塔河油田注水替油地面工艺技术优化

塔河油田碳酸盐岩储层非均质性强、油水分布规律差.油田首创了注水替油的新工艺.2005年以来进行了一定规模的注水替油作业。但是目前有90%以上的注水任务采用柱塞泵和泵车完成.出现了注水成本高等问题。根据油田具体情况对塔河油田采油一厂、采油二厂水管网进行了优化设计.较好地解决了注水问题     

物质平衡法测油井液面

物质平衡法通过测试环空中的气体排量折算出真实的环空液面，可以克服双频道回声仪所遇到的困难，为分析泵效、折算地层压力及区块注水补充地层能量提供依据。中原油田采油二厂研制的拟液面测试仪既能用于有泡沫段的油井，又可用于无泡沫段的油井，对于井深超过2500m的油井更适宜。     

氮气“催醒”长眠井

关停了近8年的河南油田杨资5井,经采油二厂新庄项目部实施氮气辅助热处理工艺后,重新苏醒,且生产能力持续走高,2012年11月14日,日产油8.7吨。杨资5井2003年6月13日完钻,同年11月采用螺杆泵常采方式投产。2005年3月,因采出液一直不含油而关井。2012年,新庄项目部地质人员从杨资5井的测录井、试油等资料进行分析,认为该井高含水的原因是边水突进造成的,同     

超深井稠油注水替油工艺研究

轮西油田奥陶系碳酸盐岩油藏自2001年试采以来,油藏压力快速下降,地层能量亏空严重,导致自喷期短,严重阻碍采收率的提高。特别是对于储集体相对独立的裂隙型油藏,由于没有外来能量补充,产量衰减突出。通过对相似油藏构造的塔河油田调研及科研论证,从2008年开始全面实施注水替油工艺措施,效果明显。2009年试验完成18井次40轮的注水替油工作,累计增油达5.5×104t,采收率得到显著提高。文章对轮西油田大量现场实际数据和目前注水替油工艺进行分析,为进一步实施注水替油措施提供借鉴。     

单井注水替油过程中缝洞单元内的油水关系

在单井控制的局限封闭储层中,单井注水替油是一种提高采收率的好方法。塔河油田奥陶系碳酸盐岩缝洞高度发育,并以多缝洞系统的形式彼此孤立存在,这种特殊的地质特征为单井注水替油创造了有利条件。通过对典型单井控制的T751井缝洞单元注水替油过程中油水关系变化的分析认为：有限范围内缝洞单元产油的主要能量来自地层剩余油体膨胀,注水主要是增加油体能量。单井注水替油可以开发井孔储层下方的油体,油井持续高产水后,需通过注气或侧钻结合注水等措施开采井孔上部储层中的剩余油。     

塔河油田缝洞型油藏单井注水替油技术研究

塔河油田在碳酸盐岩油藏能量弱的定容性单井缝洞单元进行了注水替油试验,大幅度提高了原油采收率。通过全面分析塔河油田大量现场注水替油资料,提出了以下注水替油技术:选择通过机采手段无法正常生产的定容性油井进行注水替油,并优先选择溶洞型储集体油井;注水替油前要尽可能利用天然能量,在地层压力难以维持正常机抽生产时进行注水替油;在注水替油的第一个周期,周期注采比应控制在0.25～0.50;溶洞型储集体油井早期注采比应控制在1.0～2.0,中后期控制在0.5～1.0;裂缝性储集体油井早期注采比应控制在0.8～1.5,中后期控制在0.3～0.8;溶洞型储集体油井前期可适当提高注水速度,裂缝性储集体油井的注水速度不宜过高;注水压力应低于井口承压能力和地层破裂压力;注水焖井后开井产液量不能高于注水前正常生产时的产液量。这些技术为碳酸盐岩缝洞型油藏单井注水替油生产提供了理论依据和技术支撑。     

塔河油田四区奥陶系油藏定容性储渗体注水替油技术

阐述了奥陶系油藏定容性储渗体油水渗流中的驱动力,是油水密度差产生的重力和随地层压力下降裂缝-溶孔溶洞系统的压缩和原油体积膨胀产生的驱动压差。因此可利用定容性储渗体易恢复地层能量和油水易重新分布的渗流特征,在定容性储渗体实施注水替油技术。以T416井为例,结合分析定容性储渗体注水替油生产特征,进一步优化定容性储渗体注水替油技术,结果表明,注水替油是提高采收率有效的技术手段,提高了油田整体开发水平和总体经济效益;注水后150h油水即可重新运移分布,时间较短;开井生产阶段,优化生产参数,降低底水锥进速度。在此基础上,对下步较大规模缝洞储集体的注水开发具有一定的指导意义。     

