孤岛油田东区1-14井组聚合物微球技术调驱矿场试验

研究了孤岛油田东区聚合物微球技术调驱矿场试验区的油藏地质特征及开发概况．试验区包括1口注水井和11口对应采油井。注入时设计了4段段塞的注入方法．自2004年12月2日开始注入微球乳液,2005年4月5曰后转水驱,11口对应井中8口在注入微球后3～4个月见效,水井的剖面有很大的改善。且累计增油千吨。     

中二中馆3-4单元注聚试验井组注采调整方法探讨

1聚合物段塞注入状况孤岛油田中二中馆3-4注聚区现场采用二段塞的注入方式,第一段塞于1998年6月结束,1998年7月1日转第二段塞,至2000年11月1日转后续水驱累计注入聚合物溶液15951×104m3,累计注入干粉33059t,占孔隙体积的036PV,共注入聚合物溶液670PV×mg/L。2注聚区开发过程中     

泌123断块普通稠油聚合物驱参数优化及矿场试验

古城油田泌123断块属于普通稠油,油层非均质严重,经过十余年常规水驱,开发效果逐年变差。通过聚合物驱参数优选,确定开展高浓度大段塞聚合物注入矿场试验,于2006年5月开始注聚,半年后聚驱见效,见效高峰产油量增加1倍,含水率下降8.0个百分点,取得了较好的试验效果,为非均质大孔道、高粘度复杂断块油藏聚合物驱提供了有益的借鉴。     

孤南131断块改善注水效果方法研究

水驱油藏注水状况决定了油藏开发效果。孤南 13 1断块面积 2 0km2 ,平均渗透率 2 5～ 3 5× 10 -3μm2 ,孔喉较小 ,最大孔喉半径一般为 4 9～ 6 5 μm ,平均 6 4 μm ;孔喉半径中值一般为 0 7～ 1 2 4 μm ,平均 0 85 μm ;孔喉半径平均值一般为 1 5～ 2 19μm ,平均 2 1μm ,属小孔喉。是一个低渗透断块油藏。 1989年整体注水开发 ,目前有注水井 7口 ,开井 1口 ,单井日注 2 0 8m3,累积注采比0 88;其余注水井因注不进水停井 ,造成注采不平衡 ,地层压力逐年降低 ,产量大幅下降 ,影响了开发效果。1 孤南 13 1断块注水存在的问题( 1)注…     

下二门油田改善二次聚合物驱开发效果实践与认识

在认识下二门油田二次聚合物驱见效特征及剩余油分布特点的基础上,通过注聚阶段提高注入浓度、追加段塞、部署完善井及合理动态调配等系列调整工作,实现了二次聚驱大幅提高采收率的目标。在下二门油田潜力区部署的3口油井投产初期日产油10.5～22t,含水20%～70%;单元二次注聚见效高峰期增油倍比达3.04,含水降低7.5%,阶段提高采收率4.96%。     

特高含水期井网适应性分析

1.开发现状 孤岛油田南区渤64断决于1973年7月投入开发,到1976年11月为弹性开发阶段,1976年12月投入注水开发,目前已经进入特高含水开发期,井网为南部反七点面积注采井网,北部为行列注采井网。目前断块有油井64口,开井52口,停产井12口。单元日产液水平2977t,日产油水平225t,综合含水92.4％,平均动液面433m,累计采油341.3×10~4t,采出程度27.3％,可采储量采出程度68.8％。注水井24口,开井15口,日注水平2755m~3,累积注水1365.4×10m~3。平均地层总压降1.6MPa。     

小断块油藏同井采注水工艺技术研究

针对小断块油藏开采存在的建站注水不经济、注采井网不完善、采收率低等问题,研究应用了同井采注水工艺技术,形成了采上注下的工艺方案,并在南阳新庄油田B167断块配套实施了新的注水工艺。应用情况表明,该区块3口停产井得到重新利用,区块日产油量由4.7t提高到13.4t,升幅达到185%,对应油井液面平均提升156.6m,区块含水质量分数下降17.4%,改善了自然产能低的生产状况。该工艺技术为小断块油藏提供了一种经济、高效的注水开发手段。     

辽河特高孔渗、“双特高期”油藏聚合物+表面活性剂复合驱开发效果分析评价

辽河欢喜岭油田锦16区块处于特高含水、特高采出程度“双特高期”开发阶段,水驱已临近经济极限,2011年开展了25注37采大规模聚合物+表面活性剂复合驱工业化试验。通过数值模拟、物理模拟、密闭取心测试、与驱替效果较好同类油田类比等手段建立开发效果评价方法,系统总结聚合物+表面活性剂复合驱前置段塞、主段塞前期、主段塞低含水期等不同开发阶段含水率、产出能力、注入能力、动用状况、采出流体、含油饱和度、驱油效率等生产参数特征,对现场试验开发规律进行对比分析,对见效规律不明显井通过提高聚合物浓度,分注、有利时机增加采油井点等措施进行全过程跟踪调整,试验区高峰日产油达353t/d,是转驱前的6倍,综合含水最低为81.7%,较转驱前降低15个百分点,阶段累计产油量为59.7×10⁴t,复合驱提高采收率19个百分点,最终采收率可达70%,投入产出比为1.00∶2.42。研究成果可为复合驱全程跟踪调整技术提供理论支持,也可为同类型油藏复合驱开发评价和跟踪调整提供借鉴。     

