杜229断块兴V组超稠油水侵特点及开发对策研究

针对杜229断块南部兴V组出水问题,精细统层对比,深化油藏地质研究;结合油井生产动态,开展全过程水性跟踪和示踪剂监测试验。其结果不仅确定了边水水侵部位、层位及方向,而且对水侵速度、能量大小及涉及程度有了全新的认识。在此基础上制定并实施了科学有序的堵水、堵排结合治水、综合治水方案,在已实施的26井次堵水措施中,成功率100％,累计增油6.1×10~4t,确保了全块持续高产、稳产。其工作思路和方法,不仅对开发同类型油藏有现实意义,而且对基础油藏的开发也有借鉴意义。     

浅层气藏泡沫凝胶堵水防砂技术研究

胜利油气区浅层气藏在开发过程中,气井易出水、出砂,严重影响了气藏的开发效果.实施堵水是气藏开发早期和中期的部分气井见水时首选措施之一.通过对水侵机理及其出砂的影响分析,结合地质、气藏工程工艺技术,对泡沫凝胶堵水体系进行评价和优选,筛选出稳定性好、成胶和封堵能力强的交联体系,在总结近年来堵水和防砂技术经验的基础上,形成浅层气藏泡沫凝胶堵水防砂配套技术,有效提高了气井产能保持率及气藏采收率,其推广应用前景十分广阔.     

边水稠油油藏蒸汽吞吐泡沫堵水研究与应用

蒸汽吞吐是开发稠油油藏一项重要的热采技术,然而由于边水侵入导致吞吐井含水率急剧增加,边水稠油油藏蒸汽吞吐井的开发效果受到严重影响。本文在蒸汽驱装置的基础上,设计了模拟边水稠油油藏进行蒸汽吞吐的实验装置,对氮气泡沫堵水技术进行了研究。通过一维双填砂管实验研究了该技术的影响因素和应用条件,实验结果表明：储层水侵程度、边水能量大小和原油黏度对该技术的效果有显著影响。注入时机越晚,堵水效果越明显;堵水效果会随着边水能量增强呈现先增加后减小的趋势;原油黏度越大水侵时间越早,堵水效果越差。通过一维双填砂管实验研究了该技术的注入方式,实验结果表明：最佳注入方式为氮气段塞+氮气泡沫段塞+蒸汽段塞。通过实验研究表明该技术更适用于蒸汽吞吐井周期吞吐含水率不小于80%的边水水侵油藏、储层边水能量中等和油藏条件下稠油黏度小于10 000 mPa·s。目标稠油油藏的水体倍数为5～10倍,油藏条件下原油黏度小于5 000 mPa·s,满足矿场试验的条件。根据研究结果在海上W油田P8H和P9H井进行了矿场试验,作业成功率100%,油井周期吞吐含水率平均降低22.5%,周期增油量平均提高4 914 m3。试验结果表明...     

普光气田边底水气井动态特征及治水对策研究

普光气田具有"三高一深"的特点,气藏水体发育,飞仙关组发育有边水,长兴组发育底水,随着生产进行,见水气井不断增加,对开发产生了较大影响。生产动态表明,边底水气井的水侵特征不一致,产液量变化规律不同。针对边底水不同的生产动态特征开展研究,分析不同类型水侵特点,针对性开展边水和底水气井治水措施,提出了控水、堵水以及间歇生产等措施,达到延长气井生产时间目的。目前对普光A井进行不动生产管柱堵水作业,结合动静态研究结果确定堵水层位,考虑高含硫气井完井管柱的特殊性,创新采用"连续油管+过油管桥塞+水泥塞"技术,作业后气井日产液量由300m~3降低至3m~3,堵水效果良好。但堵水不能从根本上解决气藏治水的问题,气井仍面临二次见水问题。本研究成果对同类气田边底水气藏治水对策具有极强的借鉴意义。     

孤岛中二中东区稠油油藏提高注蒸汽开发效果研究

运用油藏工程和数值模拟方法,对孤岛中二中东区稠油油藏进行提高开发效果研究,以选择合理的开发措施,形成配套的应用技术,提高油田最终采收率.研究结果和现场应用表明采取相应的堵水提液措施是控制水侵的重要手段;一定量的边水,能补充注蒸汽的能量,有利于提高开发效果.通过实施配套工艺技术,累积增油21.2×104 t,减少作业费用2 699.5 x104元,预计可提高采收率8.4%,增加可采储量24.36×104 t.     

