双河油田Eh_3Ⅶ下层系提高采收率研究

双河油田Eh_3Ⅶ下层系目前综合含水已高达97.15%、地质储量采出程度40.03%,处于"双高"开发阶段。如何改善油藏的开发效果,进一步提高采收率是当前的一项重要工作。利用分配因子、时变流线分析等多种方法综合判断优势流场,明确了高耗水层段分布特征;运用数值模拟技术,研究了多油层非均质油藏剩余油分布特征,明确了特高含水期可动用剩余油潜力区的分布;提出了主体区井网转化+大幅度动态调配技术、上倾区井网加密技术等"双高单元"提高采收率技术对策,为类似单元进一步提高水驱采收率提供技术支撑。     

水井浅调在塞261X油藏的应用

注水并化学浅调剖剂是在高渗透层形成凝胶体以堵塞岩石孔隙,降低其渗透率,有效地控制油井的含水上升,从而提高油藏的采收程度。靖安油田塞261X油藏,通过2013年以来的浅调措施,有效的实现了控水稳油。     

海上高含水油井分段开采的选井方法应用研究

海上边底水油藏一旦见水会迅速进入高含水阶段,而分段开采可以达到抑制高含水和延长油井寿命的目的。因此,可利用分段开采机理模型对含水上升影响因素进行敏感性分析,研究高含水油井分段开采的选井方法依据,并利用数值模拟方法进行验证。结果表明：1)底水油藏水平井含水上升影响因素敏感性大小排序为黏度>高低渗级差>高渗条带比例>最大产液>高渗段渗透率。2)根据生产动态、水平段地质资料及邻井资料将海上底水油藏高含水水平井见水模式分为线性见水全面水淹、点状见水局部水淹和多点见水全面水淹,其中点状见水局部水淹模式可进行分段开采。以典型井A1为例,利用所建选井方法流程判断含水率曲线为线状见水特征,开井含水高,水平段渗透率分段特征明显,Ⅲ-1小层水淹程度较高,A1井跟部水淹严重,且由于第1套夹层遮挡,A1井趾部水淹程度较低,为点状见水模式局部水淹,符合分段开采特征。3)针对点状见水局部水淹水平井,采用分段开采进行稳油控水,利用数值模拟方法模拟预测,分段开采方案开发较不分段方案产油量和采收率得到显著提升,验证了选井方法及分段开采的适用性。提出的选井方法流程可为现场水平井分段开采选井研究提供...     

基于核磁共振的复杂断块油藏微观动用均衡程度实验

目前胜利油田复杂断块油藏已进入高含水开发阶段,由于断块油藏特殊的地质构造特征,在不同构造部位的剩余油动用难度差异较大。为探究高含水期复杂断块油藏微观不均衡动用规律,利用三维胶结物理模型,结合核磁共振技术,研究断块油藏不同构造部位微观孔隙剩余油分布特征。结果表明:不同构造部位大中孔隙驱替程度高,动用程度差异较小,小孔隙中驱替程度较低且分布差异性大;在同一构造部位大、中、小孔隙的原油动用程度差别较大,顶部的差别最大,从微观孔隙的角度来看,顶部的动用不均衡程度最明显。从不同构造部位以及不同孔隙级别2个角度,综合评价断块油藏的开发潜力,为断块油藏剩余油的进一步挖潜提供方向。     

用密闭取心实验资料进行油藏水淹状况定量研究

文昌A油田主力油组ZJ2I已进入中高含水期开发阶段,由于储层内部钙泥隔夹层发育、纵向非均质性强,且海上油田取资料少的特点,使得油藏在该阶段的真实水淹状况、剩余油分布较难有直接的认识。利用密闭取心的压汞和饱和度分析两项化验资料得到的储层纵向采出指数,并结合油田开发现状可对油藏纵向水淹状况做定量评价,并反映水淹程度的影响因素,分析结果表明剩余油主要分布在油藏高部位,水淹程度随深度的增加而变强,物性差及钙层发育程度强的储层,水淹稍弱。     

边底水油藏开发中后期调整挖潜技术研究及应用

吴旗油田侏罗系Y10是典型的边底水油藏,主力油藏吴133、吴135经过30多年的自然能量开采,目前已进入"三高"开发阶段。油藏含水上升快,递减大,同时油田套损严重,稳产面临严峻挑战。项目通过深化油藏动态分析,加强剩余油的分布规律研究,合理中高含水期开发技术政策,寻求成熟的新工艺、新技术,实施控水稳油技术,有效的解决了制约油田稳产关键问题。     

