大庆油田超前注水储层物性界限研究

大庆油田近年新增储量渗透率低、品质差,未动用储量开发难度大,而低渗透油田投产后,如果能量补充不及时,地层压力会大幅下降,油田产量迅速递减。为提高开发效果,大庆油田对天然能量小的低渗透油田,开展了保持地层压力的超前注水开采试验。超前注水技术能够尽快建立有效的压力驱替系统,及时补充地层能量,提高地层压力,减小应力敏感损害,降低油井初始含水率,避免流体性质变差,从而改善油田开发效果。在大庆油田已投产的超前注水试验区块中,储层物性较差的扶杨油层超前注水效果较明显,储层物性较好的葡萄花油层单井产量提高不明显。利用室内试验、现场开发数据及数值模拟等手段确定了超前注水储层界限:大庆油田渗透率小于10mD的储层采取超前注水效果较好。这为超前注水技术在低渗透油田难采储量开发中的应用提供了有效依据。     

长8油藏超前注水压力保持水平研究

超前注水是指注水井在采油井投产前投注,油井投产时其泄油面积内含油饱和度不低于原始含油饱和度,地层压力高于原始地层压力,并建立起有效驱替系统的一种注采方式,它正是针对特低渗透油层具有启动压力梯度及油层具有弹一塑性形变等特点,根据非达西流提出的改善这类储层开发效果的一项技术。现场实践证明,超前注水对于低渗透及特低渗透油藏更具有指导意义。针对长8油藏,应用油藏数值模拟技术,分析了不同超前注水量条件下的开发指标,使地层压力分别提高到原始地层压力的1.05倍、1.10倍、1.15倍、1.20倍,并与未实施超前注水利用天然能量开采方式下的开发指标进行了对比,结果表明,当注水量为1.03%PV时,地层压力保持水平为原始地层压力的1.10倍,长8油藏开发效果最佳。将为提高特低渗透油藏注水采油效果、制定油藏合理的超前注水开发政策提供理论依据和技术支撑,对提高长庆特低渗透油田油井产量,保证特低渗透油田开发效益最大化具有较好的指导意义。     

大庆长垣外围扶杨油层超前注水时机研究

扶杨油层岩性致密,压力传导能力差,很难补充因油井采出而导致的地层压力下降,进而导致储层物性的不可逆,借鉴国内外油田注水经验,在扶杨油层A10、B10、C10等3个区块实施超前注水,试验结果表明,开发效果明显好于同步注水和滞后注水。由于受地面注入设备、储层条件、注水成本等方面限制,超前注水时间不可能无限期延长,亟需深入、系统的研究适合扶杨油层的超前注水时机,以指导实践。在前人研究基础上,针对扶杨储层特性,推导出超前注水合理地层压力保持水平经验公式,应用物质平衡方程,确定了合理压力保持水平下的合理累计注水量,进而得到不同注水强度下超前注水时机计算公式。应用该方法对已实施超前注水区块注水时机进行计算,实际计算结果与油田开发实践基本一致。实践证明,已开发区块注水时机合理,开发效果较好,说明建立的理论方法具有较好的实用性,为超前注水技术中确定注水时机提供理论依据。     

扶余油田中7-3区块调剖体系研究及应用

为提高扶余油田特高含水期注水开发效果,针对注水开发中存在的主要问题,结合区块储层特征,开辟了中7-3区块先导试验区,对试验区开发效果进行了系统的跟踪评价。该区块目前采油速度仅0.3%,标定最终采收率约25%,采出程度为13%,开发水平较低。利用改性沥青石油胶调剖剂在地层温度下,颗粒之间可互相粘结,封堵性强度高,且不受地层水矿化度影响,耐水冲刷性能好,有效期长的特性,有效解决了扶余油田储层非均质性及常规调剖有效期短的问题。该区块于2013年5月完成现场施工,平均单井注入调剖液1386.5m3,74口受效油井平均日产液698.6t/d,平均日产油53.8t/d,综合含水92.3%;与措施前相比,平均日增液4.0t/d,平均日增油28.3t/d,综合含水下降4.0个百分点。该项技术的成功实施,为扶余油田高含水开发后期提高开发效果提供了一项新技术。     

利用油藏精细描述技术调整水驱开发方案

CYG油田C区块经过多年开发,逐渐暴露出井网时砂体的控制程度低、注采系统不够完善、含水上升较快和砂体水淹状况复杂等问题.为提高区块水驱开发效果,进一步挖潜剩余油,开展了油藏精细描述技术研究.利用井震联合三维储层建模技术深化了地质再认识,建立了C区块的精细构造、岩相和属性模型,明确了井间断层、微构造及储层空间特征.利用双重介质油藏数值模拟技术对地层压力、综合含水率、单井含水率、产液量、采出程度等开发指标进行了历史拟合.结合试验区各沉积单元、各砂体剩余油分布特征及数值模拟结果,将区块剩余油类型分为7种类型,分别提出了具体挖潜对策.根据试验区剩余油分布情况,设计3种周期注水方案,并据此进行了数值模拟预测.预测结果表明:采取周期注水调整后,当含水率为90％时,与不进行调整(采出程度为20.32％)相比,试验区平均水驱采出程度可提高1.5个百分点左右.剩余油挖潜对策和预测结果为下步编制水驱挖潜调整方案提供了依据.     

