特高含水期细分注水层段组合参数优化

A区块经过50年的开采,目前已进入特高含水期开发阶段,虽已完成针对不同开采对象的逐次加密调整及针对葡二高油层的开发层系细分调整,其层间干扰仍然严重,无效循环仍然存在,开发调整难度大。注水井细分调整可以进一步提高各类油层的动用程度,有效提高注水利用率,实现注水井剖面调整和注水结构调整,是投资较低、可有效改善水驱开发效果的措施之一。为满足精细油藏、经营油藏的需要,本文以生产动态数据及监测资料的分析为基础,应用多学科油藏描述技术,并引入经济评价指标,定量分析细分层段内渗透率变异系数、单层突进系段数、层段内小层数、砂岩厚度对细分调整效果的影响,分析水井测试周期及作业费用对经济效益的影响,得出一系列细分注水层段组合参数,指导细分注水方案编制工作。现场应用后,细分井渗透率0.1μm~2的油层层数和砂岩动用比例提高17.8和18.3个百分点,周围采油井平均单井提产油提高0.3 t,有效缓解了产量递减和含水上升的幅度,为特高含水期水驱精细挖潜提供技术支撑。     

注水井测调一体化工艺技术研究与应用

针对目前河南油田钢丝偏心投捞分层测试中,存在多个小卡距层及分层段数超过4段以上多级多段难以细分注水等问题,开展了注水井测调一体化工艺技术研究。通过研究配套电磁式同心测调仪、井下可调配水器等仪器和工具,将配水器间距由5～6m缩小到3.5m,实现多个小卡距层细分注水,拓宽了注水井分层测试的应用范围。将5层分注井由投捞测试4天缩短为1～2天,提高了测试效率。     

液控封隔器同心双管分层注水工艺管柱的研究及应用

胜利油田桩西采油厂老河口油田桩106块油藏为中高渗疏松砂岩油藏,该油藏由于各层系间压力系统和渗透率间的差异很大,层间矛盾突出,井深结构（井斜和方位角）的影响,目前的分注管柱难以满足该油藏分层注水的要求。因此,开发研制了新型液控封隔器同心双管分注管柱,解决了水井分注难题。该管柱施工成功率高100%、层段注水有合格率高、分层可靠性高、洗井方便,控制操作简便的优点。     

桥式偏心分注井配注误差分析及治理对策研究

随着桥式偏心分注工艺在低渗透油藏中的开发应用不断深入,分注工艺中存在的问题开始显现。鉴于低渗透油藏小水量注水的要求,分层注水井存在着单层配注量较低,层间物性差异大,且各个层位吸水能力不同、单层配注不准确等问题,无法达到精细注水的目的。本文将通过对桥式偏心分注工艺在现场的应用情况以及配注误差的分析,优化分注工艺并制定合理的工作制度。     

桥式偏心分注及测试技术的应用

桥式偏心分注技术的关键在于,在原偏心配水器基础上增加桥式通道。由于存在桥式通道,可实现流量、压力＂双卡＂测单层,测分层流量时,测得的流量就是分层流量,消除了原偏心配水技术采用递减法进行流量测试误差大的问题;测分层压力时,不但可以实现单层分测,而且不用投捞偏心堵塞器,既提高了分层资料的准确度,又提高了分层测试效率。     

缝洞型油藏单井注氮气效果评价研究

效果评价是技术应用过程中重要的环节之一,为了解决塔河缝洞型油藏单井注氮气效果评价存在指标体系不完善、评价标准不统一、经济因素未考虑等问题,引入数学统计相关理论,结合缝洞型油藏单井注氮气开发特点,以完成周期评价的单井注氮气井为研究对象,开展了缝洞型油藏单井注氮气综合效果评价方法研究。该研究首次构建起缝洞型油藏单井注氮气效果评价指标体系与经济评价模型,在此基础上,明确了各指标的评价界限,创新形成了基于模糊评判的缝洞型油藏单井注氮气效果评价标准,为塔河缝洞型油藏单井注氮气效果评价奠定了坚实的基础。     

桥式偏心配水技术在西峰油田的应用

西峰油田储层矛盾和井筒状况复杂。为提高分注合格率及测调效率,针对常规偏心分注测试存在层间干扰、测试误差大等问题,在西峰油田引进并推广桥式偏心分注工艺技术。从现场应用情况来看,该工艺满足了小水量注水技术需要,为低渗透油田精细化注水提供了新的技术途径。     

