复合调剖体系在低渗透裂缝性油藏中的研究与应用

通过低渗透裂缝性油藏的特征，在认识油藏特性的基础上，认真研究堵剂性能与堵剂配方，认为采用水驱流向改变剂＋疏水统合聚物复合堵剂是治理裂缝性油藏见水井深部调剖的有效途径，在取得明显治理效果的基础上并提出有针对性的建议。为低渗透油藏后期的有效开发提供了技术支撑。     

姬塬油田池46区长8油藏见水机理及治理对策

由于油田超前注水开发,油井从2010年开始见效见水,油藏见水矛盾突出,损失产能严重。尤其油藏中部见水尤为突出且治理效果较差。经过从2010年到2013年持续含水治理,含水上升趋势虽然有所缓解,但含水仍然是该区最主要矛盾。主要从区块物性着手,从剖面非均值性分析,结合见水井沉积韵律,深入分析见水原因,从源头上查找治理含水上升问题,从而达到高效开发的目的。     

姬塬油田池46区长8油藏见水机理及治理对策

由于油田超前注水开发,油井从2010年开始见效见水,油藏见水矛盾突出,损失产能严重.尤其油藏中部见水尤为突出且治理效果较差.经过从2010年到2013年持续含水治理,含水上升趋势虽然有所缓解,但含水仍然是该区最主要矛盾.主要从区块物性着手,从剖面非均值性分析,结合见水井沉积韵律,深入分析见水原因,从源头上查找治理含水上升问题,从而达到高效开发的目的.     

复合调剖体系在低渗透裂缝性油藏中的研究与应用

通过低渗透裂缝性油藏的特征,在认识油藏特性的基础上,认真研究堵剂性能与堵剂配方,认为采用水驱流向改变剂+疏水统合聚物复合堵剂是治理裂缝性油藏见水井深部调剖的有效途径,在取得明显治理效果的基础上并提出有针对性的建议,为低渗透油藏后期的有效开发提供了技术支撑。     

安塞低渗透油藏水平井见水治理技术探讨

安塞油田是典型的"三低"油田。浅层开发和老区扩边采用水平井开发能有效提高单井产能,提高油田最终采收率。近几年,随着技术的不断进步,先后在长6油藏、长10油藏以及浅油层开发区完成了水平井73口,应用规模迅速扩大取得了显著效果,但部分水平井含水上升,产能递减大等问题日益突出。通过分析近几年水平井见水特征,明确了水平井高含水原因,研究见水水平井治理技术,开展一系列工艺试验,取得较好效果,为同类油藏水平井开发和见水井的治理提供了依据,对进一步提高水平井开发效果具有重要借鉴作用。     

一种水平井见水后分析及治理的新思路

水平井是目前油田规模建产的主要井型,随着开发时间的延长,问题逐步凸显,主要是受特低-超低渗透油藏天然裂缝和储层非均质性影响,水平井见水风险高,见水后依然采用的是定向井的分析和治理思路,未形成有效的技术体系,开发效果不理想。通过从见水的本质出发,应用测井、试井、双向调堵等技术,弥补目前水平井见水分析和治理方法的不足,从而提高整体开发效果。     

姬塬油田池46区长8油藏见水特征分析

池46区长8油藏小井距开发,具有原始地层压力高,地饱压差大特征,投入注水开发以后,注水敏感性强,受储层非均质性制约,油井易见水,2010-2012年连续三年油藏含水持续上升,因此,本文通过对注水开发后油井见水特征的研究,深入分析见水成因,实施有针对性的治理,总结出姬塬油田池46区长8油藏在注水开发过程中的油井见水特征及治理手段,从而科学指导油藏开发调整。     

长庆城壕油田西259区见水原因分析

长庆城壕油田西259区是2008年采油二厂的一个重点产能建设区块,区块储层物性差,微裂缝发育,投产初期暴露出见水早,见水快、部分油井投前水淹、产量递减大、注水不受效、稳产难度大的开发矛盾。本文针对油井见水早、见水快、投前水淹的现状,结合地质及开发动态特征从沉积演化、井网布置、注水方式、采液强度、加砂强度等10个方面分析了油井见水原因,并分析治理对策及效果评价,为后期油田开发提供相应依据。     

