低渗透油层压裂改造技术的研究与应用

马厂、桥口油田属低渗透、多油层、非均质复杂断块油藏,进入注水开发中后期,由于合注合采,Ⅰ类油层水淹严重,Ⅱ、Ⅲ类油层动用程度低。为了改善这种状况,应用低渗透油层压裂改造技术,充分挖掘Ⅱ、Ⅲ类油层的生产潜力。利用剩余油研究结果,结舍压裂井层地质条件和开发状况,确定了压裂选井选层标准,应用效果显著。     

低渗透油层压裂改造技术在马厂、桥口油田的研究与应用

马厂、桥口油田属低渗透、多油层、非均质复杂断块油藏,进入注水开发中后期,由于合注合采,I类油层水淹严重Ⅱ、Ⅲ类油层动用低。为了改善这种状况应用低渗透油层压裂改造技术,充分挖掘Ⅱ、Ⅲ类油层的生产潜力。本文利用剩余油研究结果,结合压裂井层地质条件和开发状况,确定了压裂选井选层标准,应用效果显著。     

文中油田文15块沙三段上亚段特高含水油藏剩余油分布

针对文中油田文15块沙三段上亚段特高含水期油藏精细描述及调整挖潜工作,分析了该区油藏剩余油的分布特点,指出了主力油层剩余油储量丰度较高.阐明了剩余油主要在断层遮挡、构造高部位或断鼻上倾方向富集;受沉积微相影响,平面上剩余油主要富集在河道边缘、侧翼及前缘的Ⅱ类和Ⅲ类储层中;纵向上正韵律层水淹模式水下分流河道中上部剩余油富集程度高;油层注水开发中高渗透层的层间干扰导致相对低渗透层剩余油分布更为突出;注采井网不完善及水驱损失也造成不同程度的剩余油滞留.研究区剩余油分布总体比较零散,平面上主要以豆粒状、团块状和条带状分布富集;纵向上集中分布在部分动用相对较低的主力油层中,油层动用不充分,呈现严重的非均质特征.     

濮城油田多层水驱油室内试验研究

针对濮城油田沙三段油藏的非均质性,利用新建立的多层多测点长岩心水驱油模型进行了高、中、低渗非均质油层多层水驱油试验。试验结果表明,多层单注单采时,储层渗透率对其采收率影响不大,其无水期采收率均比多层合注分采时高;多层合注分采时,对于单层而言,无水期采出程度和最终采收率都有不同程序的减小;多层合注合采时的综合含水与渗透率最大的单层的含水接近,采出程度与中渗层的采出程度很接近。动用低渗层需要较大的生产压差。     

泌124断块下层系普通稠油油藏聚合物驱实践与认识

古城油田泌124断块属于普通稠油油藏,油层非均质严重、含油井段长、含油层数多、油层厚度薄、地下原油粘度大,经过二十多年的开发,油藏采收率低、采油速度低、采出程度低、综合含水高,开发效果逐年变差.通过聚合物驱注采井网井距、注采参数的优化研究,确定了适合该油藏特点的聚合物驱方案,改善聚合物驱四项技术的成功应用,有效地提高了...     

夏盐11井区剩余油分布特征与挖潜对策研究

针对新疆油田夏盐11井区层内、层间非均质性强,产量持续下降,注水开发后油藏剩余油分布规律不清楚,持续稳产能力较差的问题,利用数值模拟、油藏工程方法及动态监测资料开展了非均质性强油藏不同类型剩余油分布规律研究,明确了下步挖潜对策。研究结果表明：夏盐11井区剩余油挖潜潜力区可分为3种,Ⅰ类为注采井网不完善控制型剩余油,剩余油饱和度高,平均大于45%,油层厚度不小于4.5 m,主要发育水下分流河道,挖潜对策为储层改造提高低渗区域的物性;Ⅱ类为井间滞留型剩余油,剩余油饱和度较高,平均为20%～45%,油层厚度为3.0～4.5 m,主要发育河口坝,挖潜对策为油水井补孔、完善注采井网;Ⅲ类为水淹程度较高型剩余油,剩余油饱和度较低,平均小于20%,油层厚度不超过2 m,剩余油分布零散,挖潜对策为老井补孔和水井分注,同时进行注水井调剖,对低产井进行重复压裂、补孔。该研究可为同类型非均质性油藏开发提供参考。     

文东深层低渗透多油层砂岩油田细分层系开发

深层低渗透多油层砂岩油田受经济产量的限制，一般采用1套层系笼统合采。开发实践表明，层系内如层数大多，层间非均质性是造成水驱动用状况极不均衡的内在因素。多层合采合注开发效果较差，需要研究新的层系组合与划分方式，即能满足开发生产对层系细分的需要，又能使注采井距达到注水开发的要求。东濮凹陷文东油田属于低渗透多油层砂岩油田，油层多达55个，在准确认识油藏地质特征及开发特点的基础上，以经济效益为前提，合理划分与组合开发层系，其高效、经济细分层系开发的经验，对科学、合理开发同类油田具有借鉴意义。     