低渗透油藏水井配注量计算方法应用

目前油田开发工作者在常规砂岩油藏注水配注方面已经取得了较大的成果,建立了很多注水配注计算方法,并已经应用于生产,但针对低渗透油藏的配注方法研究较少。本文针对低渗透油藏注水开发存在的问题,优选了基于劈分系数及基于流线模拟的两种单井配注方法,进行实例计算,对其适用性进行研究。本文取得的认识可用于指导低渗透油藏稳油控水工作。     

深层稠油油藏注天然气吞吐参数优化设计

LKQ深层稠油油藏实现有效开发尚属世界难题。注天然气吞吐采油可以有效降低地层原油粘度,提高产量,达到经济开发油田的目的。本文利用GEM组分模块对LKQ深层稠油油藏天然气吞吐开采方式进行数值模拟研究,优化设计吞吐参数。结果表明:利用天然气吞吐开发可以有效降低地层原油粘度,提高油井产量,周期单井平均产量达到9t/d,比原始产量提高3倍以上。     

超低渗砂岩储层深穿透缓速解堵增注工艺

针对HQ油田超低渗砂岩储层物性差、渗流阻力大,注水井投注一段时间后易发生油层堵塞,吸水变差,达不到油田开发注水要求,且常规酸化增注效果又不理想的问题,为确保注够水、注好水,促进油藏高效开发,开展了超低渗砂岩储层欠注井解堵增注技术研究。通过分析该储层欠注井常规酸化增注效果不理想的原因,结合储层地质特征,设计出一种深穿透缓速解堵液;对该解堵液的缓速性能、解堵能力、抑制二次伤害、金属离子螯合能力等性能进行了室内评价;运用该解堵液在HQ油田开展了现场深穿透缓速解堵增注工艺设计及实验工作,与以往常规酸化增注对比,试验井增注措施有效率提高了16.7%、平均单井注水压力下降1.7MPa、平均单井有效期延长了8个月。通过室内研究和现场实验,形成了一种适应HQ油田特殊储层的解堵增注工艺。     

非均质油藏分注工艺研究应用

中原油田油藏具有埋藏深、层系多、渗透率低、非均质性严重等特点,常规分层注采工艺技术对低渗非均质油藏存在一定的局限性。主要有分层启动压力测试不能精确到小层、薄层分注受限,大压差层井段分注有效期短,找堵水一体化管柱资料准确性低等问题。针对上述问题,通过自主技术创新解决了小层启动压力测试,薄层和大压差层段精细分注,油井精确找水和卡封管柱偏磨四大技术难题,满足了低渗非均质油藏注采要求,累计增油3.23×10~4t,取得明显效果。     

文209块高含水后期井网重组研究及现场应用

文209块属于多层砂岩油藏,目前已进入高含水后期,随着井网多次调整,井网加密和细分的范围逐步缩小,层间非均质性对开发效果的影响显得尤为突出,采用传统井网调整技术,提高水驱采收率的效果变差,在油藏开发动态上表现为调整井效果明显变差,含水很高,单井产油量下降,另外措施效果也逐年变差,导致油田递减加大。为充分挖掘剩余油潜力,打破原有的井网界限,根据层间开发特征进行注采井网的重新匹配,并对不同的层位采用不同的开发对策,提高油藏的产能与采收率,并获得明显经济效益。     

水驱数值模拟单井拟合方法

含油饱和度分布状况、压力分布状况、水驱油方向等,可预测未来油田生产状况,而单井单层的产、注量受这些场分布状况的影响,数值模拟中单井产、注量的时空拟合状况也能反映出所拟合的这些场的准确程度。数值模拟技术的重点由获得高精度的含油饱和度场、压力场转化为采用合理、科学的方法,提高单井、单层产液、产油、注水等数据拟合精度。但目前的单井拟合方法较为简单,没有系统的考虑油藏状况,因此拟合精度低。研究了数值模拟原理和油藏实际生产之间的关系,并提出了"井区拟合+含油饱和度场+压力场+沉积相带图"进行综合分析的拟合思路。     