边底水稠油油藏水侵预警分析与治理——以孤岛油田中二北Ng5为例

结合孤岛油田中二北Ng5稠油开发实际,分析了边底水稠油油藏水侵方式以及水侵对水驱特征曲线和油井周期生产的影响,论述了不同水侵强度对油井热采效果的影响及其产量变化规律.根据油藏工程方法,提出了应用物质平衡水驱法对水侵进行预警分析,建立了水侵预警参数方程,判断预警区水侵强度的变化,制定了分区水侵预警和治理措施,在孤岛油田中二北Ng5边底水稠油油藏开发中取得了明显效果,含水率下降0.6%,采收率提高4.4%,增加可采储量45×104t,为边底水稠油油藏开发提供了思路和方法.     

太平油田强边底水稠油油藏剩余油赋存规律

太平油田新近系馆陶组下段为强边底水油藏,边底水活跃,水侵严重,储量动用不充分,采出程度低,剩余油量大,具有开发调整的潜力.根据太平油田馆陶组下段油藏开发方式和剩余油赋存规律,通过水平井变流线井间加密调整,采用大通道堵水调剖和冷采降黏开发,以达到提高采收率的目的.通过矿场水平井开发调整实施,取得了显著的增产效果,降低了稠...     

有效治理气藏开发过程中水侵影响的问题及认识

气藏开发过程中,由于地质特征的多样化和渗流规律的复杂性,治理水侵对气井产能及气藏采收率的影响问题面临的困难重重,主要表现在认识水侵规律、确定治水对策、保障治水工艺措施效果等方面。受实际气藏所处开发阶段、研究工作量、措施针对性与及时性等因素的影响,并非每一个气藏都能充分暴露水侵危害的问题,以及展示有效治理水侵影响的规律,孤立分析单个气藏较难获得具有普遍适用性的完整认识。近40年来,中国石油西南油气田公司在四川盆地持续开展气藏开发治水实践探索和跟踪研究,发展形成了融合先进理念、成功经验、专项理论和成熟工艺为一体的整体治水配套技术,众多产水气藏开发效果显著改善,但同时也表现出治水效果的较大差异。以此为背景,从气藏开发治理水侵的超前需求、水侵活跃性影响因素、水侵动态分析方法、优化治水策略、典型气藏治水经验等方面,分析了气藏开发治水的核心问题,评价了治水效果的影响因素,探讨了实用化的治水策略。结论指出,实际工作中不宜简单套用以往治水技术模式,而应因地制宜强化针对性。该成果可为产水气藏优化开发提供技术参考。     

锦7块蒸汽吞吐开发后期提高采收率研究

通过开展油藏精细描述及水淹规律研究,确定了区块平面和纵向上剩余油分布规律;结合矿场生产实际制定出区块挖潜方向及综合治理措施;通过实施调整井、水平侧钻井、侧钻、大修、堵水、分注、选注等措施,有针对性地实施了挖潜;另外,对低产井和高含水井研究摸索出了能有效地提高产能的措施,使区块在开发中后期取得了高效开发效果.     

缝洞型碳酸盐岩油藏堵水技术

总结了缝洞型碳酸盐岩油藏的特点,主要由巨型、大型洞穴及大裂缝组成,储集空间尺度大,非均质性强,缝洞连通关系复杂.认为其堵水难点在于堵剂漏失严重、堵水位置难确定、常规堵剂难以满足要求.综述了缝洞型碳酸盐岩油藏堵水工艺与堵剂体系,结合缝洞型碳酸盐岩油藏特点及开发现状,指出选择性堵水技术与配套工艺将是缝洞型碳酸盐岩油藏堵水未...     

