绥靖油田调剖调驱体系优化及效果评价

随着绥靖油田进入开发中后期,受低渗透储层非均质性影响,注水矛盾突出,地层逐渐形成大孔道或者高渗带,导致油井见水,调剖调驱已经成为低渗透油藏改善油藏水驱,提高油田采收率的重要措施手段,但随着注入轮次增加,整体效果逐年变差。通过对不同层系、不同类型油藏开发矛盾的深入分析,针对性的优化调剖调驱体系,从而科学指导调剖调驱的实施,提高实施效果。     

区块整体弱凝胶调驱矿场试验及效果

利用弱凝胶在高渗透大孔道中的运移及低渗透小孔隙地层中的不可入性能,对存在高渗透通道的水驱油藏进行深部调驱试验,可以改善高含水开采期油层深部的非均质程度,实现油藏的稳油控水(或增油降水).应用弱凝胶在辽河茨榆坨采油厂青龙台油田龙-11区块进行的整体调驱矿场试验结果表明,弱凝胶深部调驱可以有效地改善了严重非均质油藏高含水开采期的水驱开发效果,减缓了油田的自然递减速度,并获得较好的增油降水效果.在实施1.5a内,不考虑自然递减及其他作业措施的情况下,区块累积增油7126.1t,产水量减少14054m³,投入产出比大于1:7.     

深部调驱技术在跃进二号油田的应用

跃进二号油田属疏松砂岩油藏,目前进入高含水采油阶段,层间和层内矛盾突出。平面上由于压力不平衡形成高低压区,注入水向低压区推进;纵向上吸水层数、吸水厚度比例逐年降低,主力小层含水上升快;同时由于注水开发和其它工艺措施,导致地层形成大孔道和高渗透层,注入水沿高渗透条带突进,造成部分油井暴性水淹。为了缓解层间和层内矛盾,进行了深部调驱实验,取得了一定效果。本文着重介绍了预交联凝胶颗粒调驱室内实验研究与现场应用情况。     

提高水驱油效率技术在茨榆坨油区的研究与应用

油田开发至中后期,由于地层的非均质影响,注水指进成为抑制油田开发的主要因素之一.在茨榆坨采油厂,油藏断块小,地层非均质性严重,层间渗透率级差大,层间干扰严重,注入水快速突进,受储层发育及沉积的影响,平面矛盾非常突出,层内指进严重,注入水方向性强,水淹速度快,部分油田由于隔层小,分注难度大,水驱油效率低.针对这一情况相继在包1块、龙11块北部和中部、茨13块、茨34块等区块实施调驱,目前共实施调驱水井86口,控制油井188口.     

注水开发油田深部复合调剖段塞结构设计

国内某低渗透油田(JS油田)注水开发过程中,地层出现高渗透层、大孔道、裂缝,注入水窜进,注入水平面上单向突进和剖面上的尖峰状吸水比较普遍。在单纯的注水井调剖的基础上,开展了以封堵裂缝大孔道为主、深部调驱相结合技术;调剖剂由单一的有机体系改为有机+无机复合体系;设计段塞结构以提高后续水驱压力。深部复合调剖工艺技术为提高JS油藏注水开发效果提供了一种主要手段。     

沈84-安12块高凝油油藏注水井大孔道深度调剖技术

沈阳采油厂沈84-安12块是全国最大的高凝油砂岩开发区块,油藏开发进入高含水期后,注水开发中稳定地层压力与控制油井含水上升速度的矛盾日益突出.针对区块油藏非均质性强、长井段、多层位生产、注水井单层突进现象严重的现状,研究了深度调剖技术,并取得了一定的效果.该项深度调剖技术是利用示踪技术的成果,结合剩余油主要分布在主力油层大孔道中的实际.在工艺上采用封堵、深度调剖、注驱替剂的阶梯式注入段塞深度调剖工艺.来扩大大孔道注水的波及面积,以提高区块的注水开发水平.     

PI决策技术在中原油田的应用

中原油田是一个复杂断块砂岩油气田 ,储集层埋藏深 ,渗透率低 ,非均质严重。进入高含水开发期以来 ,高渗透层段 (或条带 )水淹严重 ,而中、低渗透层吸水很差或根本不吸水 ,剩余油比较富集。这部分油单靠强注强采、加密井网以及其它常规工艺措施很难采出来 ,而三次采油成本很高 ,且注入水波及系数也难以有大的提高。对PI决策技术在油藏整体调剖堵水方面的进一步研究证明 ,通过PI决策整体调剖 ,能有效地封堵高渗透层或条带 ,使油藏在平面和纵向上压力指数值基本接近 ,力求达到储集层在平面和纵向上均质化 ,改善中、低渗透层 (或条带 )的吸水状况 ,提高注入水波及体积和注入水利用率 ,遏制油田含水上升速度 ,提高水驱采收率 ,延长油田稳产期。对中原油田 1 3个区块的PI决策整体调剖分析和评价 ,证明无论是在油藏吸水状况、产能及含水变化态势、水驱采收率变化 ,还是在经济效益等方面 ,都有较大的改善 ,油田开发水平明显提高。图 2表 3参 3 (王元胜摘 )     