卫城低渗油藏高压注水井多氢酸酸化技术研究

卫城低渗油藏以卫城油田沙三中—沙四段油藏为主,油层埋深为2700~3500 m,动用地质储量3184×104 t,主要包括卫81、卫360块等6个开发单元。该类油藏埋藏深、储层低渗透,层间非均质性强,存在着局部注采井网不完善,区块注水压力高,高压欠注严重等问题,严重影响了油田开发水平的提高。在传统的酸液体系酸化过程中,一直没能较好的解决处理半径有限、易生成二次沉淀、残酸返排不彻底等问题。多氢酸的出现较好的解决了这些问题。自2012年1月至今,卫城低渗油藏现场应用11井次,成功率100%,平均单井日增注19 m3,降压8.0 Mpa,平均年有效期152天,平均年增注3137 m3。     

濮城油田文51油藏分注技术界限研究及应用

濮城油田文51油藏含油面积9.3km~2,地质储量939×10~4t。为了提高油藏水驱动用储量,提高二三类层的动用程度,开展了对分注技术界限的研究,确定不同含油饱和度储层组合下的渗透率级差界限,确定分注井注水层段的小层数和砂体厚度界限,从而实施细分注水及层段重组,取得了良好的效果。     

桥式防反吐同心测调一体技术的研究与应用

针对偏心配水器在大斜度井、深井、多层分注井及采出水回注井中应用时测调成功率低等问题研制的常规同心配水器在实际应用中依旧不能满足小排量精细化注水要求。该配水器拥有较大的桥式过流通道,一体化可调水嘴结构设计,水嘴可无级连续调节,与同心测调仪配合使用进行水嘴开度大小调节。推广使用后效果良好,实验对接成功率100%,一次测试调节成功率90%以上,平均单井测调时间为8 h。     

桥式同心分注工艺技术研究与应用

长庆陇东油田注水井具有"定向井、小水量"的特点,对分注工艺的可靠性和实用性提出了更高的要求。针对目前使用的偏心分注工艺技术存在测试投捞成功率、效率低及测试误差大等问题,引进了桥式同心分注工艺。该工艺在南梁西、华152、白455区块37口分注井进行应用,通过现场应用表明,该技术提高了分注井测调成功率、效率及精度,满足了陇东油田精细分层注水的需要。     

ⅡⅢ类中高渗砂岩油藏恢复注水调整对策研究

为了改善辽河油区ⅡⅢ类中高渗砂岩油藏开发效果,提升油藏开发水平,以传统分层系开发为基础,依托水平井、细分注等新工艺,以单砂体为目标,对中高渗砂岩油藏聚类重组单砂体,细分开发层系,直平组合,采用面积井网开发,最大程度提高采收率。     

“137”新井产能区块完井工艺整体优化设计与应用

"137"产能区块完井工艺整体优化设计思路是建立基于沉积时间单元寻找剩余油方法,确定新井产能区块的潜力区,锁定的潜力井;依据沉积相带图、测井解释成果图、以往油水连通关系图,确定新井潜力层;再根据注采关系、机型大小、砂岩厚度、单卡小层数、储隔层GR差、GR值的大小、小层分布程度,精准优选完井工艺。2020年在某区块新投的150口油水井上,开展完井工艺整体优化设计方法的推广应用,90口油井投产初期平均单井日产液31.3t,日产油2.6t,含水91.7%,高于地质方案预测采油井投产初期平均单井日产液19.50t,日产油1.95t,含水90.0%的设计目标。现场试验结果表明,采取"137"产能区块整体优化设计方法,单井产能达标率提高40个百分点以上,为有效提高新井达标率提供了技术手段。     

浅析注水井分层调配不合格层原因及治理

分层测试调配合格率是一项重要的油田开发管理指标,它反映了注水状况与地质方案的符合情况。本文通过对295个测试调配不合格层分析,阐述了地层条件差、注采系统不完善、层间干扰、注水管柱结垢等因素对测试调配合格率的影响。并针对不同影响因素提出采取相应的治理措施:进一步优化注水井配注和措施方案;为缓解层间矛盾对调配不合格层的影响,采取选用"单层间注"的周期注水方式和使用"YL井下注水定流量器"。"YL井下注水定流量器"是控制单层注水量的新举措。该流量器可以保证井下注水层段有稳定的注入量,对控制超注层效果更理想。利用该装置可以大大缓解层间矛盾,提高测试调配合格层数,具有一定的推广使用价值。为了进一步提高注水质量,本文在遵守套管保护原则的基础上提出对一些水井重新计算破裂压力,通过提高水井注水压力,相应提高注入水量,以满足配注方案的要求。