陆相多层砂岩油藏特高含水期三大矛盾特征及对策

大庆喇萨杏油田为大型陆相多层砂岩油藏,目前已进入特高含水开发阶段,各类储层渗流特征发生明显变化,剩余油分布高度零散,液/油比急剧上升,控含水、控递减难度日益加大。通过室内水驱油实验、精细油藏数值模拟、小井距密闭取心井及生产动态监测资料分析研究,系统剖析了特高含水期平面、层间及层内三大矛盾的变化特征,分析了影响三大矛盾加剧的主要因素。通过典型区块和近年检查井逐井逐层剩余油精细剖析,总结了平面、层间及层内剩余油分布特征,建立了平面、层间、层内3个层次的精细结构调整模式,并在大庆喇萨杏油田6个水驱精细挖潜示范区得到成功应用,在含水率为93% 的条件下,取得4年产油量不下降、含水率不上升的良好效果,探索出了一种特高含水期老油田水驱精细、深度开发的新模式,为多层砂岩油藏水驱开发提供了可借鉴的经验。     

马北一号边底水油藏水锥影响因素分析

青海油田马北一号边底水油藏由于水锥的影响含水上升快,产量递减快,为此从开采方式、沉积韵律、射孔层段位置及射开程度、隔夹层的发育及位置方面分析了其对底水锥进的影响,并提出了消除这些影响因素的措施和建议。     

潜山裂缝油藏开发特征及挖潜方向

潜山裂缝油藏储集空间与渗流规律复杂,开发难度大,不同开发阶段制订合理的挖潜策略是决定该类油藏高效开发的关键。以渤海锦州A油田潜山裂缝油藏为例,在总结裂缝油藏产量递减快、含水上升快以及基质系统原油挖潜难度大等开发难点的基础上,采用数值模拟技术,研究基质系统和裂缝系统在不同开发阶段的供油特征,划分潜山三大开发阶段,针对不同开发阶段提出相应的挖潜方向。结果表明,开发早、中、晚期分别采用液流转向技术、周期注水技术及降压开采技术可充分控制含水上升速度,提高裂缝油藏的最终采收率。该项配套技术对于改善裂缝油藏开发效果具有广泛的实际意义,为同类油藏的开发提供借鉴。     

沈阳油田67块整体深部调驱技术应用效果

根据沈阳油田沈67块的油藏特点和水井吸水剖面情况,应用整体深部调驱技术来控制油井含水上升速度,提高二次开发试验区油层动用程度。在特定参数条件下采用合理的施工工艺将调驱剂注入目的层中,利用化学剂在油层条件下发生反应形成堵塞物,从而在纵向上改善吸水剖面,有效地限制高渗透层吸水,提高注水压力,启动新层吸水,在平面上改变后续注入水的渗流方向,扩大波及体积,提高水驱效率。通过现场应用效果分析,调驱对应油井含水稳定,油井液面降低,增油效果明显。本方法能较好地解决沈阳油田含水上升、水驱效率低、采出程度低的问题。     

塔河油田4区含水上升问题的诊断和分析

缝洞型碳酸盐岩油藏属于非均质较强的油藏,储集体横向变化大,油水变化规律性差。目前国内外虽然有很多关于控水方面的研究和技术,但大多是针对如何堵水的工艺和化学技术,很少涉及地质、油藏和含水上升问题的机理。实际上油井含水上升有多种多样的机理,机理不同,控水的措施就有所不同,因此控水的关键是含水上升问题的诊断。根据新疆塔里木盆地河油田4区的生产动态数据,采用CHAN的水油比诊断图等方法,从地质、油藏工程的角度分析了碳酸盐岩油藏含水上升的机理,对油田的含水上升问题进行了初步诊断和分析,为油藏下一步开展切实有效的控水稳油措施提供了依据。     

春光油田排2单元稀油岩性油藏油井含水变化规律研究

春光油田排2单元具有"埋藏浅、油品好、采油指数高、边水能量强"的特点,以油藏数值模拟技术为主,结合油藏工程方法的综合研究,重点分析了排2单元油井见水后含水率变化特征和上升原因,以及水淹井措施治理后含水变化情况,明确了强边水稀油油藏的含水变化规律,为油田的高效开发提供技术支持。     

高含水油藏开发效果评价

开发效果评价旨在深化油藏开发规律认识,预测开发变化趋势,制定出切合实际的技术经济政策和调整措施,指导油藏更加合理的开发。本文以中渗高含水油藏为例,对其层系组合、井网密度的合理性进行了综合评价,并通过含水上升规律的拟合和预测,水驱采收率的计算与对比,对油藏目前所处的开发阶段进行了判断,指出了今后开发的方向。     

