高压分注工艺技术在文南油田的应用

1概况文南油田随着开发的不断深入,油井含水逐年上升,层间矛盾日益突出。为达到稳油控水的目的,实施分注工艺,目前文南油田共有注水井235口,开井144口,开井率61.27%。全油田平均日注13724m3,平均单井日注92m3,平均注水压力36.7M Pa,常压井2口,高压井233口。笼统注水井开井73口,     

一次防砂多次注汽采油技术在孤东油区的应用

目前孤东稠油单元总井561口,开井445口,日产油1297.9t,单井日产油3.4t。稠油开采主要采用注汽吞吐开采方式。采用这一生产模式,存在单采成本高,占井周期长等弊端。一次防砂多次注汽采油工艺,采用下入防砂管柱后进行多轮次注汽采油,有效延长防砂周期,提高油气比,实现低成本高效率开发。     

高四～六区东部水驱封堵井动态反映特点研究

高四～六区东部于2005年10月开始三次采油,三次采油投入开发后,高四～六区东部的水驱、聚驱和水驱、三元驱在平面上交错分布。为减少三采对水驱的干扰,对水驱60口油水井的青Ⅰ1-青Ⅰ33油层进行封堵,封堵注水井注入能力下降,封堵采油井的产量下降,封堵井的注入、产出剖面发生了很大改变。因此,有必要对封堵油水井进行深入分析,为进一步改善封堵井的动用状况提供依据。     

孤岛油田东区Ng3稠油剩余油分布研究及综合调整

孤岛油田东区Ng3稠油单元采用热采方式开发,单元南部井网未加密区及单元北部强水侵区储量动用状况较差。在单元潜力分析及依据评价基础上,对南部井区实施井网加密,将200×283m反九点法井网加密为141×200m五点法井网;对单元北部实施稠油水淹层顶部水平井挖潜。本次调整是在现有认识的基础上对东区东Ng3稠油进行整体调整,部署新井20口,提高储量动用程度。方案实施效果较好,调整后井区日油水平由375t上升至554t,含水由84.6%下降至82.1%。     

M油田C2井区阜三段油藏稳产对策研究

M油田C2井区阜三段油藏2012年投入开发,初期靠天然能量开采,2013年1月转注水开发,注水井层间矛盾突出形成单层突进,注水效果差。为了提高C2井区阜三段油藏开发效果,本文通过对阜三段油藏沉积特征、储层特征等进行研究,建立三维地质模型,并开展剩余油研究,提出阜三段油藏注采井网调整及稳产方案,方案部署调整井1口、注水井实施分注,方案实施后区块开发效果显著,日产油由初期的39 t/d上升至51.16 t/d。本文为M油田C2井区阜三段油藏稳产增产提供了重要依据,以及对苏北其它油田稳产具有一定的借鉴意义。     

肯基亚克油田化学解堵剂BKJ-1的研制与现场试验

截止2006年12月底,肯基亚克油田盐下油藏共完钻75口井,其中参数井2口、普查井及探井37口、开发评价井及设计注水井36口。CNPC在阿克纠宾投资以来共完钻33口井。其中2002年2口,2003年5口,2004年10口,2005年9口,2006年7口。截止2006年12月底,累积产油495．5446万t,采出程度4．45％,采出可采储量的17．30％,其中,石炭系累积产油462．1482万t,采出程度5．99％,采m可采储量的19．96％,盐下油藏月产油量15．56万t,日产油5020t,与2005年12月相比,日产油减少386t,下二叠系累积产油33．3963万t,采出程度0．98％,采出可采储量的6．09％。与2005年12月比较,2006年12月日产油量减少了7．15％。     

三次采油现场分析

XQ三次采油开发已进入二次返层阶段,目前三采井网返层SⅡ1～9,同时水驱井网配合封堵,补开三采后层段进行储量释放。XQ补开PⅠ1～4层段,目前已补开油井35口,水井27口;西过一、二条带补开SⅡ10～SⅢ10,目前已补开47口,其中油井23口,水井24口。统计油井补孔效果平均单井日增油仅有0.2吨,与补孔方案预产相差甚大。通过分析发现,XQ区块补孔效果主要与原西聚井网注采流线关系相关,位于主流线方向或同井场的水驱油井补孔后含水上升明显,措施效果差,位于分流线方向及断层边部注采不完善区域,剩余油富集,增油效果明显。     

