油房庄T9油藏储层非均质性及水驱规律研究与应用

油房庄油田T9油藏经过长期注水开发,油井含水上升,油藏水驱不均,平面、剖面矛盾突出。本文主要从储层非均质性入手,结合动静态资料,分析其注水见效情况及水驱规律,研究认为T9油藏非均质性较强,水驱受效明显;油井见水主要受边水侵入、注入水突进、底水锥进等因素的影响;注入水沿高渗条带形成优势渗流通道,导致局部水驱不均;为封堵高渗层段、均衡油藏水驱实行堵水调剖、优化注水等开发技术政策,指导油田高效开发调整。     

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。     

利用指进现象调整油藏高含水期注采结构

注水开发油藏储层各小层之间的物性差异会引起水驱前缘的不均匀推进，即形成指进现象。储层渗透率差异、油水黏度差异和储层倾角等都会影响指进的程度。储层渗透率差异和油水黏度差异的增加会加剧孔道内油水流动速度的差异，进而加剧指进现象；而储层倾角的增大则使水驱前缘的含水饱和度增大，移动距离变小，有利于削弱指进现象。在油藏高含水阶段，指进现象十分明显，会严重影响油田水驱的开发效果。通过对指进现象的研究，分析形成指进现象的原因，进而利用指进现象调整油田开发的注采结构模式，为改善高含水期水驱油藏的开发效果提供理论指导。     

影响已见水油井的因素及分布规律

对于水驱开发油田,在油田开发中后期,油井见水且含水不断上升是不可避免的,这都是由于油层的非均质性以及油水井措施调整方案的不当,导致注水推进不均匀,引起注水突进,造成部分油井含水迅速上升或水淹,形成低效无效井,影响产量。因此归纳总结油井见水的原因,见水井的分布规律及影响因素,选择合适的堵水调剖技术显得十分关键。     

安塞油田长6油藏堵水调剖效果分析

安塞油田长6油藏,受储层非均质性影响较强。随着开发时间的延长,油藏平面及剖面上的矛盾日益突出,注入水单向或多向突进导致油井含水上升速度较快,制约了油藏的整体开发效果。近年通过实施注水井深部调剖措施,封堵优势见水方向,扩大水驱波及体积,提高水驱动用程度,达到稳油控水的目的,对油藏的稳产起到了较好的作用。本文重点对历年的注水井深部化学调剖效果进行了分析,并对该技术措施在油藏开发中的适应性进行了评价,为今后同类型油藏的开发调整提供了方向。     

聚合物微球调驱技术在姬塬油田元A长9油藏的应用

元A长9油藏为三叠系特低渗透油藏，含油性好，渗流能力强，但受储层敏感性及非均质性影响，注水压力高，提压过程中导致动态缝开启，注入水沿高渗通道单向突进，加速油井见水，常规注采调控已无法满足油藏高效开发需求。通过在该区开展聚合物微球调驱试验，采用50nm粒径聚合物微球，在注入浓度为1 000mg/L,注入量为0.3PV时，有效封堵水驱高渗带，扩大水驱波及体积，提高低渗储层动用程度1.1%,递减大幅下降12.4%。证明聚合物微球调驱技术是该区开发中后期提高采收率的有效手段之一。     

预交联颗粒调驱剂在文南油田的应用

文南油田具有断块小、埋藏深、压力高、低渗透、温度高、矿化度高、储层非均质等地质特征。在油田注水开发过程-中，由于非均质性，单层突进严重，导致了油田含水上升快，水驱控制和水驱动用储量低，注水开发效果变差。为提高采收率，开展了注水井调驱可行性论证，本文主要通过预交联颗粒凝胶在文南油田的矿场试验，探索高温高盐油藏提高采收率的技术。     

注水井深部调剖技术在安塞油田的适用性评价

油藏天然裂缝发育及局部高渗带的存在,导致裂缝主向或高渗带方向油井含水上升快,侧向油井见效程度低,水驱波及系数小,影响油田开发效果。为了进一步改善水驱开发效果,提高原油采收率,在对长6储层地质特征及水驱渗流规律深入认识的基础上,开展了以注水井深部调剖为治理手段的工艺技术措施。通过矿场试验,进行了施工排量、施工压力、堵剂用量、段塞设计等施工参数优化设计,明确了堵水时机及选井原则,形成了适合安塞油田裂缝性油藏注水井深部调剖工艺技术体系,取得了一定的开发效益和经济效益,为安塞油田裂缝储藏高效开发提供了有利的技术支撑。     

