多种测试资料在水驱深度调剖技术中的应用

萨中地区水驱进入高含水开发后期,低效无效循环严重,控水挖潜难度日益加大。本文综合运用多种测试方法,识别高渗透条带,优选出四口注水井进行水驱深度调剖,并对调剖井进行评价。为测试资料广泛应用于油田开发提供了新途径。     

国内外堵水调剖技术最新进展及发展趋势

油水井堵水调剖是严重非均质油藏控水稳油、提高水驱效率的重要技术手段。我国油田多数进入高含水或特高含水开采期后,常规的堵水调剖技术已不能满足油田生产需求,深部调驱技术的研究及应用等取得了许多新进展,在改善高含水油藏水驱开发效果方面获得了显著效果。通过系统分析国内外调剖堵水技术现状及存在问题,根据我国高含水油田开发现状及需求,提出了深部液流转向改善水驱开发效果的技术发展趋势,即立足高含水油藏开发后期实际需要,在重新认识油藏现状基础上,以廉价高效的深部转向材料开发为核心,开展深部液流转向改善水驱配套技术及机理理论研究,实现对高含水油藏深部水流优势通道的干预,使水流转向,达到改善高含水油藏水驱效率的目的。表3参22     

测井资料识别大孔道的方法研究

油田要稳油控水,提高水驱效率,治理大孔道势在必行.通过选择不同的示踪剂粒径测试工艺,结合动、静态相关信息,总结出几种根据同位素测井资料识别大孔道的方法.就各方法的利、弊进行分析,提高了测井资料的使用价值,为综合治理大孔道提供了有利的证据.实践证明,这些测井方法对油田的开发、提高采收率、降低含水有重要的作用.     

两种评价剩余油饱和度的测井方法应用研究

水驱开发油田的饱和度测井是在高含水期开发油田寻找剩余油的一种重要手段.为此,在室内进行了实验研究和方法分析,根据注入水及储层性质对测井特征的响应,重点解决了地层水电阻率、泥质的影响问题.采用激发极化与自然电位组合的测井方法和氯能谱测井方法进行了饱和度测井评价,并在水驱开发油田水淹层测井中进行了应用,取得令人满意的效果.     

聚合物纳米微球调驱技术在低渗透油田的应用及效果

低渗透油田由于储层物性差、非均质性强,进入中高含水开发期后,油藏水驱状况变差、水驱油效率降低,含水上升速度加快,油藏稳产形势严峻,常规手段控水稳油及提高采收率难度加大。因此,本文通过借鉴东部油田成功案例,结合低渗透油藏储层特征及室内实验基础上,应用聚合物纳米微球在油层中深部封堵和驱油的双重特性,开展先导性矿场试验,注入后试验井组水驱状况变好,试验井组提高采收率效果明显,有效丰富了低渗透油藏提高采收率稳产技术体系,为低渗透油藏提高采收率奠定了基础。     

低渗透油田高含水期储层物性特征及主控因素——以安塞油田延长组长6_1储层为例

为了找出低渗透油田高含水原因,解决低渗透油田高含水期高效开发的问题,针对安塞油田延长组长6_1开发储层,应用岩石薄片、铸体、扫描电镜和恒速压汞等方法,开展水驱储层物性特征和主控因素分析。研究结果表明,安塞油田延长组长6_1储层高含水原因与油水井之间的物性特征具有较高的正相关关系,物性特征越好,注水开发受效越早,见水时间越早,含水上升越快,相似连通性,见水时机与微观孔隙结构的好坏成正相关关系;水驱储层物性明显受沉积环境、埋藏深度和成岩作用控制,水下分流河道、河口坝、河道侧翼和前缘席状砂油井含水依次下降,受效依次减弱。     

G271区精细测井解释识别水淹方法浅析

G271长8低渗透油藏随着注水开发的推进,水驱开发矛盾变得日益突出,油藏呈现低产低效、产量递减快、高含水、加密区来水方向不明等开发难点,本文根据加密井与原始基础井网采油井测井解释对比,结合加密井试采情况,对水淹层测井解释评价,为后期油藏经济有效的挖潜与调整工作提供依据,从而提高油田的整体开发水平和最终经济效益。     

高含水后期预测含水的一种新方法

本文分析了甲、乙型水驱曲线在高含水后期预测含水时存在的问题,以西帕切夫曲线为基础并为其修正建立了三种含水预测模型。经大量实际数据检验,该方法适用于高含水后期水驱油田的含水预测。     

