段来研究裂缝,但这些技术都无法解决全油田单井单层裂缝发育的问题,且价格比较昂贵。本文利用常规测井裂缝模式识别技术,用测井系列中反映最灵敏的微电极曲线和高精度声波曲线的变化和变化趋势形成电阻率裂缝指数和声波裂缝指数,以指数变化的不协调性总结出5中裂缝识别模式,最后用已有准确资料进行单井单层校对,发现它们之间有很好的符合性。因此,应用该项技术,解释了新站油田所有单井单层裂缝,搞清了平面和纵向上裂缝分布规律。根据裂缝发育程度,结合油田各区块不同的地质和开发特征,制定了不同的开发政策,取得了很好的效果。例如在大403区块实施整体周期注水,该区块夹层裂缝特别发育,构造位于两条断层夹持的构造圈闭内,针对构造低部位发育边水、高部位多井裂缝性水淹的矛盾,开展内部周期注水,外侧连续注水,改变区块压力场分布,共实施7口井,实施后,地层压力由14.03MPa稳定在14.07MPa,区块自然递减率少上升1.7个百分点。应用该项技术有效的治理和利用了裂缝,为油田下步增效开发提供了依据。进行单井单层裂缝识别,解决了以前无法落实单井单层裂缝发育问题。根据裂缝识别成果,在新站油田开展了区块调整内外压力场分布的周期注水、层段调整等措施,有效的治理和利用裂缝,取得了很好的效果,为油田下步增效开发提供了依据。     

F油田北部A区块加密调整方法研究

针对F油田北部A区块三角洲内前缘相窄条带砂体发育、水驱控制程度低、低产井长关井比例高等开发矛盾,开展A区块加密调整方法研究。充分利用多学科成果,做到潜力优选精准化、调整方式灵活化、指标预测多样化。通过潜力优选、合理井网、多样预测,在A区块优选加密油水井89口,新建产能5.3万吨。通过多学科综合应用,有效指导了区块的井网调整,改善区块开发效果。     

胡尖山油田胡201区块泵挂深度与流压的确定

胡尖山油田胡201区块开采油层是侏罗系延安组的延10油层。2006年投入滚动开发,2007年11月开始注水开发,2009年3月开始放大生产参数生产,2009年08月区块综合含水上升,2010年2月底开始综合治理。治理措施主要为合理泵挂深度、合理流压,控制采液强度和边底水区域控制注水。合理泵挂深度,减缓区块含水上升速度,以达到真正控水稳油目的。     

缝内转向压裂技术在胡尖山油田长4+5储层应用

胡尖山油田三叠系长4+5储层埋藏深,地层闭合应力高,储层裂缝发育,砂体厚度大,层间发育隔层。缝内转向压裂改造技术是针对新井的油层较好,但在压裂后,油井的试油情况与地层预计产量不符的情况下,提出的一个重复改造压裂技术;同时也是针对开采较长时间的老井提出的一项在老裂缝中的造新缝技术。采用暂堵转向压裂技术可以改善裂缝剖面,沟通地层微裂缝,改变地层中孔隙压力的分布规律,提高裂缝导流能力,从而提高原油的动用程度。     

桩西低渗裂缝性油藏复合调剖技术研究

桩120区块裂缝发育,见水后多轮次调剖效果差,窜流以人工加天然相互沟通的裂缝为主.针对这种复杂的低渗裂缝性油藏水窜情况,提出了"复合调剖体系封堵裂缝+多轮次调剖"的思路,通过室内实验优选出适合该区块封堵裂缝复合调剖体系交联剂形成的铬冻胶,并对复合体系多轮次调剖的驱油效果进行了评价.结果表明,复合堵剂能有效的对裂缝进行封...     

低渗透油田中高含水期油井缝内分支缝压裂技术的应用

某油田属于低孔、低渗透油田,裂缝形态为垂直缝,油井重复压裂是主要的增产手段。针对油井重复压裂增产效果逐年变差,影响油田措施经济挖潜的问题,研发应用了垂直裂缝缝内多分支缝压裂技术。本文研究了缝内分支缝压裂的增产机理,明确了产生缝内分支缝的主要因素,室内优选了高强度可降解粉末型暂堵剂,优化了暂堵剂用量、施工工艺。通过现场试验34口井,应用结果表明,原裂缝两侧形成了多分支缝体系,较常规压裂产生的裂缝更为复杂,为沟通富集剩余油建立了新通道,单井产出程度提高0.82个百分点,可作为低渗透油田中高含水期剩余油经济有效挖潜的新手段。     

西41区堵水调剖适应性研究

西41区为长庆油田陇东油区西峰油田的一个地质开发区块,2009年正式投入开发,2011年至2013年大规模滚动产建,开采层位长8,是西峰油田的主产区块之一。该地质区块在开发过程中与同西峰油田白马南区、西峰油田白马中区相比,表现出较强的油井裂缝性见水、局部注水单方向见效的特征,2011-2014年产能大幅递减。因此遏制区域含水上升,实现"控水稳油",对缓解西41区开发三大矛盾,显得尤为迫切和重要。     