注水吞吐开发低渗透裂缝油藏探讨

室内油层岩心驱替实验研究结果表明，注水吞吐采油技术可发挥油层毛管力吸水排油作用，实现水驱，能有效地补充地层能量，恢复地层压力。通过多周期的注水吞吐开发，逐渐扩大水驱波厦半径，提高驱替效率。油层润湿性和渗透率是影响注水吞吐开发效果的主要因素。该技术简单易行，在头台油田实施后，效果十分显著，对同类油藏的开发真有指导意义。     

塔里木盆地塔中地区衰竭废弃缝洞型碳酸盐岩挥发油藏及凝析气藏注水效果分析

针对塔里木盆地塔中缝洞型碳酸盐岩凝析气田试采过程中暴露出的能量不足、递减大的问题,2010年以来,对衰竭开发末期的挥发油藏及凝析气藏,先后选取15个单井缝洞单元开展注水替油,对确认的2个多井缝洞单元开展对应注水,均见到了一定的效果。截至2015年5月,在累计注水29.05×10~4 m~3后新增油3.1×10~4t、气848.26×10~4 m~3。同时,对注水开发机理进行了研究,对单井注水替油的影响因素、技术政策进行了分析总结,为塔中碳酸盐岩挥发油藏及凝析气藏衰竭期末补充地层能量提高采收率提供了矿场支持。     

复合射孔压裂技术建功塔河油田

四川石油局测井公司近日在塔河油田TK833井运用StimGun复合射孔压裂新技术获得成功。TK833井是塔河油田采油二厂的一口老井，射孔井段在4580～4582m，施工后地层出水量增加，由于担心再次打开水层，又不敢采用酸化解堵等措施，该井因此停产。在了解到四川石油局测井公司具有StimGun复合射孔压裂新技术后，双方签署了该井的施工合同。     

洲城油田洲9井调剖工艺应用与效果分析

洲城油田经多年注水开发，在注水开发初期，因快速补充地层能量，注水强度偏高，导致地层出现大孔道和高渗透带，注水目的层层间矛盾突出，平面突进现象严重，注入水无效循环，剩余油得不到有效动用，水驱油效率低。借鉴2005年该油田QK-23井和洲7B井调剖成功经验，结合本井特点，于2006年7月进行调剖施工，施工后不仅封堵了大孔道，减缓了层间矛盾，同时也改善了液流方向，增加了水驱油波及面积，提高了剩余储量的动用程度。     

晚期注水中的储层压敏和原油脱气影响分析

分析了地层压力大幅度降低对油层岩石物性的影响程度和地层流体体积收缩量。比较了物质平衡方法与数值模拟预测结果的差异，并对物质平衡方程预测提出修正。认为在原油物性较好、油水流度比接近的油藏实施晚期注水，仍将取得较好开发效果。但是由于经过长时间衰竭式开采，晚期注水油藏地层压力低、亏空巨大，以关井停产一段时间恢复压力至压力系数0．5左右再行开井生产，同采同注为好。     

缝洞型碳酸盐岩油藏注水替油技术研究与应用

塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏随着开发的进行,地层能量日趋衰竭。对定容积油藏注水替油技术进行研究.对单井进行注水补充地层能量,恢复地层压力,利用油水重力分异增加采出量,通过注水降低油水界面实现压锥.通过深入理论研究和现场试验,在116口井进行了472个注采周期的注水替油开采,累计增油47.88×10~4t.提高油藏采收率2%以上。     

鄂尔多斯盆地致密油水平井注水吞吐开发实践——以延长组长7油层组为例

针对致密油藏长水平井自然能量开发后期如何补充能量的难题,在致密油藏注水吞吐采油机理、可动油定量评价和矿场试验评价的基础上,提出了水平井注水吞吐的选井条件和技术政策：①初期产量较高、含水较低、有一定稳产期的水平井实施注水吞吐效果较好。②从经济性和储层非均质性两方面考虑,若水平井单段人工裂缝破裂压力差异小,则采用经济、操作简单的笼统注水吞吐方式;若水平井单段人工裂缝破裂压力差异较大,采用分段注水吞吐方式能够较好提高段间注水波及面积,缺点是成本较高。③鄂尔多斯盆地延长组长7油层组致密油自然能量开发转注水吞吐补充能量时机为地层压力保持水平降到原始地层压力的60%;注水吞吐注水后地层压力保持水平达到原始地层压力的110%;单段注水速度为10~20 m³/d;焖井时间为10~13 d （1 000 m³注水量）;开井后水平井百米日产液量为1.5 m³/d。对鄂尔多斯盆地延长组长7油层组的50多个井组开展了致密油水平井注水吞吐试验,有效井组的比例达到了约70%,平均井组增油量为610 t,取得了较好的实施效果。     