氮气泡沫驱油技术在改善井组注采关系上的应用

对于水驱开发的油藏,受井网布置、储层非均质性及注水政策调整的影响,随着开发时间的延长,开发矛盾日益突显,在纵向上,主要表现为层间吸水或采出差异性越来越大,单层突进现象明显,注水波及体积较小,严重限制了物性较差储层产能的发挥,导致各层动用极不均衡。在平面上主要表现为沿物源方向或者裂缝发育方向油井水淹重,注采敏感,而垂直物源或裂缝方向油井能量补充不足,水驱效果较差。水驱油的压力系统将越来越满足不了开发的需要,在目前的开发模式下,如不转变开发理念,进一步提高井组采收率的手段和空间都将十分有限。为了改善开发效果,提高剩余油动用程度,在新立油田M区块选取一个注采单元试验了氮气泡沫驱油技术。氮气泡沫流体以其"堵大驱小,遇油消泡遇水稳定"的特点,在改善井组开发效果上起到了很大的作用,为注水开发油田进一步提高采收率提供了全新的思路和方法。     

高含水油藏CO_2驱机理深化研究

CO_2是高含水油藏提高采收率的有效手段,但高含水油藏驱替机理比较复杂。本文应用室内试验研究表明,CO_2驱替孔吼半径为0.01μm,能够驱替水驱驱不到的剩余油;高含水油藏CO_2-水对储层岩石溶蚀作用导致渗透率、孔隙度增大;油藏条件下,CO_2在油中的溶解能力是在水中溶解的9.7倍,注入的CO_2主要溶解的地层原油中。研究成果对高含水油藏CO_2驱提高采收率技术现场实施具有重要指导意义。     

涧峪岔油田提高采收率技术研究

涧峪岔油田属于典型低渗透油藏,经过5年多的注水开发,储层孔隙结构和渗透率发生了很大变化。层内及层间矛盾进一步加剧,形成了高渗带及渗流优势通道,水驱状况和剩余油分布日益复杂,油田稳产难度不断加大,综合含水83%。这不仅大大影响了原油的采出程度,而且增加了采油成本。为了提高水驱采收率,必须对大孔道和高渗透层进行封堵。调剖技术作为降低油井含水和提高原油采收率的有效手段,成为涧峪岔油田持续发展的关键。     

裂缝性低渗油藏复合体系协同驱油适应性研究

针对低渗油藏注水开发过程中对储层微裂缝简单调驱后，注入水易沿高渗条带发生绕流造成开发效果严重受限的问题，评价了泡沫体系起泡、稳泡性能和一种改性淀粉凝胶成胶性能，开展了泡沫微观调驱和裂缝性低渗岩心复合体系协同驱油实验，并利用径向流模型模拟油藏实际井网对复合体系协同驱油适应性进行了验证。实验结果表明：起泡剂和稳泡剂最佳质量分数分别为0.5%和0.1%，改性淀粉凝胶体系成胶后具有较高强度和突破压力；注入泡沫体系后水驱，小孔隙微观驱油效果较前期水驱提高14.21%，其在渗透率级差约为30时具有更好的调剖性能；裂缝性低渗油藏水驱过程中，采用改性淀粉凝胶联合泡沫协同驱油效果最佳，其较注入单一改性淀粉凝胶或泡沫体系后水驱采收率可分别提高22.17%和46.07%，且径向流模型验证实验表明该协同驱油方法在裂缝性低渗油藏的适应性较好。     

D油田高渗砂岩稠油油藏调剖技术研究及应用

D油田为河流相沉积的稠油油藏,储层非均质性强,经过长时间的注水开发,油层内部形成大孔道,注入水在大孔道内低效或无效循环,严重影响了水驱开发效果。注入水突进严重,利用软件模拟,该油田强水窜通道渗透率高达10 D,目前该井日配注量1 750 m3,综合含水为95%。因此,有必要进行D油田高渗砂砾岩油藏进行调剖技术研究,通过对油藏的分析、体系的研发、配方的筛选、工艺的设计,得到了一套针对高渗砂岩稠油油藏调剖技术,通过该技术在D油田的应用,在有效期内受效井增油4 924 t,取得了较好的稳油控水效果。     