微生物驱油技术在后续水驱阶段的可行性试验

经过近十年的注聚开发,萨南油田南二区葡I组油层处于聚合物驱油后续水驱阶段,目前的注入井注入的溶液是经过处理的油田污水,采油井采出液的平均综合含水是97.6%,区块的采出程度是64.75%,聚合物驱油累计增油390.2万吨,提高采收率19.88个百分点,提高采收率方案设计9.8个百分点。在2011年11月,大庆油田勘探开发研究院对南二区东部的注水井南2-2-P40及井区的4口采油井开展微生物吞吐和微生物驱油现场试验,将对采油井微生物吞吐和对注水井注入微生物菌溶液、聚合物混合溶液组合在一起进行试验,化验注入液和采出液的组分检查微生物菌液的物理化学性质和与岩石及其流体的适应情况,判断微生物菌溶液驱油技术在萨南油田南二区东部葡I组油层经过聚合物驱油后的注入油田污水开发阶段中是否能应用,其应用的效果如何。     

提高抽油井机采系统效率的做法及效果

通滨管理区主要管理着纯62、纯107、纯111区块及外围的纯64-3和F158等9口偏远井。目前,管理区油井开井54口,日油能力80t/d,综合含水64%。通过提高机采系统效率方案的实施,系统效率从2008年12月的19.1%,提升到2010年12月的29.8%     

聚合物驱油注聚中期解堵试验研究

污水聚合物驱油是目前大港油田开展的三次采油主要方法,在聚合物干粉溶解及聚合物溶液注入过程中,由于聚合物本身存在的不溶物和溶液中的"鱼眼"被注入地层,在注入井近井地带造成堵塞。为确保污水聚合物驱油的整体效果对井底堵塞物进行室内实验分析,对注入井近井地带进行化学剂解堵施工,解堵施工效果:1西9-8-5注聚井经解堵施工后注入压力由解堵前的11.5MPa降低至解堵后的9.3MPa,压力降低2.2MPa;2该井解堵后转注压力为9.3MPa,可以完成50m3/D的配注量;3从西9-8-5注聚井解堵前后的注水注水指示曲线结果表明经过化学剂解堵后该井吸水指数得到了明显的改善,达到了预期的解堵目的。     

东濮凹陷文、卫、濮结合部结盐油井采油工艺技术

东濮凹陷文、卫、濮结合部包括卫 3 1 7、卫 42、卫 43、濮98、文 98、濮 85、濮 97、卫 79、文 90等九个开发单元和卫68、濮 95、濮参 1、濮 1 3 2四个试采区块 ,位于河南濮阳、清丰、范县和山东莘县两省四县交界处 ,为一南北长 1 8km东西宽 1 .5 km狭长条块 ,共发现沙二上、沙二下、沙三上、沙三中、沙三下、沙四六套含油层系。目前已正式动用含油面积 1 4.9km2 ,动用石油地质储量 1 0 66万 t,标定可采储量 2 93万 t,采收率 2 8.0 4%。目前开井 1 1 0口 ,日产油5 0 0 t,结盐井 80口 ,结盐井占开井总数的 72 .7%。1　结盐井的开采技术难题…     

套损井机理研究及治理措施

纯梁采油一矿纯化油田除C62以外的10个区块以及梁家楼油田的5个区块C47、C56、C41、T84和梁南s2,目前共开油水井437口。统计1982—2009年5年期间,套管损坏油水井238井次。套损形式十分严峻,套管损坏不仅造成注采失衡,而且大大降低了套损区井的措施增油效果,通过不断完善套损井治理措施和防治对策,提高了修井质量,对套损井增产增注措施提供了技术保障。     

塔河油田于奇西地区油藏开发特征及增产对策

于奇西地区处于阿克库勒凸起北部,成藏条件较好,是塔河油区外围重要的油气勘探区。该文通过油井的生产动态分析研究区具有油稠、天然能量低、储量动用程度低的特征。针对这些开发特征提出几点对策:注水替油、催化裂解、注CO2和增加新井。在此基础上,结合研究区各井的钻井、地震和测井资料分析认为,YQ5、YQ5-1、YQ5-3X、YQ5-4、YQ3-1、YQ3-2和YQ9井具有注水加裂解剂的潜力,在地面现场条件具备的前提下也可通过注入CO2达到降粘的效果。此外,可在YQ5井区适当增加新井以提高储量动用程度。通过此次研究,解决了开发过程中遇到的难题,确保了油藏高效开发。     