交联聚合物驱油工艺技术

胜利油田孤东、孤岛等油田具有渗透率高、原油粘度大、胶结疏松、易出砂及非均质严重等特点,目前均已进入特高含水开发阶段,交联聚合物驱是改善该类油藏开发效果,提高采收率的有效途径。胜利油田渤19试验区含油面积2·40km2,地质储量737·3×104t,自1999年8月投注交联聚合物,到2003年5月结束,共有见效井29口,占开井数(40口)的72·5%,累计增油15·77×104t,提高采收率2·14%,吨聚增油39·2t,取得了较好的效果。     

提高油藏注水开发效果的措施——以百口泉油田检188断块克上组油藏为例

以百口泉油田检188断块克上组油藏为例,总结了如何提高非均质、薄层、低饱和砾岩油藏开发效果的做法:针对低饱和油藏地饱压差大的特点,充分利用油藏弹性能量,采取先转抽求产;当地层压力降到一定程度后,在短期内完成注水井的转注工作,进行温和注水,控制注采比,合理补充地层能量,以扩大注水波及体积;注水见效后再及时放大生产压差生产,进行合理的动态调配,进一步扩大注水效果;对油井进行增产措施;对水井进行地面分注,对注不进、注水不满足井进行增注等措施,进一步扩大注水波及系数,提高了油藏的采收率.     

渤海油田氮气泡沫段塞调驱研究与应用

结合渤海油田开采现状及海上作业条件要求,提出了氮气泡沫段塞调驱措施实现对老油田的挖潜控水。氮气泡沫段塞驱油实验结果表明,在总注入量相同条件下,段塞式注入泡沫好于连续注入方式,且3个泡沫段塞好于2个泡沫段塞的调驱效果,其中"连续注入泡沫"方案相比水驱提高采收率为19.7%,"2个泡沫段塞"方案提高23.5%,"3个泡沫段塞"方案提高31.7%;矿场应用表明,泡沫段塞式注入可以取得很好的降水增油效率,实验井组共计13口油井,其中12口逐步见效,见效率高达92.3%,平均日增油50 m3左右,累增油14 703 m3,展现了氮气泡沫段塞调驱的技术应用潜力。     

超深稠油常温注清水开发效果评价

鲁克沁深层稠油油田发现于1996年,由于油层埋藏深(2300～3700m),原油粘度大(50℃地面原油粘度可达9569～25570 mPa·s,地下原油粘度为154～526 mPa·s),开发难度大。初期只有部分单井投入试采.2000年部分区块开始投入开发。2003年在室内物理模拟对水、蒸汽、化学剂段塞、二氧化碳段塞、天然气段塞和烟道气段塞驱油效率的评价和筛选的基础上,论证了注水开发是经济技术条件下可行的开发方式.最佳开发方式为衰竭式开发一年后转注水,其它开发方式投入成本较高.有待于论证后试验。注水论证完成后首先在投入开发较早的鲁2块投入试注工作,半年后注水见效。2005年以来,区块连续3年保持稳产,取得了良好的开发效果。     

孤南131低渗透断块油藏改善注水的主要做法及效果

胜利油区孤南131断块是一个比较典型的低渗透断块油藏,自1989年1月投入注水开发以来,由于注水水质不合格,造成该断块注水困难,注水井近地带污染堵塞严重,停注井多,平面、层间矛盾突出,整个断块开发效果变差。在进行充分调研的基础上,通过室内实验和矿场试验,增加注水精细过滤装置改善了注水水质;采用复合解堵、水力割缝等新工艺技术对该断块注水井进行改造,使该断块6口停注井全部恢复注水;采用压裂、补孔等措施对油井进行综合治理,协调了注采关系,完善了注采井网,取得了明显的效果,单元开发形势得到了根本好转。     

复杂断块分层系开发实践

海14-18块是位于海1块北部断层附近的复杂小断块,针对该块油藏认识程度低、注采井网不完善、长期低速开发的现状,开展了构造精细研究、测井二次评价、注采井网优化等研究,确定了分层系开发思路。实现新增含油面积0.33km~2,新增地质储量151.3×10~4t,部署实施加密调整井14口,断块日产油达到105t,采油速度1.36%,复杂断块得到有效开发。     