孤岛油田中二南注聚初期调剖及效果分析

孤岛油田注聚区块油藏研究成果和矿场测井、取心资料表明,中二南Ｎｇ＾３－４油层中存在高渗透带或大孔道。为了进一步增加聚合物驱的波及体积,提高注聚合物区块整体开发效果。在中二南Ｎｇ＾３－４注聚区块的注聚初期,运用ＲＥ油藏工程决策系统对１０口 实施调剖工艺,调剖后平均注入压力上升５．３１ＭＰａ,和其它区块同期相比见聚井数下降２０．６％,取得了良好的应用效果。     

渤海海上油田深部液流转向配套技术研究与应用

渤海秦皇岛32-6油田是一个多油水系统稠油底水油藏,储层物性好,长期注水开发,造成油藏平面波及系数和纵向波及系数降低,注入水突进现象严重,注入水无效、低效循环加剧,严重影响水驱开发效果。传统的调剖只能封堵近井地带高渗条带,处理半径太小,储层不能得到有效开发。深部液流转向技术是以深部调剖为主,驱油效果为辅,将"调"和"驱"有机结合起来。通过深入油藏精细描述研究,开发出简捷、快速、准确、可靠的深部液流转向决策技术,为选井选层提供科学可靠的决策依据;同时根据孔道发育情况,研发出适应性强的深部转向剂封堵高渗透条带和挖潜中低渗透层剩余油;通过采用多段塞交替注入工艺实现了高渗调、堵,低渗解、驱、洗油的效果,达到了高效波及控制,提高了原油采收率的目的。通过该技术在秦皇岛32-6油田的应用,有效解决注入水突进和中、低渗剩余油挖潜困难的技术难题;证明该技术是可行的,增加了油井的产量,提高了经济效益,对今后渤海海上其他稠油油田的增产、挖潜具有指导和借鉴意义。     

整体调剖技术在125m井距一类油层区块的应用

聚合物驱后期由于注入液沿高渗透大孔道突进,导致注入压力较低,采油井含水率上升速度加快。为改善萨中开发区125 m井距一类油层区块聚驱开发效果,根据X区块油层的发育特点及不同调剖剂的性能特点,开展了整体调剖试验。结果表明,应用整体调剖技术后,区块注入压力上升1.9 MPa,含水率月上升速度减缓0.4百分点。整体调剖技术在聚驱后期区块开发中起到了一定作用。     

水平井技术在小构造油藏挖潜中的应用

安丰油田安丰1断块K2t31是典型底水油藏,在直井开发16年后已进入高含水开发后期,针对开发调整难度大,含水上升快的开发特征,研究了剩余油分布规律、挖潜技术以及水平井优化设计技术界限,提出了水平井技术在小构造油藏挖潜中的应用并现场实施.投产后效果很好,初产高,含水低,大大提高了断块的采油速率,采收率由25%提高到38%,单井增加可采储量3.5×104 t,相当于直井的3倍多.     

海外河油田交联聚合物溶液深部调驱试验研究

随着海外河油田进入“双高”注水开发期。油田产量也进入递减阶段。常规的周期注水、温和注水和分层注水、水井调剖等工艺措施。无法解决油层深层调整和改善平面矛盾等问题。采用大剂量的深度调剖。虽在一些油田取得一定效果。但只能一次性改善纵向剖面,且有效期缩短、成本高。针对这些情况。在海1块开展了“LPS”深部调驱技术的研究与现场试验。并取得较好的稳油控水效果。     

井间示踪剂大孔道识别及剩余油饱和度分布技术

中原油田胡7南块非均质性严重，大量注水后，储层出现大孔道现象，使注入水沿大孔道短路循环，注入水效率低，水驱波及体积小，加剧了层内、层间矛盾，导致油井含水上升快，水驱动用程度低。为了制订一系列有效的调整方案，提高水驱油效率，决定对胡7南块的7—21、7—189、7—112、7—121四个井组投放示踪剂，利用井间示踪剂大孔道识别及剩余油饱和度分布解释软件描述高渗透水淹层(即大孔道)的厚度、渗透率、孔道半径，并解释剩余油饱和度的分布情况，从而为调剖堵水提供有效依据。     

弱凝胶体系地层流体转向技术在海上稠油油田的应用

稠油油田注水开发过程中,受不利流度比和非均质性的影响,注入水沿高渗层突进,造成油井暴性水淹,严重影响水驱开发效果.针对海上稠油油田的开发特点和存在问题,对弱凝胶体系的适用性进行了分析,对影响凝胶体系调驱的关键参数进行了优化.结果表明,原油黏度影响弱凝胶调驱效果,随着黏度的增大调驱效果有变差趋势.在含水率40%以后,注入...     