调剖堵水技术在高含水油井中的研究与应用

我国大部分油田开发较早,现今已经进入到水驱开发的后期阶段,油井大多数都是高含水油井,油井含水量增加使得石油开采量逐年降低,为了改变高含水油井的开采现状,提高石油开采量和开采效益,我们采用调剖堵水技术来调节高含水油井的产油量,通过将高渗透层封堵来提高注入水的波及体积,降低油井的产水量,提高油井的水驱采收率。本文对调剖堵水技术在高含水油井中的应用进行了分析研究,针对调剖封堵技术中的不足之处提出解决方法和建议。     

支持向量机在识别渗流优势通道中的应用

高含水老油田提高采收率,需要对水相在油层的渗流规律有清楚的认识,从而采取措施扩大波及体积,提高注入水的驱油效果.在长期的水驱过程中,油层内形成了一些渗流的优势通道,注入水优先在这些通道内流动,降低了驱油效果,增加了投资成本.因此,识别渗流优势通道成为高含水老油田提高采收率的一个重要问题.针对大庆油田杏树岗地区开发新井的测井资料,根据吸水剖面得到这个地区渗流优势通道在新井测井曲线上的反映,利用支持向量机对吸水剖面大于40%的生产井周围的新井测井曲线进行学习.然后对所有的新井的测井曲线进行了判别.在此基础上对预测结果进行随机插值成图,显示其渗流优势通道在平面上的分布.为油田的二次开发提供更详细的数据.     

油层大孔道调堵技术的发展及其展望

在注水开发过程中，注入水对储层孔隙、骨架颗粒、胶结物和油藏流体的作用等因素的影响，易在储层中形成大孔道。储层大孔道对油藏注采工艺有着重要的影响油层大孔道所具有的特殊性，即具有渗透率高、孔喉半径大等特点，要求堵剂具有相当的强度、适宜的固化时间、价格经济，为减少对中、低渗透层的污染还要求堵剂有合适的粒径。因此需要研制针对性强的大孔道封堵技术。自20世纪90年代以来，我国油田进入了高含水、特高含水期，封堵大孔道和低成本、高效的调剖剂的研究和应用在各大专院校和胜利、大庆、大港等油田有了很大的进展，现已形成了以颗粒类调堵剂、聚合物凝胶堵剂、颗粒类与聚合物凝胶复合堵剂为主的大孔道调剖堵水技术。文中调研了大量国内外资料，对油层大孔道调堵技术进行了回顾，对其发展前景作了展望。     

金湖凹陷高含水油藏开发特征与稳产对策

金湖凹陷于"七五"期间投入开发,目前部分开发单元已进入高含水期,油水分布状况更加复杂,注水利用率降低,高渗带水淹严重,局部井网不完善,水驱波及状况变差,迫切需要采取合理的开发调整方法,为油田后期的剩余油挖潜提供依据。高含水期油田开发的主要目的是控制含水、提高波及系数、改善水驱效果。针对高含水油藏开发中存在的问题,通过对不同类型高含水油藏的开发特征进行研究,分析影响油藏稳产的主要因素,提出了井网加密、改向水驱、细分开发层系、套管侧钻及调剖堵水等综合性技术措施与对策,改善了油田开发效果。     

长庆油田特低渗透油藏中高含水井调堵压裂技术

长庆油田特低渗透油藏进入中高含水期后受储层高渗带影响,常规重复压裂存在含水率上升、增产幅度低等问题。为解决该问题,根据典型油藏长期注采开发实际,采用油藏三维地质建模方法,结合加密井生产资料,研究了中高含水油井调堵压裂增产机理,分析了不同调堵压裂参数对油井重复改造效果的影响,提出了“前置调堵控含水、动态多级暂堵压裂提单产”的重复压裂技术思路。通过室内试验,研发了PEG-1凝胶,凝胶主剂质量分数为5%～10%时,可保持较高水平的凝胶强度;优化注入排量为1.5 m3/min,注入量为300～600 m3,可在裂缝深部40～80 m处封堵高渗条带;优化动态多级暂堵压裂技术,缝内净压力提高到5.0 MPa以上,实现了压裂裂缝由低应力区向高应力区扩展,以动用侧向剩余油。现场试验结果表明,实施调堵压裂后单井日产油量平均增加1.07 t,含水率降低9.0百分点,实现了中高含水井重复压裂“增油控水”的目的。该调堵压裂技术为长庆油田特低渗透油藏中高含水井重复改造提供了新的技术途径。      

基于稳定流法的低渗透储层渗流规律实验研究

通常对于低渗储层进行水驱油测试采用非稳定流方法,但该测试方法准确性较差,不能满足生产要求.为了更清楚地认识低渗透储层的油水运动规律,结合该类储层的地质特征,在考虑启动压力的情况下,采用稳定流方法研究低渗透储层低含水期流体的渗流特征.实验结果表明:在低含水期和高含水期,油水相对渗透率与含水率之间为非线性关系;在中含水期,随含水率的上升,油相和水相相对渗透率呈线性下降和上升.该研究成果对于提高低渗透油田的开发效果具有指导性意义.     