超低渗透油藏大斜度井适应性评价

鄂尔多斯盆地三叠系延长组发育内陆湖泊-三角洲碎屑沉积体系,轻质油储量丰富,开采潜力巨大。同时,由于纵向沉积的多旋回性和横向沉积相带的变化,储层隔夹层发育,体积压裂缝网难以实现层间有效连通。大斜度井井身特征兼具直井与水平井的特点,是适用于多层系储层高效开发的新式井型。现阶段大斜度井体积压裂适应性及生产动态特征的研究较少,文中考虑储层厚度及稳定隔夹层发育状况,将目标区块储层划分为厚油层、薄油层、薄互层3种地质模式,借助油藏数值模拟,对比水平井、直井评价了大斜度井在不同地质模式下的适应性,分析了储层渗透率及层间非均质性等因素的影响。研究表明：大斜度井适用于开发薄油层Ⅰ类,薄互层Ⅰ类、Ⅱ类以及厚油层Ⅰ类、Ⅱ类储层,同时当薄互层储层层间非均质性强、主力层突出时,可考虑非主力层暂不开发,优先采用水平井开发主力层。     

双河油田北块Ⅰ5、Ⅱ1—3层系聚合物驱后剩余油分布特征

应用精细油藏数值模拟方法、密闭取心方法,结合油藏动态分析、动态资料测试等方法,分别从平面、纵向和层内对双河油田北块Ⅰ5、Ⅱ1—3层系目前剩余油进行三维定量化描述。结果表明：平面上剩余储量主要集中在含水大于90％的区域内,在层系边角部位、低渗透部位以及井网不完善部位剩余油饱和度较高;纵向上采出程度差异大,Ⅱ3层采出程度高,但剩余储量相对多,Ⅰ5、Ⅱ2层采出程度不均匀,剩余储量相对较少;层内剩余油集中在厚油层顶部及低渗透层段,取心井试油结果与研究结果一致。     

三角洲前缘储层非均质性及剩余油挖潜研究

锦州9-3油田主要含油层系为三角洲前缘相储层,多期砂体叠置,平面非均质性强,目前已进入中高含水阶段,生产矛盾突出,剩余油富集且复杂。通过研究油田小层平面分布特征、夹层分布规律、层内渗透率非均质性、层间沉积旋回的差异性和粒度韵律等参数,对油田主力油层三角洲前缘相储层非均质性进行综合表征。研究认为油田主力油层整体上属于强非均质性储层,造成储层强非均质性的主要因素为原始沉积环境下沉积旋回差异性和粒度韵律的差异性。结合各小层的水淹程度分析认为剩余油较富集的区域主要在Ⅰ2、Ⅰ4、Ⅱ11、Ⅱ12、Ⅱ2、Ⅲ1、Ⅲ2七个主力小层和油田的西侧、东部裙边带井控程度较低的区域。综合考虑造成剩余油分布差异的储层非均质性因素,制定了合理的总体调整方案和注采井网调整策略。     

微生物驱油技术在盘2-33断块常规稠油油藏的应用

盘2-33断块为常规稠油油藏,已进入高含水开发期,水驱稳产难度大,根据微生物生长、代谢的地层条件,该块适合微生物驱油.针对油藏地质特点,进行了微生物驱油室内试验研究,包括菌种筛选、菌种适应性、物理模拟菌液驱油及空气辅助试验.结果表明,细菌在地层中有较强的生长及繁殖能力,经优选的微生物作用后,原油被乳化,原油粘度降低,采收率大幅度提高.于是进行了现场施工设计,包括注入周期、注入量等,实施后效果明显,产油量上升,含水率下降,采收率提高6.8%.     

欢喜岭油田欢616块巨厚底水油藏开采技术研究

欢616块是辽河油区欢喜岭油田一个典型的巨厚底水油藏。该块动油层单层厚度15～30 m,且与底水直接接触.该块1997年采用蒸汽吞吐开发,单井周期2000多吨,日产能24 t,由于底水锥进,油井迅速水淹(平均2～3个周期进入水淹期)。针对底水油藏快速水淹特点进行了三个方面的研究:其一,利用水平井增强油田渗流能力,降低生产压差,减缓水锥速度;其二.利用大位移侧钻井充分挖掘锥间剩余油;其三,在充分进行油藏描述与数字模拟的基础上,在油水界面之上建立人工隔层阻挡底水锥进。1999年以来,针对欢喜岭油田欢616块莲花底水油藏快速水淹特点采用了水平井、侧钻井、人工隔层堵水等针对性措施21井次,累计增油59 941 t.不仅有效地提高了底水油藏的采收率,而且在稠油开发领域取得了突破。     

普通稠油油藏周期注水提高水驱效率技术研究与应用

通过对脉冲注水机理及适应性的分析,进一步解析了在调水过程中油水在均质与非均质地层中不同的运动规律。与常规注水相比,周期注水可有效提高原油采收率,充分挖掘层间、层内及平面的剩余油潜力。结合高30断块处于开发中后期、含水上升快、各项治理措施未获突破等状况,采取了"大幅短期脉冲注水",油藏开发效果得到显著改善。主要采取了以油砂体研究及静动态资料综合分析,细分注采单元作为调水单元的方法,不断在实践中试验总结,补充新认识,使注采单元的划分更贴近地下实际,在此基础上通过试验调水方法,实现降水增油,同时培养出部分高产井,使油藏水驱状况得到改善。     