异常高压有水气藏水侵规律新认识

异常高压有水气藏水侵不仅降低了气井产能和缩短了气井寿命,而且降低了气藏采出程度和最终采收率.研究异常高压有水气藏水侵规律能够解决一般笼统认识气藏水侵类型及水侵原因的弊端.在异常高压气藏储层敏感性评价的基础上,通过分析储层岩石微观变形过程,研究了异常高压有水气藏水侵顺序及水侵微观机理:裂缝性异常高压气藏开发初期水侵主要为...     

裂缝性有水气藏开采技术浅析

四川气藏大都属于裂缝性封闭有水气藏,多数已受到地层水的影响,若不采取行之有效的治水措施,气藏必将受到地层水的严重危害,大大降低采收率.鉴于此,四川气田在多年开发实践中,针对不同气藏特征,开展了地质机理、油藏工程、生产动态的研究和开发实践总结,摸索出了一套裂缝性有水气藏的开采方法和开采工艺.文章在系统分析四川裂缝性有水气藏储层特征、渗流特征和水侵危害基础上,分析总结了适于不同类型裂缝性有水气藏的开采方法和排水采气工艺技术,这对有水气藏的科学开发、综合治水和提高气藏采收率具有指导意义.     

池27井区治水效果分析及川东石炭系气藏治水建议

池39井是大池干气田吊钟坝高点的一口高产气井,由于受到边水侵入的影响,严重制约了气藏的开发.从1997年开始实施"池27井区排水采气工程",工程利用池39井和池27井相互连通,从边水区的水井池27井主动排水泻压,抑制水侵规模,降低水侵程度,从而恢复池39井的产能.工程在实施初期取得了一些有利的变化趋势,但因机抽排水力度不够而未达到预期目的,因此建议改机抽排水为电潜泵排水,加大排水力度,恢复池39井产能.川东石炭系气藏多数存在边水,其侵入方式分2种一种是沿高渗区突进;一种是沿中低渗区渐进.对于沿高渗区突进的水侵治水初步意见为排水采气;中低渗区渐进水侵治水采用控水采气.     

提高中二北稠油热采油藏采收率

孤岛油田中二北稠油油藏位于孤岛背斜构造北翼 ,属于具有边底水的层薄、高渗、强非均质性稠油油藏。在开发中存在储量动用难度大、非均质性强、水侵、出砂等一系列问题 ,为了高效开发和提高采收率 ,必须加强综合治理和应用多种配套技术。1 技术对策及管理针对稠油环油藏蒸汽吞吐开发中存在的问题 ,充分应用新工艺、新技术 ,加大难动用储量开采力度 ,制定了以改善平面和纵向上储量动用不均 ,控制含水上升和水侵速度 ,提高吞吐效果为重点 ,以井网加密调整、泡沫调剖、高温堵水、化学解堵、防砂等配套技术为手段 ,对热采区进行了综合治理 ,采…     

稠油油藏边底水治理技术研究与应用

孤岛油田中二北馆5热采区属于具有边底水的薄层、高渗、强非均质性稠油油藏。该区于1992年8月新钻油井40口,采用200 × 283m反九点法井网进行注蒸汽吞吐开采。在开发过程中由于受水侵影响,使热采区含水上升率和产量递减加大,降低了采油速度和采收率,严重影响了开发效果。为此,在进行了水侵方式及其对蒸汽吞吐开采效果影响研究的基础上,优选配套工艺,发展完善了一套适用于薄层边底水稠油油藏治水增油综合治理模式:优选热采区中部含水较高的热采井实施高温封堵,对更新完善井提高避射底界,可有效降低单井含水,提高蒸汽吞吐开发效益。从而达到改善稠油热采开发效果的目的。     

