化学驱转后续水驱稳效对策研究及应用

孤东油田自进入特高含水期开发,三次采油成为油田可持续发展的重要技术措施。而目前一类、二类主力化学驱单元已转后续水驱或即将转后续水驱,含水面临快速回返。为探索研究孤东油田转后续水驱单元稳定、延长化学驱增油效果的技术对策,开展了六区西北部后续水驱技术应用研究。通过精细油藏管理,优化方案部署,及时实施注采调整、明确剩余油分布及动用状况、完善注采井网、工艺解堵等稳效措施,现场应用效果良好,实现了后续水驱稳效增油,提高了区块整体开发水平,对其它同类油田的后续水驱开发具有借鉴意义。     

高浓度聚驱后剩余油分布规律研究

喇嘛甸油田北西块4-4#注入站高浓度聚合物驱矿场试验已经转入后续水驱,通过分析高浓度试验过程动变化及高浓度聚驱前后油层参数变化得到了高浓度聚驱后油层动用规律,概括出试验区剩余油分布特征：高浓度聚驱后,平面上剩余油主要分布在油层发育差、连通差区域以及分流线部位;纵向上剩余油主要位于正韵律层段、厚油层顶部的低渗透层、层问渗透率级差大的差油层。     

高浓度转后续水驱室内实验分析

本文主要研究了高浓度转后续水驱的合理时机和转注方法,模拟试验区油层发育条件及现场实际注采状况开展岩心驱替实验,研究不同转注时机不同转注方式对采收率的影响。研究转后续水驱的合理聚合物用量,对后续水驱采收率的影响,聚驱后,设计方案为聚合物用量为1460PV．mg／L时,可较好提高后续水驱采收率;研究了转后续水驱前不同注入段塞对采收率的影响,当注入3000mg／L的高浓度聚合物段塞0．1PV以后,可以保证后续水驱的采收率,提高总采收率。     

纯油区西部辫状河储层描述方法研究

萨北开发区pi3时间单元发育辫状河沉积,以其储层物性好、砂体厚度大作为主力油层开采多年,经过聚驱、后续水驱阶段,剩余油分布零散。原有对辫状河储层的认识已不能满足精细挖潜这一开发需求,本文以纯油区西部北三西区块井网加密的有利条件为基础,应用取心井、测井等资料对辫状河储层描述方法进行研究。     

东区聚驱不均衡开采及后续调整措施效果

东区聚驱在开采过程中，以其非均衡性为主线，不断优化注聚方案，提高聚驱阶段的采收率。本文通过分析东区聚驱后续水驱阶段仍存在的不均衡矛盾，及时调整开发思路，以提高区块的经济效益，进一步提高聚驱采收率，提高油井利用率。     

提高水聚合采井数值模拟精度方法

油田开发进入高含水后期和特高含水期阶段,聚合物驱油是油田提高采收率的重要开采技术,而油藏数值模拟技术是油田开发过程中改善油田开发效果的重要技术保障。提高水聚合采数值模拟精度的研究无论从理论上还是现场应用上是非常必要的。研究出一套适合油田现场实际的水聚合采数值模拟技术,确定水聚驱方案优化及注采参数的优选方法,具有较高的实用价值,同时也为日后大规模水聚合采提供技术储备。     

非均质砂体剩余油分布与精细挖潜研究

注水开发油田进入高含水期,剩余油分布复杂,挖潜难度大,为提高水驱采收率,将研究单元细化到油砂体,在精细地质研究的基础上,结合生产动态数据和测试资料,根据油砂体上井网控制情况、水驱特征和边水能量特征,将油砂体划分为弹性驱、注入水驱、注入水＋边水驱、边水驱和未动用等类型,详细解剖不同类型油砂体的动用情况,分析不同类型油砂体的剩余油分布模式和潜力,提出不同类型油砂体的剩余油挖潜方法,利用该方法对注水油田的剩余油进行了挖潜,水驱效果大大提高。研究表明,以油砂体为对象的剩余油挖潜方法可以有效提高注水油田高含水期的开发效果,为剩余油的挖潜提供了新的思路。     

探讨高含水期剩余油分布控制因素与挖潜

经过长期注水开采油田进入高含水期,油层内油、气、水交错渗流,剩余油的挖潜难度加大。高含水剩余油分布研究主从剩余油分布研究方法、剩余油分布特征、剩余油分布控制因素三方面进行。总结目前剩余油分布及挖潜技术状况和最新进展,提出周期注水、降压开采等剩余油挖潜措施。     

探讨疏松砂岩油藏剩余油分布与挖潜对策

经过长期注水开采,孤东油田进入开发中后期,油层内油、气、水交错渗流,剩余油的挖潜难度加大。剩余油分布研究主要从剩余油分布研究方法、剩余油分布特征、剩余油分布控制因素三方面进行。本文总结了孤东油田七区西“三高”开发单元剩余油分布及挖潜技术状况和最新进展,提出完善井网、周期注水、降压开采、补孔改层等挖潜措施。     

中低渗注水油田开发中后期水动力调整实践

目前,我国大多数油田都已进入高含水期,受各种地质开发因素的影响,注人水波及系数低、驱油效果差,水驱开发效果明显降低。本文所研究的海南3断块,位于浅海海域,注水开发10年,油田存在含水上升快,油层利用率低,注水波及体积难以提高等问题,但油藏依然具有一定的剩余油潜力,注采井网也比较完善,剩余油局部仍有富集,因此有必要采取措施解决以上问题,开采剩余油,提高采收率。2008年以来,滩海油田在注水区块海南3断块精细地质研究的基础上,综合应用高含水期水动力调整手段,使注水区块的含水上升率得到有效控制,采收率提高3．9％,取得良好效果。     