潜山油藏水平井立体井网井距调整方法

均衡驱替是注水开发井网设计的基本原则。对于以中高角度裂缝发育为主、纵向油层厚度大的潜山油藏,流体重力作用对立体井网均衡驱替有显著的影响。基于渗流理论,以水平井立体五点井网为例,建立了考虑重力作用时生产井见水时间的公式,给出了均衡驱替时注采井距公式,并选取油藏参数计算了均衡驱替时中心水平井的位置;同时,利用数值模拟方法对水平井立体五点井网中心注水井所在的位置进行了优化。结果表明:计算结果与数值模拟优化结果误差为4.73%,在实验允许的范围内,验证了计算公式的可靠性;随着中心注水井逐层上移,纵向上各生产井见水时间差先减小后增大;当注水井S2位于第6层时,生产井S1和S3见水时间差达到最小,实现了均衡驱替,此时采出程度最高,达到42.52%,比S2井位于11层时提高3.84%;均衡驱替时注水井S2到生产井S1和S3的距离之比为2.95。通过调整注水井的位置,减弱了重力作用造成的非均衡驱替,改善了开发效果。     

低渗透油藏正方形反九点井网见效见水关系研究

为了解决注水开发油藏见效与见水之间的定量关系问题,基于低渗透油藏油井见效时间及见水时间规律,推导出了低渗透油藏正方形反九点井网油井见效时间(速度)与见水时间(速度)的关系式。以鄂尔多斯盆地实际生产数据为对象,给出了计算分析结果：相同条件下,见效时间小于见水时间,而见效速度大于见水速度;见水时间与见效时间成正比,见水速度与见效速度成正比,见效快就意味着见水快;而且随着与注水井距离的逐渐增大,在某两处会出现见效时间与见水时间的比值、见水速度与见效速度的比值达到最大值的现象,在井网部署时应尽量避开这两处,在开发政策优化时应充分考虑这一点。该研究为低渗透油藏注水开发方案的设计及开发过程优化调整提供了理论依据     

油水同采技术在红连油田的应用

红连油田属于块状边底水油田，是吐哈油区第一个利用天然能量开发的油藏。根据油藏具有较活跃边底水能量的特点，制定了合理的开发技术对策，取得了年产油19×10^4t以上连续稳产7年的开发效果。随着开采程度的加深，油田见水井增多，含水上升速度加快，见水井产量明显递减。为了抑制油井井底水锥不断上升，减缓产量递减，2003—2004年，论证实施了油水同采技术，进行见水井治理，取得了较好的效果，并为下步继续改进单井稳油措施积累了经验。     

塔中西部奥陶系缝洞型油藏见水特征分析

塔中西部奥陶系缝洞型油藏以溶洞、裂缝为主要的储运空间,储层缝洞体发育,主要储层类型有洞穴型、孔洞型、裂缝型、裂缝-孔洞型,储层非均质性强,流体分布关系复杂。采用油井见水特征曲线法,以塔中西部一些典型采油井为例,结合生产数据,分析了油井见水特征,将其见水特征分为4种类型:水锥型、层状型、裂缝型、条带型。通过对研究区典型井生产动态曲线分析认为,水锥型、层状型、裂缝型见水对于日产油量下降影响达到66%左右,而条带型见水对日产油量下降影响则相对较小,不足50%。经过对研究区出水井平均含水率变化统计,平均含水率值小于60%井居多,综合认为本区尚处于低-中含水阶段。结合见水类型、生产特征及各自储层类型,提出有针对性的措施,从而达到降水增油的开发效果。     

丘陵油田陵二西区三间房组油藏注水开发动态特征

为解决吐哈盆地丘陵油田陵二西区三间房组油藏注水开发中存在的油井压力低、产量低、含水上升快和水井注水压力接近油层破裂压力等一系列问题，利用动态分析方法。对该区块注水开发动态特征进行了深入分析。结果表明：该区块油井具有单井多层、单层单向受效的特点，见水呈单层单向和双层双向两种方式。见效时间与见水时间有一定的正相关关系，当见效时间太短或太长时，都可能在见效后短时间内就见水；当见效时间为8～14month时，油井见效后过较长时间才见水。游离的小气泡所产生的气阻效应不应忽视。它可能是造成目前生产中存在问题的主要因素。油田动态特征还受砂体沉积相环境、构造、射孔、砂体的展布方向及储集层物性因素的影响。图1表1参20     

黄54水平井区见水油井治理对策探讨

黄54井区水平井投产初期高产,但随开发时间的延长,部分水平井含水上升、产能递减大的问题日益突出。在黄54水平井区精细地质研究的基础上,开展水平井见水规律及特征分析,明确水平井高含水原因,并对比评价见水水平井治理对策,为下步高效开发政策的制定提供依据。     