低渗透油田中高含水期聚合物深度调剖效果

聚合物深度调剖技术在龙虎泡和敖古拉油田的现场应用,调整了层间和平面矛盾、扩大了波及体积、提高了驱油效率,使该地区低渗透油层中高含水期的开发效果有明显改善。     

调驱技术是低渗透油藏稳油控水的重要手段

彩南西山窑组油藏微裂缝发育、储集层非均质性强,是典型的低一特低渗透油气藏。经过几年高速开发之后,因水窜、水淹而使油藏含水上升快、产量递减大、地层压力场分布复杂。对此,在深入进行油藏研究,认清砂层在纵向、横向上的发育程度、注采连通程度、储集层沉积微相、岩石物理相、储集层裂缝相、流体流动单元等油藏特征的基础上,对注水井进行普通调剖、深度调剖、“2 3”调驱等措施,使油层动用程度由68％提高至95％,并且在横向上起到了深部液流转向的作用,较大幅度地提高了水驱波及体积和洗油效率,对整个油藏的稳油控水起了重要作用,而且投入产出比在1：3．5以上,经济效益显著。     

新站油田大401区块裂缝治理探讨

新站油田大401区块投入开发后,通过取心观察、测井、无源微地震法监测结果和动态变化等综合分析证实,储层中发育天然裂缝。由于裂缝的存在,近几年出现注水后油井见水快、见水后含水上升快、产量下降快等矛盾。虽然通过采取定压注水、注水调整与整体调剖等一系列措施初步缓解了平面和层间矛盾,但从根本上仍未找到治理裂缝的好方法。在剖析油田存在矛盾的原因之后,对油田下步开发提出了几点建议,希望能对新站油田及类似油田的开发起到借鉴作用。     

特高含水期油田开发潜力分析--以双河油田437块为例

双河油田437块经过近23年的开发,目前含水已高达96％。从高含水期油藏的渗流特点出发,充分利用试井技术能求取地层径向渗流参数的特点,结合油藏工程学有关原理,从含油饱和度研究入手,对剩余油饱和度分布特征进行了深入研究,搞清了437块剩余油饱和度的分布情况,获得了对于特高含水期油田剩余油分布的规律性的认识,对老油田调整挖潜和三次采油具有重要的指导意义。     

海上稠油油田复合调驱技术与应用

渤海D油田为中、高孔渗稠油油藏,经过长期注水开发,水窜大孔道发育,单一的调驱措施效果逐渐变差。针对平台作业空间狭小、储层调驱效果弱化的问题,进行"凝胶+聚合物微球"复合调驱技术研究,开展了复合调驱体系评价室内研究,筛选并优化体系配方,通过非均质岩心驱替实验表明复合技术比单项技术采收率增幅提高10.5%。矿场应用结果表明:"凝胶+聚合物微球"复合调驱技术有效抑制了注入水延高渗带的突进,井组含水上升趋势得到明显抑制,阶段累计增油超过6×10^3m^3并持续有效,为老油田深部挖潜、提高调驱效果提供了新思路,对海上注水开发油田稳油控水工艺具有示范意义。     

卫95块HSG-1油藏流体流向控制技术

油田进入特高含水开发期以来,随着采出程度的增加和油藏水淹程度的加剧,平面上剩余油分布更加零散,措施挖潜的余地小,难度大,产量递减快。卫95块多轮次调剖后,I类油层的增油潜力越来越小,Ⅱ、Ⅲ粪油层受调剖污染,注水井吸水厚度逐渐减少,层间矛盾加剧,调剖措施效果逐年变差。调剖后注水压力上升,甚至注不进水,但吸水剖面改善不理想,启动新层的效果变差。因此,在卫95块开展以HSC—1油藏流体流向控制技术为主导技术的区块深部液流转向,试验5个井组．工艺成功率100％,区块自然递减降低5．6个百分点,PI值提高了2MPa,井组累计增油量1430t,平均井组增油量286t,自然递减得到了有效控制,区块开发形势好转。该技术可以改善区块水驱开发效果,减缓递减,保持持续稳产,并为下一步在该区块及类似特高含水油藏区块开展此项工作提供新的思路和方法。