超低渗透油藏高效开发综合技术研究

超低渗透油藏储层非均质性强,隔夹层发育,具有粒度细、应力敏感性强,渗流阻力大等特征,注水见效慢,油藏递减大,是制约油田生产的主要问题。通过开展油藏精细地层划分与注采对应研究,注入剖面治理,油水井措施挖潜等工作,加深储层地质特征认识,形成了一套超低渗透油藏高效开发技术体系,有力的支撑了油田产能建设。     

超低渗透油藏高效开发管理的典范

<正>长庆油田公司创建了基于物理、事理、人理的超低渗透油藏开发管理典范。长庆油田公司在低渗透上谋创新,摸索出了一条市场开放、技术驱动、快速上产、持续稳产的新路子,创建了基于物理、事理、人理(WSR)的超低渗透油藏开发管理典范。     

超低渗透油藏开发管理

<正>长庆油田是世界著名的超低渗透油气田。2008年2月长庆油田公司重组整合后,正式把超低渗透油藏开发列入工作日程,超低渗透油藏开发规划通过了中国石油股份公司审查。     

长庆油田超低渗透油藏开发地面设计探讨

长庆油田超低渗透油藏开发的地面工程设计针对黄土高原复杂地形特点以及大规模滚动建产和快速建设需要,根据地质开发特点、原油物性和管理需求,应用了大丛式并布并和井站一体的小站布局模式,功图计量、树枝状不加热集输、油气混输二级布站的油气集输工艺,供注水一体化的水源直供、小站增压注水工艺,流沙连续过滤、反洗的水处理工艺等,优化简化了地面系统,同时推行标准化设计、模块化建设、数字化管理、市场化运作、社会化服务,实现了地面建设投资的有效控制。     

超低渗透油藏开发一体化管理

超低渗透油藏开发属于公认的世界级难题。2008年3月长庆油田启动了超低渗透油藏开发,按照"新思路、新技术、新模式"要求,建立了以超低渗透油藏开发部为主管部门、以"三院一中心"为技术支撑、以8个采油厂和4个超低渗透油藏项目部为实施主体的准事业部形式的管理体制,在实践过程中,通过管理创新、技术创新和深化改革等措施,集成创新组织管理、方案实施、技术攻关、建设管理等一体化实施,探索出了一条具有长庆特色的超低渗透油藏开发     

长庆超低渗透油藏开发地面工艺技术

近几年来,长庆油田超低渗透油藏的开发成为原油增储上产的主要战场.与已规模开发的低渗透油藏相比,超低渗透油藏岩性更致密、孔喉更细微、应力敏感性更强、物性更差,开发难度更大.针对长庆油田超低渗透油藏特点,地面建设在借鉴西峰油田地面工艺技术的基础上,成功地进行了大井组多井单管不加热密闭集输、井站合一、多站共建、供注一体等工艺技术集成应用.     

超低渗透油藏开发组织体系的构建

2008年重组以来,长庆油田进入了发展的快车道,"创和谐典范、建西部大庆"成为长庆油田上下的共识和奋斗的目标.长庆油田把握机遇,科学谋划,适时提出开发超低渗透油藏的重大决策,拉开了超低渗透油藏大会战的序幕.超低渗透油藏的规模有效开发是长庆油田快速增储上产的必由之路. 长庆超低渗透油藏储层复杂、开发难度大、技术要求高、施工区域跨度大、涉及部门(单位)多,要实现经济有效开发,就要投入少、产出多,实现经济效益最大化,这需要结构严谨、职责明确、程序规范、运行高效的组织管理体系确保各项工作顺畅高效推进.为此,2008年以来长庆油田持续探索构建适宜超低渗透油藏开发需要的组织管理体系.     

低渗透油藏高效开发对策

本文在分析低渗透、薄层储层的油藏特征、井网布置、开采工艺基础上,研究了井网不完善、注水压力高、油井结垢结蜡及管杆偏磨等影响油藏开采效果的主要矛盾。     

超低渗透油藏注水方式研究

从超前注水的机理入手,结合数值模拟与实际动态,对比了不同注水时机下油水井间的压力剖面,优选了超低渗透油藏的注水时机,并在最优注水时机下,分析了不同注水方式对地层压力波及范围的影响; 基于超低渗透油藏具有启动压差大、应力敏感性强、孔喉细小等特性,分析了不同超前注水方式下油井和水井压力升幅和压力波及范围,在岩石不破裂的情况下,进行不同超前注水方式的筛选与组合,反阶梯温和注水能够得到最优的开发效果。以长庆油田BMZ区块为例,进行了不同注水方式的开发效果分析,当采用反阶梯温和注水时,预测平均单井产油量在前20个月都明显高于非超前注水。     