化学调堵提高断块油藏采收率技术应用

注水开发是目前国内油藏主要稳产、增产的开发方式,但因平面、层间非均质性,油井受效方向单一,甚至注入井与采油井形成水淹通道,俗称高耗水带,制约油田稳产。为缓解平面、层间矛盾,必须进行油藏深度调堵,本文重点介绍如何应用化学堵剂治理S8-6断块高耗水带,该断块为2注6采井网,历年受效井4口,注水井S8-9于2018年9月实施化学堵水,实施化学堵水后流线得到改善,平面波及系数进一步提高,2019年新增受效井2口,二次受效井2口,井组日产油从31 t增加至44.02 t,实现最高日增油13.02 t,提高井组采收率0.44%。     

大路沟油区长2油藏注水开发对策研究

大路沟油田长2油藏，地层能量不足、局部注采井网不完善、注采剖面问题突出、长停井及低产低效井比例高。共有注水井30口，控制油井72口，水驱储量控制程度为71.0%。长2油藏油水井比例达到2.9:1,整体注采井网较完善。长2目前地层压力保持水平、含水上升率均较低，需要加强注水补充地层能量，长2油藏预测采收率分别为22%。在前期大量地质研究的基础上，制定注水开发对策。     

洼38块沙三油层停产井挖潜对策研究

洼38块沙三段油层开井数只有34口,而停产井数高达88口。通过对油井停产原因和潜力的分析。采取综合治水、转换开发方式、侧钻水平井、注采一次管柱泵与配套工艺相结合、以及打捞解卡、套管整形等综合技术,恢复停产井32口,累计增油17523t,实现了沙三油层的有效开发。     

注水井吸水差原因分析及治理对策探讨

<正>1一矿地区欠注井基本情况目前一矿地区共有注水井247口,其中分层注水井229口,笼统注水井18口。应开井224口,分层注水井219口,笼统注水井5口。经统计,截止2014年12月全矿共有欠注的分层注水井共48口,占注水井开井数的24.6%,占分层注水井总数的21.9%,共有欠注层段103个,占欠注水井总层段数的60.5%,在平均注水压力12.5MPa下,平均单井日欠注29m3。欠注井数的增加,严重影响了剩余油的挖潜,影响油田的最终采收率。     

通达山区长6油层注水开发可行性论证

通达山区长6油层目前主要以自然能量开采为主,仅在区块南部有15口注水井。区块注采井网不完善,地层压力保持水平低,仅为35.4%,地下亏空严重。研究区目前日产油量小于0.1t的油井占开井数的58.3%,低产低效井比例大。大量的低产低效井导致区块采油速度低,采出程度小,目前仅为5.33%。储层有丰富的剩余油及可观的开发潜能。区块油层连通性好,储层敏感性试验显示适合注水开发。因此,区块急需开展注水开发工作,尽早补充地层压力,提高油井采油速度,最终达到提高采收率的目的。     

徐家庄油田纪五原油外输点脱水方案的实施与应用

<正>前言徐家庄油田纪五原油外输点现负责5口生产油井储油外输,分别为:纪5-1井、徐11井、徐7井、徐26井、徐25-1井,此5口油井的总液量80m3/d,生产原油5t/d,平均综合含水93%左右。1纪五原油外输点脱水方案的提出环境因纪五原油外输点涉及的5口油井总日产液量     

冷43块油藏剩余油分布研究

剩余油的形成与分布受多种因素影响控制,如油藏构造、微构造、沉积微相、微观特性、储层非均质性、流体性质等,同时受井网条件等各种开发因素的影响。截止目前,冷43断块区S3^2油层共投产各类井287口,注水井43口,生产井244口,断块核实累产油354．8009&#215;10^4t,累产水165．5714&#215;10^4m^3,综合含水56．48％,采油速度0．71％,采出程度10．71％。油藏含水率较高,开采难度较大,本文应用动态分析法研究平面水淹状况,根据水淹程度预测剩余油分布规律,指出了剩余油相对富集的部位,为油田日后的开发奠定基础。