聚表剂驱在升30-26井区葡萄花油层的应用

升30-26井区位于升平油田中部,被3条断层切割在一个独立的封闭区域,井区油层厚度大,层内、层间和平面非均质性较为严重,主力砂体水淹严重,油井含水高、总体采出程度较低、措施挖潜余地小。为了改善井区开发效果,提高油田最终采收率,论证聚合物驱在我厂的可行性和适应性,优选该井区为三次采油先导试验区块。4口注水井于2007年4月28日开始聚表剂驱试验阶段,日注入量275m3,注入液浓度为1000mg/L。     

渤南义37块低渗油田注入水改性储层保护研究

针对低渗透油田注水水质引起注水系统结垢和油藏伤害问题,以渤南油田义37区块为研究对象,结合现场实际情况全面分析了该区块注入水储层伤害因素,通过室内实验提出了注入水水质改性和储层保护的方法。研究表明,应用强酸性苯乙烯系阳树脂对注入水进行水质改性,并在改性水中加入优选的2%MGPR破乳剂、6o%XCFP防膨剂可使注水防垢、防乳化、防膨一次解决,为该区块有效注水开发提供了技术保障。     

沉没度加药法在罗248区块的试验

本文主要针对环江油田罗248区块侏罗系油井结蜡周期短,容易发生蜡卡、蜡堵,无伴生气的实际情况,提出了如何用最少的药量达到最长的加药周期,提高低渗透油田的经济效益,高效利用清蜡剂化学清防蜡的观点。通过沉没度加药法和传统的液量加药法在罗248区块油井现场对比试验分析,提出了沉没度加药法更有助于环江油田罗248区块侏罗系油井的开发与管理。     

宝塔油田唐114区块长6油层油井见效特征分析

宝塔油田唐114区块长6油层为典型的低孔-特低渗透岩性油藏,油藏油水两相渗流区狭窄,等渗点约为0.1×10-3μm2左右,且油藏天然能量不足,进而导致原油不易流入井筒。因此,在生产过程中需进行压裂投产并补充地层能量以保证油井高产稳产。唐114区块于2012年开始全面实施注水开发,根据注水前后生产特征及油藏地质情况分析,唐114区块油藏油井见效特征为见效增油型和见效见水型两种。油井见效程度较低,仅为43.3%,见效周期普遍较长,平均568天。经过研究认为见水原因主要为:沿裂缝、物源方向,水线推进速度较快;局部高渗带区域,由于差异压实作用导致储层非均质性强,水线沿高渗带窜进;其他方向,水线进度缓慢。通过油井见效特征分析,对区块下一步注水措施调整治理指明了方向,为宝塔油田稳产上产奠定基础。     

台9区块开发井网进行水驱控制程度评价

本文针对台9区块存在的单井产能低,注水强度大,地层压力保持水平低,水驱效果不明显,注入水利用率低水驱控制及动用程度低等一些问题,从水驱控制程度这个方面对台9区块开发井网进行评价,为以后井网的开发调整和油田的产量提高起到一定的积极作用。     

水驱前缘监测技术在大415区块的应用

介绍了以摩尔-库伦理论为基础的水驱前缘技术,在新站油田大415区块对注水井实施水驱前缘监测,及时了解、掌握了注水井的水驱主流方向,明确了裂缝的发育方向,为预防油井见水、制定下步的注水政策提供了依据。     

胡尖山油田精细注水技术研究

近年来,特低渗透油藏的开发已逐步成为胡尖山油田原油生产稳定发展的主要潜力,但其物性差、产量低、多属岩性油藏、天然能量匮乏,故提高此类油藏的注水开发水平和相关经济效益,已成为胡尖山油田持续发展的关键技术,胡尖山油田的注水开发经历了注水开发试验、大规模注水开发、注水调整、精细注水四个阶段,注水开发后,随着动态的变化,采取了多种注水调整方式,取得了一定的效果,但后期又有新的矛盾不断出现,经过系统总结发现,不同的注采区块也具有一定的共性,即可以用驱动类型、开发阶段、渗流特征进行划分归类,分成不同的注水单元,这就逐步形成了精细注水技术。     

基于测井二次解释的胡尖山油田长6储层流体识别技术

胡尖山油田长6油藏是该地区出油井点多,实施效果好且增储潜力大的油藏之一。但由于长6储层非均质性强等因素而导致测井解释准确度较低,从而影响对其油、气、水分布特征判别及油气藏认识困难,本次研究在深入分析长6低电阻率油层成因的基础上,结合胡尖山油田长6储层岩心物性特征,优选储层参数建立更为精细的孔隙度和渗透率解释模型,并且利用分层位图版法和分区块图版法建立了长6储层流体识别方法,最后对研究区63口井的119个层位进行了测井精细复查,表明本次研究所建立的测井二次解释模型大大提高了解释精度。