靖安油田五里湾一区裂缝发育规律研究

裂缝发育的规模与形态,对油藏的开发起着至关重要的作用,尤其是对低渗透油藏来讲,一方面增加了油层的吸水能力,弥补了储层渗透率低的不足;另一方面也因裂缝的影响,部分井容易沿单向突进,而造成含水上升,水驱效果明显降低,影响了采收率的正常提高。因此,对油藏天然裂缝发育规律及人工裂缝进行研究是十分必要的和必须的。     

胡状集油田分层注水开发对策

影响胡状集油田注水开发效果的主要因素严重非均质,为此开展了多层水驱油室内试验及分层启动压力测试,提出开发层系层间渗透率级差控制在6倍以内,对不同的渗透率级差及启动压力差值的井、层采取不同的调整措施,不断提高水驱动用储量,提高油田采收率。     

暂堵酸化技术在姬塬油田三叠系的应用

一般土酸酸化只能使高渗层、大孔道或裂缝得到进一步酸化,加大储层之间的渗透率差异,造成出水孔道与出油孔道的相互沟通,从而使油井酸化后的采出液中,含水上升,增油效果不显著。暂堵酸化技术是把聚丙烯酰胺溶液携带暂堵剂先打入地层封堵高渗透大孔道地层或裂缝,在高渗层及部分中渗层中形成低渗透滤饼,再向地层中挤入土酸使低渗及堵塞油层得到有效酸化,由于暂堵剂具有酸不溶、水不溶、油溶的特性,可以从根本上改变油水两相渗透率,达到增产增油的目的。     

沈67块“增水稳压提液”措施应用与效果评价

沈67块为注水开发区块,目前已到了中、高含水期。随着注水的持续开发,该块油藏相对的高渗透、大孔道层段又起主导作用,使得注水延大孔道方向前进,导致油井含水上升速度较快,水驱油效果变差。我们通过对该区块储层物性及开发历史研究分析,结合油水井目前生产动态变化情况,改变常规控水稳油开采方式,实现通过调增配水不断洗油的良性循环,实现区块水驱采出程度的提高。     

石场子油区长2油层水驱动用状况分析及综合治理

石场子研究区进入中高含水开发阶段,因低产、高含水等原因已累计关井130余口,部分井组油水井注采对应关系差,水驱储量动用程度低;部分井注水突进问题明显,影响水驱储量控制程度低,油藏整体表现为油井自然递减增大、含水上升率抬升的趋势,水驱状况不清楚,严重困扰了后期的油田稳产综合治理。本文以延长组长8油藏为目标,重点研究油藏水驱动用状况,评价注水开发效果,寻找开发中存在的主要问题,提出综合治理调整意见,指导油田稳产。     

不同压力梯度油水相渗曲线特征和剩余油分布状态及应用研究

油水相对渗透率对注水开发油藏后期进行提液稳产具有决定性作用.选取渤海油田某区块物性相近的天然岩心,测定不同压力梯度下油水相对渗透率曲线,利用玻璃刻蚀技术研究了不同压力梯度下剩余油形态变化特征,从微观角度分析了压力梯度影响油水相渗的作用机理.研究表明:该地区储层相渗曲线形态是典型的水相"上凹"型,随着压力梯度的增大,相渗曲线整体右移,残余油饱和度降低,两相共流区扩大,残余油饱和度下水相相对渗透率增大;在低驱替压力梯度下,剩余油以连片状为主,随着压力梯度的增大,连片状剩余油比例逐渐下降,油膜状比例升高,油滴状呈先升后降的趋势;不同开发阶段剩余油赋存状态不同,在低含水期,剩余油以连片状为主,随着水驱的深入,不同类型剩余油发生转化.     

新型聚合物微球调剖体系的研究及应用

油井开发中后期,油井含水上升,油水井之间的大孔道,造成注入水的无效循环,水驱效率降低,导致最终采收率降低,调剖堵水是提高水驱效率的必要手段.目前常用的聚丙烯酰胺可动凝胶体系存在施工不方便、成胶时间不易控制等问题,本文研究了具有核壳双层结构的核壳类聚合物微球调剖体系,并利用室内实验对水化规律进行评价.通过理论分析与室内实验,研究了核壳类聚合物微球遇水膨胀与微球相互聚并产生封堵的过程.并在某油田实施新型聚合物微球体系深部调驱矿场试验,增油控水效果显著.该技术为水驱油田后期提高采收率提供了新的技术方法.