低渗透砂岩油藏注水诱导裂缝特征及其识别方法——以鄂尔多斯盆地安塞油田W区长6油藏为例

在总结注水诱导裂缝概念的基础上,阐明了注水诱导裂缝的基本特征及形成机理,提出了识别注水诱导裂缝方法,最后利用该方法对鄂尔多斯盆地安塞油田W地区长6油藏A0井组的注水诱导裂缝进行了识别。注水诱导裂缝为张性裂缝,其规模大、延伸长,渗透率高,纵向上不受单层控制,延伸方位一般与现今地应力的最大水平主应力或者油藏主渗流裂缝方向一致,并随着低渗透油藏注水的推进发生动态变化。长期注水开发过程中,若油井逐渐表现出方向性水淹且含水率变化曲线呈现出阶梯状上升,试井解释具有裂缝渗流特征,同时水淹井对应的注水井吸水剖面逐渐表现为指状吸水且注水指示曲线出现拐点,示踪剂或水驱前缘监测油水井之间表现出良好的连通关系,则可判定在油水井之间形成了注水诱导裂缝。     

大庆油田含钙薄互储层水淹层判别方法

大庆长垣西部萨尔图、高台子油层含钙薄互储层具有岩性复杂、孔隙度和渗透率低、单层厚度小的固有特性,致使储层四性关系混乱,测井响应有效信号减弱,注水开发后地层水电阻率难于确定.从原始油藏入手,以多元回归分析为手段,建立起水淹前实测纯油层、纯水层电阻率与测量环境、储层岩性及物性参数的内在关系.通过水淹后当前地层电阻率与纯油、纯水电阻率对应比较,找出水淹与未淹情况下油、水层电阻率的差异,在未知地层水电阻率情况下实现水淹层识别.经5口生产井19个水淹层检验,水淹层解释符合率达到89.4%.     

特低渗透率储层水驱油规律实验研究

为研究特低渗透率储层水驱油规律,文中选取鄂尔多斯盆地3个井区的57块岩心进行水驱油实验分析,并研究了特低渗透率条件下水驱油效率与渗透率大小、注入倍数、注水压力等参数的关系。岩心主要为特低渗透率岩心,渗透率大小为研究区长4+5储层、长6储层和长8储层渗透率范围。实验结果表明:驱油效率随着渗透率增加而提高,而且在渗透率低值阶段,驱油效率提高更快;随着注水倍数的增加,驱油效率提高,直到含水100%为止,但含水越高,增加幅度越小;在同样的水驱速度下,渗透率越大,驱油效率越高,如果水驱速度不同,采收率会产生波动,但存在一个最佳驱油速度,且渗透率越大,最佳驱油速度变大;随着注水压力增加,无水期驱油效率总体呈下降趋势,但含水期驱油效率随着注水压力增加而逐渐提高,当达到一个最佳注水压力后,驱油效率又呈下降趋势;层内非均质性越强,驱油效率越低。     

鄂尔多斯超低渗储层智能注水监控技术

鄂尔多斯超低渗油藏的注水开发存在如常规分注工艺配套费用高、人工作业复杂、分注合格率下降快且无法长期监测分层动态数据等问题,为此提出了智能注水全过程监控技术。该技术包括井下自动控制配水器、地面传输控制一体化装置及远程监控系统,应用流体波码技术及井下流量智能调节理论,实现了井下分层流量自动测试、自动调节,动态数据长期测试及存储,地面与井下远程无线数据传输,油田数字化系统实时监控等功能。2016年超低渗典型区块开展20口井现场试验,分注合格率95%。智能注水监控技术实现了精细配水,有效控制单层突进,减少无效水循,并真实掌握油藏开发动态过程,为实现油藏高效注水开发奠定了工艺基础。     

胜利油田低渗透水驱油藏含水变化特征及影响因素

生产中含水率的变化特征在一定程度上可以反映水驱油效果的好坏。见水早、含水上升快、水驱油效率低等问题一直困扰着低渗透油藏开发。水驱油藏含水率的变化问题属于岩石中油水两相渗流的范畴,含水变化特征必然决定于岩石物性、油水特征和驱动力等因素。针对胜利油田低渗透水驱油藏,通过大量实验数据分析了储层孔隙结构特征、原始含水饱和度、应力敏感性和驱替压力等因素对含水率变化和水驱油效率的影响。研究发现孔隙的连通性是影响含水上升规律的重要因素,而初始含水率主要是由原始含水饱和度决定,适当的控制驱替压力有利于控制含水率,提高水驱油效率。考虑到低渗透储层渗透率的应力敏感性,建议实施超前注水,避免压力下降造成的渗透率伤害,从而利于提高水驱油效率。