胡状集油田胡5-15井区天然混合羧酸盐/黄胞胶驱油先导试验

报道了在室内实验研究中得到的混合天然羧酸盐/烷基磺基甜菜碱/黄胞胶复合驱油段塞结构:预冲洗段塞,10g/LKCl溶液;前置聚合物段塞,1500mg/L黄胞胶溶液;主驱油段塞,1.5×104mg/L混合天然羧酸盐+800mg/L烷基磺基甜菜碱DSB+800mg/L黄胞胶+5×103mg/L复碱(质量比1∶1的Na2CO3+NaHCO3)溶液;后置聚合物段塞,1000mg/L黄胞胶溶液。在岩心流动实验中0.3PV主段塞在水驱基础上提高采收率18.19%。胡状集油田胡5 15井区采出程度18.48%,油藏温度86℃,地层水矿化度1.7×105mg/L,Ca2+浓度4799mg/L,Mg2+浓度830mg/L,有油、水井各5口,综合含水已达96%(92%～99%)。从2000 01 24到2001 03 20,在5口注水井中依次注入预冲洗液2920m3,前置液2920m3,主驱油液49640m3(除一口井外均不加复碱),后置液2920m3,5口油井均见效,一些油井有效期超过20个月,油井产油量增加,含水下降,自然递减降低62.7%,采油速度升高0.46%。图3表2参3。     

江苏油田F4块特低渗油藏注水配伍及预处理工艺研究

江苏油田F4断块为低孔特低渗难采储层,平均孔隙度13.1%,平均渗透率3.8×10-3μm2,为防止注水井注水压力高,通过伤害因素分析、开展注入水与地层的配伍研究,筛选粘土稳定剂,确定酸化预处理工艺配方,根据研究结果,提出相应措施,使处理后污水水质达到A级标准,4口注水井投注时采用氟硼酸体系的深部酸化/多级闭合酸压施工工艺,累计注水53220m3,确保了该断块正常注水开发。     

交替注CO_2/N_2驱油机理数值模拟研究

针对江苏油田已投入开发断块油藏,开展交替注CO2/N2段塞驱提高采收率可行性研究。在地层复合流体相态特征实验数据拟合计算基础上,采用数值模拟技术开展均质剖面、正韵律剖面、反韵律剖面、含夹层剖面、层间非均质剖面模型注N2、注CO2、交替注注CO2/N2气驱开发效果敏感性分析,阐述交替注CO2/N2段塞驱替机理。     

胡尖山油田元28区块侏罗系油藏开发技术政策研究

元28井区侏罗系延10油藏已完钻开发井87口,其中油井68口,注水井19口,平均单井试油日产油11.4m3,投产油井68口,平均单井日产油1.82t,含水49.8%,投产注水井15口,平均单井日注12m3。随着油田开发实践,动静态矛盾突出;低产井比例高,单井产能低;部分井含水上升比较明显,合理生产压差和注采比研究比较重要。     

港西油田三区一断块本源微生物驱试验研究

简介了港西三区一断块油藏特征及由2口注水井、5口采油井组成、采出程度31.59%的本源微生物驱油试验区概况、根据本源微生物驱油藏筛选标准,该断块油藏11项参数中,75%的参数处于最佳范围,其余在适用范围。试验前注入水和注水井返排液中微生物的数量,注水井返排液中甲烷代谢速率和硫酸盐还原速率,均明显高于油井产出水中的相应值。通过注水井注入混气营养液,每年5次,每次30天,2004年共注入营养液500 m3和空气1.8×104m3,2005年共注入营养液500 m3,空气7320 m3,产氧化学剂120 kg。根据1口注水井和5口采油井的监测数据,注水井近井地带烃氧化菌、腐生菌、产甲烷菌数量较试验前增加3~4个数量级,硫酸盐还原菌数量减小;油井中产甲烷速率和硫酸盐还原速率增大,未检出H2S产生。油井产出水pH值为6.5~8.0,与原油间界面张力为6~10 mN/m。油井产出气中甲烷含量增加,天然气产量增加。监测井产出原油黏度下降8.5%。5口采油井平均含水由88.4%降至71.3%,日产油量由3.6吨增至7.8吨。截止2006年9月累计增产油3100吨,投入产出比1∶4.4。图2表4参8。     

二类油层注入压力与见效的关系

大庆油田二类油层A区块采出井见效有一定差异性,其变化规律与井区注入井注入压力有关。注聚3个月后注入压力即达到注聚前允注压差的80%以上井区采出井见效最快,但是含水下降幅度小,低含水稳定期短;注入井压力上升速度缓慢井区采出井见效相对滞后,但含水下降幅度较大,低含水稳定期相对较长;注聚后压力没有明显上升井区采出井见效滞后,注聚后12个月以上注入压力才达到注聚前允注压差的80%以上井区采出井见效最晚。采出井见效受到注入压力变化影响,其主要原因在于两方面:一是注入井压力升幅速度影响注入能力;二是注入井压力升幅速度影响剖面动用和改善的程度。