塔河缝洞型碳酸盐岩油藏油井见水特征浅析

高产油井突然见水是影响塔河奥陶系缝洞型碳酸盐岩油藏开发的主要因素,常规油藏工程方法很难解释、预测油井突然见水及含水变化规律。多年开发实践中,尝试采用管流方法分析油井突然见水现象,与管流典型特征(漩涡现象、回流现象)对应,探讨见水后邻井干扰造成的影响和波动规律,初步建立以管流为基础的缝洞型油藏见水分析方法,探讨水推油见水后的挖潜措施和油藏治理方法。此研究对塔河奥陶系油藏的动态研究和综合治理、改善开发效果有一定的指导意义。     

姬塬油田油水井双向调堵技术研究与应用

为解决姬塬油田罗1区块低渗裂缝性油藏在开发过程中注入水沿大裂缝窜流严重、水驱效率低的问题。本文在分析储层地质特征和流体性质的基础上,提出油水井双向调堵、综合治理的技术思路。对调堵工艺参数进行优化,同时优选了堵水剂、调剖剂,堵水剂选择中温凝胶堵水剂G542和高强度有机封口剂G521;调剖剂选择聚合物冻胶调剖剂TP-1和聚合物微球调剖剂WQ-1。现场采用段塞式注入方式,选择注采关系对应明显的注水井X175-15井和油井X175-16井成功实施了双向调堵技术。施工后,油井X175-16井日均增油3.62 t,含水由88.6%下降至54.7%。下降了33.9%;注水井X175-15注水压力提高2 MPa,调堵结束后两个月井组累计增油196 t,取得良好的降水增油效果。该技术为解决低渗油藏裂缝性见水提供了一种新的技术思路,具有一定的推广价值。     

渤海油田油水井治理技术与发展趋势

历经50余年的勘探开发,渤海部分油田逐渐进入开发中后期,低效井和关停井逐年增多,油水井治理已成渤海油田增产稳产和老油田挖潜的关键。但受限于海上地质、油藏条件复杂,作业成本高、风险高,非常规稠油高效开发制约因素多,海洋环境保护日益严格等难题,给油水井治理带来严峻挑战。为了促进渤海油田油水井治理技术的研究,系统分析总结了油水井低效成因,分析认为油水井治理的难点主要集中于地质构造复杂、找堵水困难、胶结疏松易出砂以及稠油低成本高效开发难度大等方面,综述了渤海油田油水井治理中短半径侧钻、水平井找堵水、水力喷射压裂、二次防砂和多分支井技术现状,探讨了渤海油田油水井治理技术发展趋势,提高和丰富渤海油田油水井治理技术手段,推动渤海油田"七年行动计划"增产目标的实现。     

基于非均质指数的窄河道油藏调剖选井方法

窄河道油藏注水开发中易水窜、储量动用不均,优选井组调剖十分重要.引入非均质指数,利用产油、产水量累计偏差双重因素,绘制产油产水非均质指数变化图,据图将油井分为4类,其中高油高水井、低油高水井、低油低水井筛选为疑似调剖井;选取目前 日产液量和含水率进行二次筛选,认为高 日产液量、高含水率油井为待调剖井.为优选调剖剂,应用...     

长庆低渗透油田水平井机械堵水工艺

为解决长庆低渗透油田多段压裂、注水开发水平井见水问题,结合水平井生产现状,分析了水平井见水规律及见水特征,研发了可捞式机械桥塞、水平井封隔器、桥式单流阀等配套关键工具,设计形成了水平井趾部、中部、跟部单段见水或多段见水的机械封堵工艺管柱,并成功应用于矿场。共实施8口井,有效率100%,累计增油2 841t,累计降水2 160 m~3,控水增油效果显著。该机械堵水工艺为见水水平井有效治理提供了重要技术手段。     

鄂尔多斯盆地某区块油井见水特征分析

针对鄂尔多斯盆地某研究区在注水过程中油井容易发生过早见水和水淹、产量下降快、采收率低的问题,利用见水特征曲线对研究区单井进行了见水特征分析,判断出单井的见水类型,根据不同的见水类型提出不同的解决措施。研究结果表明,研究区开发前期属于条带型见水;开发中期,裂缝发育的区块属于裂缝型见水,裂缝不发育的区块属于水锥型见水;开发后期,整个区块都属于层状型见水。