探讨开发后期剩余油分布规律与挖潜措施

经过长期注水开采,油田进入高含水期,油层内油、气、水交错渗流,剩余油的挖潜难度加大。高含水剩余油分布研究主要从剩余油分布研究方法、剩余油分布特征、剩余油分布控制因素三方面进行。总结目前剩余油分布及挖潜技术状况和最新进展,提出周期注水、降压开采等剩余油挖潜措施。     

喇北西块剩余油挖潜研究与应用

现如今,喇嘛甸油田已进入了三次采油时期,油田工作者在应用各种创新采油技术的同时,也探索出适合自己的方法与措施,如何进一步挖掘出水驱后的剩余油,也成为了三采后面临的问题。在此过程中,运用聚合物驱出水驱后仍留在地层中的剩余油,成为了油田上主要应用的技术之一。     

非均质油藏剩余油分布因素与挖潜对策

经过长期注水开采,东辛油田进入开发中后期,油层内油、气、水交错渗流,剩余油的挖潜难度加大。剩余油分布研究主要从剩余油分布研究方法、剩余油分布特征、剩余油分布控制因素三方面进行。本文总结了开发单元剩余油分布及挖潜技术状况和最新进展,提出完善井网、周期注水、降压开采、补孔改层等挖潜措施。     

三元复合驱后续水驱开发特征

北一区断东三元复合驱自2012年1月全面进入后续水驱阶段，水井注入压力大幅度下降，地层剖面动用不均匀，无效循环严重；油井含水开始大幅度上升，存聚率快速下降。针对以上问题，为进一步提高地层动用程度，挖潜薄差层剩余油，对注入井进行调剖、分注及细分等综合调整措施。调整后注入压力下降减缓，注入端有效厚度小于1m的薄差层动用比例增加17．5％，整体注入能力增强，采出端采出能力增强，含水回升速度减缓，产液量相对平稳，后续水驱阶段提高采收率1．94％。     

南一区东块后续水驱存在问题及对策

通过对南-区东块地区在整个开发过程中，由于存在着油层发育状况及储层物性差、井网不完善、控制程度低等不利于聚驱开发效果的矛盾，及时调整开发思路，采取相应的对策，以提高区块的经济效益；同时，根据后续水驱阶段存在含水上升速度快、注入不连续等问题，采取分层注水、酸化等措施，挖掘聚驱后剩余油，延长后续水驱经济有效期，达到“五控”，即控液，控水，控制含水上升速度，控制产量递减，控制成本增加，减少无效循环，进一步提高聚驱采收率。即我矿南-区东块全面停聚后，在注采压力调控的同时，加大注入井的分层措施力度，以控制含水回升速度。但在作业过程中，需要投入水嘴释放封隔器，为提高工作效率，减少工作量，在实际应用中投入的是可溶性水嘴，结果发现后续水驱井不适合于这种类型的水嘴，及时调整为投捞可调水嘴或是死嘴后，取得了较好的措施及注水效果。     

喇嘛甸油田水驱井网重构模式探讨

随着二类油层聚驱逐层上返,喇嘛甸油田水驱控制储景逐年减少,开采难度加大。针对目前水驱开发层系复杂、各层系间注采相互干扰、300m井距下厚油层内结构单元控制程度较低等问题,按照“细化开发层系、优化开发井网、强化注采系统”的调整思路,开展了水驱井网重构调整技术研究,调整注采不协调性,建立起合理的驱动体系,努力挖潜剩余油,达到最大限度地提高驱油效率。     

探讨低渗透油藏剩余油分布识别与挖潜

经过长期开采，油田进入开发中后期，油层内油、气、水交错渗流，剩余油的挖潜难度加大。剩余油分布研究主要从剩余油分布研究方法、剩余油分布特征、剩余油分布控制因素三方面进行。本文总结了剩余油分布及挖潜技术状况和最新进展，提出完善井网、周期注水、补孔改层等挖潜措施。     

平方王油田沙四上礁灰岩剩余油分布规律研究

平方王油田礁灰岩油藏经过多年开采，油水关系及剩余油分布复杂，通过开展储层非均质性及剩余油分布规律研究，总结出控制平方王油田礁灰岩油藏剩余油分布因素，明确了剩余油相对富集的区域。     

微生物驱油技术在胡尖山油田的应用研究

目前随着油田开发进入高含水开发阶段,油藏开发表现”低采出、高含水、递减大”的特征,油藏平面、剖面矛盾加剧,油藏水驱状况日益复杂,水驱油效率降低,剩余油分布状况日趋复杂,挖潜难度增大,油藏控水稳油形势日益严峻,调驱或三次采油技术储备严重不足。为此,根据低渗透油藏储层特征和流体特征,在广泛调研和室内实验评价的基础上,借鉴油田内外提高采收率的技术思路,开展微生物驱油技术试验,通过矿场实践有效提高了驱油效率和最终采收率,丰富了低渗透油藏提高采收率稳产技术体系,为同类油藏的开发具有重的战略借鉴意义。     

低渗透油藏相控开发技术研究

文南油田属深层高压低渗透复杂断块油藏,主要为湖泊三角洲沉积,储层发育不稳定、物性差,认识开发难度大。通过区域整体评价与局部解剖相结合,开展了小层沉积微相研究和相控剩余油研究,细化了小层剩余油认识。在该研究成果指导下,针对不同沉积特点的储层,实施了不同的精细挖潜措施,对水下分流河道,通过强化河道注水补充能量,实施侧翼差异相带挖潜;对席状砂体,通过缩小井距、减少注水层段,优化井网单独动用。在新区注采配套过程中,充分考虑沉积微相展布特点,使井网布置尽可能与微相匹配。开发实践表明,上述方法对油田水驱状况的改善明显,提高了油藏开采效果。