涩北疏松砂岩气藏整体治水技术的研究及应用

随着涩北气田边水水侵逐年加剧,水侵层组的产能递减率居高不下. 仅针对单井的排水采气作业已无法满足均衡采气的要求,直接影响了青海气区的稳产. 在调研国内外整体治水技术的基础上,借鉴川渝气区整体治水的成功经验,结合疏松砂岩气藏地质特征和工艺难点,优选出水侵较为严重的涩北二号气田, III-1-2层组,全面分析了该层组的水侵特征,并利用数值模拟技术开展了排水方案的论证,编制了层组整体治水工艺实施方案,经过2 年的现场实施,水侵状况得到缓解,层组产能递减率得到了有效控制,经济效益显著. 实践证明,整体治水较单井治水应用效果优势明显,可以有效解决涩北气田水侵层组产能递减率居高不下的难点,具有较强的指导意义和广阔的推广前景.     

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏堵水技术

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏孔、缝、洞储层发育,且非均质性强,底水易从高角度裂缝产出,油井治水难度大,堵水在油田稳油控水方面发挥了越来越重要的作用。经过多年探索攻关,塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏堵水技术取得了较大进展,主要形成了以油井五项基础综合分析和权重分析法为主的堵水选井分析方法。根据塔河油田碳酸盐岩油藏条件及储层特点,有针对性地研发出3类堵剂体系：第1类是可溶性硅酸盐堵剂,其主要优点是抗温抗盐、对轻微漏失井有一定针对性,适于孔缝型储层;第2类是可固化颗粒类堵剂,其主要优点是抗温抗盐、密度可选、强度高,适于缝洞型储层;第3类是有机—无机复合交联堵剂,其主要优点是油水选择性强,适于裂缝型储层及水平井（包括侧钻井）。在此基础上配套堵剂和堵水工艺,形成了具有塔河油田特色的以密度选择性堵水工艺、复合段塞逐级托堵工艺以及堵后控压酸化解堵工艺为主的碳酸盐岩缝洞型油藏堵水技术。     

河坝飞三有水气藏治水对策研究

在异常高压有水气藏开采过程中,气藏水窜是产能持续大幅度下降、水淹井不断增加、单井动态控制储量急剧减少的主要原因,严重影响该类气藏的最终开发效果,因此气藏实施整体治水已成为开发生产的指导方向。在系统分析河坝飞三有水气藏开采现状、水侵特征的基础上,建立数值模拟模型,针对气藏可能的水侵特征,结合井区实际见水情况,在研究小油管携液、井口增压携液基础上,总结出河坝异常高压有水气藏的治水措施。研究结果为提高河坝飞三有水气藏最终采收率提供了理论依据。     

确定水驱油藏水侵量和经济可采储量的新方法

为了更加准确、简便地预测水驱油藏水侵量和经济可采储量,通过对其计算方法的研究,基于张金庆水驱特征曲线和Welge方程,结合实际生产动态资料,利用经济极限产量推导出油水渗流特征及经济可采储量与经济极限含水率的关系式,再结合水侵量的物质平衡原理,确立计算水驱油藏水侵量和经济可采储量的新方法。不同综合含水率阶段的水侵量变化规律表明:水驱油藏的综合含水率越大,水侵量越大;当综合含水率小于60%时,水侵量随综合含水率呈线性增长;当综合含水率为60%~80%时,水侵量增幅变大;当综合含水率大于80%时,水侵量随综合含水率呈"上翘"式增长,水驱油藏水淹程度加快。     

底水油藏水平井水平段动用状况预测方法

利用水平井开发底水油藏过程中,水平井水平段的动用状况不均严重制约着开采效果。为改善底水油藏水平井水平段动用状况,利用试井资料对目标水平井进行现代试井解释,获得该井的有效动用长度、地质和开发参数;随后利用数值模拟方法建立数值模型,模拟油藏生产动态,获取水平段的动用状况,并分析影响规律。结果表明:针对水平井H中部底水水侵严重、趾端边底水水侵严重、跟端动用状况较差的情况,提出优化方案为添加人工隔层控水,控制水平井的产液量在20 m~3/d,加大邻近注水井的注入量,并进行选择性堵水。