超低渗透油藏开发与科学管理的有效结合

随着近些年石油工业的发展,超低渗透油藏开发逐渐成为油田开发的重点,而如何应用科学管理对超低渗透油藏进行合理开发则成为了油田开发管理的重中之重。     

超低渗透油藏开发初期降低递减对策分析

超低渗透油藏是指渗透率小于0.5 mD、埋深在2 000 m左右、单井产量较低(2 t左右)、过去难以经济有效开发的油藏。与已规模开发的特低渗透油藏相比,超低渗透油藏岩性更致密、孔喉更细微、应力敏感性更强、物性更差,开发难度更大。主要从起低渗透油藏的主要特征、以及开发初期如何降低递减、延长稳产期、改善开发效果方面进行简单论述。     

超低渗透油藏滚动勘探开发实践及认识

本文结合超低渗透油藏勘探开发现状及最新资源状况,以前人油藏滚动勘探开发理论为指导,提出滚动勘探开发技术在本厂的细化和精细应用手段,并针对辖区内重点侏罗系、三叠系油藏及老区非主力层近几年滚动勘探开发的成果进行举例,深入剖析其勘探开发过程,最终达到油田产能建设规模和地质认识的统一。并以上述技术手段及经验为基础,在本厂目前探明储量动用程度高,规模建产区越来越少的现状下,以实现百万吨采油厂持续稳产为目标,为后续资源接替寻找成藏有利区的滚动勘探开发的地质手段及方向提出建议。     

超低渗透油藏开发与科学管理的有效结合

低渗透油藏可以根据渗透率情况分为低渗透油藏、特低渗透油藏、超低渗透油藏三种类型。目前,超低渗透油藏在开发的过程中的难度较高并且开发的效果不好、产量不稳定。我国的超低渗透油藏占勘探开发油藏比例持续上升,因此需要加强对超低渗透油藏开发技术的研究力度。本文对超低渗透油藏特征进行分析,并从超低渗透储层分类评价技术、产能快速预测技术、井网优化技术、超前注水技术、压力系统优化技术、油藏描述技术、吞吐技术、微生物采油技术等几个方面对超低渗透油藏的开发技术进行研究,以期提高超低渗透油藏科学管理效果及油藏开发效率。     

新疆油田超低渗透油藏注水开发储层损害研究

超低渗透储层由于其特殊的孔喉特性,在注水开发过程中对外来流体的悬浮物含量与结垢性等都有很严格的要求,如何在注水开发过程中降低储层损害与有效保护储层孔喉成为高效开发超低渗透油藏的关键。以新疆油田某区块为例,通过储层敏感性评价与注入水结垢分析,明确了注水开发过程中储层的损害因素。结果表明：该区块储层具有中等偏强的水敏、较强的盐敏以及中等偏强的碱敏性损害;混合注入水容易产生以Ca2＋为主的不溶性结垢,导致堵塞注水管线及储层孔喉。因此,超低渗透油藏在注水开发过程中,不仅要注重储层保护措施,更要严格控制注入水水质,从而有效地保护储层,为长期高效的开发奠定基础。     

超低渗透油藏水平井井筒处理工艺技术探索

姬塬油田A1区为超低渗透油藏,采用水平井开发模式。为提高区块开发效果开展注CO2分段补能工艺试验。试验前必须进行全井段井筒处理,确保水平段工程测井、固井质量测试能够符合试验方案技术标准。为此,结合A1区油藏特征,开展了井筒冲砂、磨铣、试压等井筒处理重点工序技术研究,明确了A1区水平井井筒处理工序、相关工艺参数及技术要求。现场试验表明,定型的水平井井筒处理工艺适用于低渗透、超低渗透油藏,可将施工周期由16 d缩短为11 d,工程测井、固井质量测井一次测试成功率100%。     

超低渗透油藏稳产技术研究及实践

本文针对三叠系油藏随着开发时间的推进,水驱不均特征明显,含水上升速度加快,持续稳产难度加大。通过对三叠系油藏的沉积、储层、渗流等地质特征的分析,以及油藏开发特征和影响稳产的主要因素分析,开展了"精细油藏描述、精细注采调控、低产井治理、提高采收率技术"等一系列稳产技术的研究与实践,取得了较好的效果,为油藏的持续稳产奠定了基础。     

鄂尔多斯盆地长8、长6超低渗透油藏开发对策探讨

鄂尔多斯盆地长8、长6超低渗油藏岩性致密，储、隔层岩石力学性质差异小，不利于控制储层压裂缝高，应力敏感性强，启动压力梯度高，难以建立有效的压力系统。针对该类储层特征．通过理论研究和现场试验探讨了开发对策：油井压裂与注水同期进行，可避免压裂裂缝高度失控，实现储层有效改造；五点井网可以建立有效的压力驱替系统，提高超低渗油藏的单井产量。     

吸水剖面资料在超低渗透油藏开发中的应用

在超低渗透油藏的注水开发过程中,注入水主要沿着渗透性较好的方向单向突进,对应油井变化表现为含水上升快和难以见到注水效果两极差异。利用吸水剖面测试技术对油水井做出及时的调整措施,达到提高注水效率和区块稳产的目的。