南庄畔油区延7油藏注水技术策略

目前研究区延7油藏主要靠天然能量开采，油区已处于中低等含水阶段，油藏能量下降较快，部分井产量较低，迫切需要将油藏地质与开发动态分析有机结合。通过精细油藏地质研究，在目前井网地层能量及开发动态等油藏工程分析基础上，优选注采井网形式，进行注水开发方案设计和部署研究。通过对延7油层组油藏地质、油藏等特征及注水参数的深入研究，为以后延7油藏注水开发提供可借鉴资料。     

特低渗透储层蓄能增渗研究与矿场实践

延长油田部分特低渗透油藏依靠天然能量开发，随着不断开发地层压力逐渐降低，产能不断下降。蓄能增渗作为一种针对低地层能量保持水平低的油藏的注水补能技术，通过本井大液量快速注水、关井、周围井闷井等技术手段，补充地层能量，实现周围对应油井见效，提高油藏渗流能力和渗吸作用。通过构建双重介质模型，开展室内蓄能增渗实验，结果表明：蓄能增渗最佳注入时机为衰减开发地层压力至原始地层压力的60%～70%,最佳注入量为0.2 PV,闷井时间的增加可以提升蓄能增渗的效果。矿场实践后，油井产量在30 d内提高了5倍，效果较好，可为延长油田乃至国内其他油田的类似油藏提供借鉴。     

洲城油田调剖堵水工艺技术应用及效果分析

洲城油田经过十多年的注水开发，特别在注水开发初期由于快速补充地层能量的需要，导致注水强度偏高，大孔道和高渗透条带已经形成。目前地层存水率较低，注入水无效循环严重，使得剩余油得不到有效动用，水驱油效率低。2005年7-10月我们和外单位合作在洲城油田QK-23井和洲7B井开展调剖施工。实施的两口调剖井位于区块的北端，大孔道和平面突进现象严重。通过调剖治理，不仅对大孔道实施封堵，通过液流转向作用使水驱波及范围增大，还可以调节纵向上吸水剖面不均匀的现象，进一步提高注入水的波及体积，提高剩余储量的动用程度。     

海坨子油田试井资料解释分析

针对海坨子油田试井资料大部分为早期测试资料 ,阐明了该油田试井解释主攻方向。首次在该油田应用了井下关井试井设计技术 ,给出了可靠的关井时间。分析了试井存在主要问题及合理试井解释基础参数的确定。目前海坨子油田压力水平在 8～ 9MPa范围内 ,与静压资料相比相差5.73MPa,说明地层能量未完全得到补充 ,应加强注水工作     

塔河油田缝洞型油藏注水替油井失效特征及其影响因素

塔河油田实施注水替油生产是单井缝洞单元提高采收率的主导技术,但是失效井比例逐步增大,极大影响了注水开发效果。在分析该油田注水替油改善开发效果作用机理的基础上,对注水替油井进入失效阶段的主要动态特征进行了总结。结果表明,溶洞型、裂缝—孔洞型、裂缝型3类储集体注水替油井失效特征存在明显差异,但整体上裂缝型储集体注水替油井较溶洞型和裂缝—孔洞型更易失效;注水替油井进入失效阶段的主要动态特征为周期含水率快速上升、注水指示曲线斜率明显增大、周期存水率逐渐减小、周期吨油耗水比急剧增大。影响注水替油井失效的主要客观因素为单井储集体类型和注水替油后期的底水入侵;主观因素为周期注水量偏大和阶段焖井时间短导致的周期注采参数不合理。     

胡尖山油田安83长7致密油地层能量补充方式研究

胡尖山油田安83长7致密油藏由于储层致密,启动压力梯度高,常规注水开发压力传递较慢,有效驱替系统难建立,加之存在裂缝等优势渗流通道,整体表现出注水不见效、见效即见水的水驱矛盾,开发效果差。近年来因地制宜,对定向井区重点开展周期注水、空气泡沫驱油、体积压裂不返排闷井扩压等工作,对水平井重点开展吞吐采油、周期注水、异步注采等工作,不断探索地层能量补充方式,均取得一定效果及认识,但总体来说基于毛管吸吮作用和压差机理的按一定注入周期补充能量的渗析采油法对该区致密油开发具有深远意义,在充分结合改造强度、缝网形态等参数情况下实施效果较好,后期可持续扩大实施,并探索改善驱油介质等新方法。