胡状集油田胡5块剩余油宏观分布研究

通过利用静动态资料,分析了小层沉积微相对注人水运动规律的影响和断层、注采井网、储层非均质性对剩余油分布的控制,从储量的水淹状况、剩余油主要分布类型、小层动用状况三方面研究了胡状集油田胡5块剩余油宏观分布形式.结果表明,影响胡状集油田胡5块剩余油分布的主要因素是受地质构造控制,水驱未控制油层型和受控而未见效的差油层型都有一定的潜力,采出程度在5%-20%间的小层是现阶段的主要潜力层.通过实施调整挖潜措施,油藏开发效果得到了明显好转,注采井数比和水驱控制程度都得到了很大提高.     

锦150块低渗油藏精细注水技术研究与实践

锦150块中生界油层属于典型的低渗油藏,由于投产初期采用天然能量开采,导致地层压力下降快,产量递减幅度较大。为提高区块开发效果,对区块注水开发的可行性进行了研究,并对储层进行了系统评价,确定在该块实施精细注水技术。通过实施油层全程保护、防膨、优选水源、控制注水强度、完善高压注水系统等精细注水工艺技术,使得区块开发方式更加合理,综合开发效果明显改善,同时提高了区块储层的动用程度和最终采收率。     

大古67块特低渗透油藏开发探索与实践

大王庄油田大古67块是一个深层、特低渗透、断块油藏,平均空气渗透率9.6×10-3μm2,主要含油层系是二叠系石盒子组,从试油至今经历了天然能量开采、注水开发稳产、加密调整增产三个开发阶段.开发上具有油井投产初期产能差异大、天然能量不足产量递减快、储层物性差注水井吸水能力差等特点.经过多年的开发探索总结出应用井网井距优...     

疏松砂岩油藏化学驱技术研究与试验

曙光油田曙三区为疏松砂岩油藏,埋藏深度为950 m,储层泥质含量高达13.9%。受此影响储层压实作用差、胶结疏松,油井出砂严重,开发效果差,预测采收率仅为30.8%。针对曙三区疏松砂岩油藏已进入开发中后期,含水上升快、采油速度低等问题,开展疏松砂岩油藏化学驱相关油藏工程研究,结果表明,采用优化的化学驱配方体系,辅助系列防砂技术可有效提高采收率。将研究结果应用于6个井组的化学驱先导试验,日产油明显提高,综合含水下降14.2个百分点,有效改善开发效果。该研究为同类油藏化学驱开发提供了借鉴意义。     

萨北BEXD区块二类油层弱碱三元复合驱开发方案后评价

BEXD区块二类油层是大庆油田萨北开发区第一个弱碱三元复合驱工业化推广区块,通过优化层系组合,实施注聚前深度调剖,建立全过程跟踪调整模式,制定相应的调整措施,使开采过程中油层动用程度明显提高,保持了较好的压力系统和注采能力,阶段提高采收率16.43%,预测最终提高采收率可达19.50%,具有较好的开发效果。通过对BEXD区块二类油层弱碱三元复合驱开发方案开展后评价,认为弱碱三元复合驱技术在萨北二类油层的工业化应用,能够大幅度提高采收率,为萨北开发区的原油稳产和可持续发展提供坚实的技术支撑。     

下二门油田核二段Ⅱ油组普通稠油油藏二次聚合物驱实践与认识

下二门油田核二段Ⅱ油组属于普通稠油油藏,油层厚度薄、非均质严重、地下原油粘度大。经过20多年的水驱、聚合物驱及后续水驱开发后,油藏采收率低、采油速度低、采出程度低、综合含水高,开发效果逐年变差。二次聚合物驱采用井网调整技术、注采参数优化技术、全过程调剖技术、动态调整技术等关键技术,取得了较好的矿场应用效果。实践表明二次聚合物驱能较好地改善该油藏的开发效果,是进一步提高采收率的有效途径。下二门油田核二段Ⅱ油组普通稠油油藏二次聚合物驱是国内第一个开展二次聚合物驱的单元,其成功经验为类似油藏的开发提供了借鉴。     

台兴油田 CO2驱细分开发提高采收率技术研究

台兴油田 QK －111断块阜三段油藏为中－低渗复杂断块油藏,经过15 a 水驱开发整体进入高含水递减开发阶段,注气前油藏综合含水74％,采出程度仅14.7％,处于低效开发状态。为恢复断块产量、提高油藏原油采收率,实施 CO2驱现场试验,研究形成了高含水油藏剩余油微差异刻画技术、CO2驱油机理认识、注采参数优化方法以及 CO2驱细分开发技术,已应用于4个注气井组,累计注入 CO2气4.17×104 t,油藏日产油水平由9 t 提高到28 t,综合含水由78％下降到44％,累积增油11183 t,预计方案全面实施后,原油采收率将提高9.6％,年增油量超过1.3×104 t。