用于多层油藏层间干扰预测的渗流阻力计算方法

通过计算多层油藏水驱过程中各层渗流阻力与层间阻力差异,可直接表征层间干扰程度及其在开发过程中的变化,但目前渗流阻力公式存在计算复杂或精度不高的问题。基于Buckley-Leverett理论,提出一种新的一维油水两相渗流阻力计算方法,并验证了其准确性。基于该方法进一步提出了多层油藏水驱过程中层间阻力差异计算流程,可用于预测和分析开发过程中层间干扰变化特征。结果表明:本文方法与数值模拟结果一致性较好,相对误差低于12%,渗流阻力变化可分为线性、渐缓和近平缓3个下降阶段,分别对应无水采油期、中-高含水期和特高含水期;多层油藏水驱过程中层间阻力差异在高渗透层进入特高含水期后达到峰值,可作为调控措施转换节点;渗透率级差增加将使层间干扰程度迅速增大,因此多层合注油藏及早实施调控措施至关重要。     

油藏见水特征分析及治理对策研究

本文研究了L42-15~L54-11侏罗系边底水油藏的见水特征,得出采出程度与含水分布呈正相关性,整体含水率曲线呈凹型上升;依据油井见水后生产时间与含水上升形态,将单井含水率变化分为3类,分别为含水缓慢上升型、宽波动式上升型、快速上升型。总结了5种见水受控因素,其中,局部采液强度过大、平面水驱不均、采出程度加大是油井见水的主控因素。针对油藏开发的矛盾,提出了4类治理意见,首先要精细注采调控,合理注水强度、注采比、采液强度以及生产压差;对于裂缝性见水且底水能量较强时,可采取打软隔板堵水,抑制底水上升速度;对已处于高含水期且有潜力层的油井实施补孔挖潜;对初期采液强度过大导致含水快速上升至90%以上的井,可实施封层挖潜,使水锥回落后调小参数生产。     

一个小型碳酸盐岩潜山油藏动态特征

涠10-3北油田是一个小型碳酸盐岩潜山油藏,弹性水压驱动类型,底水能量充足,利用天然能量可以不注水开发油田。其开发动态特征:底水锥进,油井过早见水,含水上升速度快;产量迅速下降,没有稳产期;含水上升速度及产量递减率随采油速度增大而增大;不能以加大生产压差来增加采液量;具同一压力系统及同一油水界面。水驱曲线法计算,目前可采程度低,仅14%。产量过大,超过极限产量是油井提前见水的主要原因。建议控制油井产量在极限产量的30.0%~50.0%,采油速度以2.0%为宜,油层射开程度10.0%。     

滨里海盆地K区块稠油油藏水淹层测井响应研究

滨里海盆地K区块稠油油藏储层类型独特,目的油藏埋深较浅.针对哈萨克斯坦K区块开发后期含水上升快的问题进行研究,分析研究区开发后期水淹层测井响应特征,建立符合盐上稠油油藏的水淹层测井解释方法及水淹级别划分标准.结果表明,K区块为注入水水淹,水淹程度为中水淹,储层的孔隙度、渗透率、含水饱和度在水淹后均增大,泥质含量没有明显...     

水平井选择性化学堵水技术在冀东油田浅层边底水油藏的研究与应用

冀东油田浅层油藏为边底水驱动油藏,天然能量充足,油水层间隔层较薄,在开发过程中易形成边底水突进、水窜、水淹,油井含水上升速度快。油田进入高含水或特高含水注水开发阶段后,油层平面、层间及层内矛盾更加突出,注入水常沿高渗透层或韵律层突入油井,导致油井产能下降,严重影响油田的开发效果。为解决这个问题,采用了选择性化学堵水技术,在冀东油田浅层区块开展了试验。现场应用效果表明该堵剂的降水增油效果比较明显,提高了原油采收率。     

江汉油区含水变化规律分析

通过分析江汉油区不同油藏类型、不同储层类型油田的含水与采出程度的变化关系，结合油田开发工作实际情况，分别总结出潜江组、新沟嘴组油藏的含水变化规律。潜江组油藏含水上升曲线呈S型，控水调整效果好；新沟嘴组油藏含水上升曲线呈直线型，控水调整效果差，针对不同类型油藏的含水上升规律提出了分类治理的建议。     

新14区延9油藏中高含水期稳产对策研究

绥靖油田新14区延9油藏目前地质储量采出程度高19.9%,油藏开发阶段即将由中含水期进入高含水前期,含水上升趋势明显,稳产难度增大,因此通过该油藏沉积相、储层特征、构造特征等地质研究上,运用油藏精细数值模拟、动态分析等方法,系统分析了油藏的初期射孔位置、射孔程度、注采比、采液强度及生产压差,形成了一套边底水油藏中低含水期、高含水期高效开发的技术思路,为油藏的开发提供科学技术支撑。