葡萄花外围薄差储层大排量压裂技术探索与实践

葡萄花油田进入开发后期,高含水井及重复压裂井逐年增多,具有改造潜力且发育较好的葡萄花储层不断减少,薄差储层成为油田后续措施改造的重点。受此类储层物性及自身条件限制,采用常规压裂改造工艺增油效果不理想。葡萄花外围薄差储层主要分布于敖南及台肇区块,在这两个区块开展了多层段大排量压裂现场试验6口井,施工排量达到4.0~7.5m~3/min,平均单井压裂2.1个层段,单层有效厚度0.5m,平均单层施工液量115m~3,单层加砂9m~3。试验初期,平均单井产液强度1.83t/d·m,产油强度1.83t/d·m;与同区块储层条件相近的11口压裂投产井相比,初期产油增加1.7t/d,产液强度增加0.68t/d·m,平均单井年累计多产油207.3t。现场监测表明,大排量压裂在葡萄花外围薄差储层上产生了主缝与微缝共同存在的复杂裂缝网络,实现了提高裂缝改造体积的目的。     

欢北杜家台低渗透油藏增注技术研究与应用

欢北区块杜家台油藏由于低孔低渗,油层非均质性严重,泥质含量和碳酸盐含量较高,常规注水注不进,导致油藏未能实现注水开发,长期依靠天然能量开采,地层压力大幅下降,原始地层压力为24.94MPa,目前只有11.3MPa,区块处于低速开采阶段。为提高区块开发效果,根据储层综合评价标准,通过对孔隙度、渗透率、剩余可采储量、采油速度、开发方式等进行综合分析,对各区块进行评价分类,在注水开发可行性研究的基础上,开展了水质精细处理、高压增注等系列增注技术研究,实施温和注水、高压增注,加强增注工艺配套,实施分段压裂引效、高压分注等有效措施,实现了低渗油藏的正常注水,欢北注水区块视吸水指数由0.92～5.17m3/MPa,提高到0.97～14.33m3/MPa,目前已实现欢26块全面注水、欢50块一阶段注水开发。欢北杜家台油藏适合注水开发区块全面实施注水开发后,水驱采收率为29.4%,比天然能量开发提高17.6个百分点,预计最终可增产原油255×104t。     

海拉尔油田致密油开发试验

海拉尔油田贝28区块兴安岭油层物性差,属中孔致密储层,且岩性复杂。2005年,区块投入开发,已投产油井具有压裂投产初期产量高、产量递减快、注水受效差的特点,目前采油速度0.07%,采出程度1.58%,开发效果较差。由于兴安岭油层天然裂缝不发育,不具备缝网压裂的条件,为提高致密油储层动用程度和单井产能,开展了直井大规模分支缝压裂试验。通过可降解纤维暂堵,在大规模压裂形成的主缝的侧向产生分支裂缝,形成主裂缝和分支裂缝结合的多裂缝系统,扩大泄油面积,与水井建立有效的驱动,提高压裂产量。现场试验6口井,平均单井压裂液用量1631m3,单井加砂量161m3,单井加砂强度达到7.8m3/d,压裂初期平均单井日产油5.7t/d,日增油5.0t/d,压裂500d后平均单井累计增油2244t。大规模压裂费用较高,可从压裂材料方面控制压裂投资,同时配套工厂化作业模式。     

裂缝性特低渗透砂岩油田压裂后开发调整对策

他拉哈油田英51区块为特低渗透油层,采用压裂投产方式。人工裂缝及地应力监测证明:该区块储层中有不同程度发育的天然裂缝存在。由于裂缝的存在,绝大部分注入水沿裂缝向油井窜流,而渗流到基质的注入水的流量和流速都有限,导致了井组大部分油井很难见效,部分井点砂体实际处于天然能量开采。鉴于英51区块的开发状况和裂缝特征,采取低注采比政策,尽量延长油井无水采油期;实施全井周期注水,控制油井含水上升速度;及时进行方案调整,控制见水层注水强度。对下一步调整对策提出了建议:提前调整注水方案;采用低注采比政策,实施温和注水,限制压裂层注水强度,降低裂缝开启的几率;采取油井堵水和水井堵缝等积极措施,调整注水及产液剖面,减缓层间和平面矛盾;开展线性注水先导试验,提高注入水的波及系数,改善区块开发效果。     

新村油田古26区块线性注水效果评价

到2008年底,新村油田古26区块共有油水井272口,其中注水井99口,抽油井173口。累积产油85．3235×10^4t,采出程度9．44％。区块开发初期,采用反九点法采油井网开发,区块油井见水快,产量递减快,地层压力分布不均衡,表现出明显的裂缝性油田注水开发特征。通过实施线性注水,有效减缓了区块含水上升速度快、产量递减快的矛盾,线性注水前后,因含水上升造成产量递减占区块递减构成比例有所减少,由2003年的14．10％减少到2007年的5．17％,减少8．93个百分点;2004～2006年注采系统调整使区块产量递减率分别下降了1．35％、0．36％和0．70％;线性注水前后对比,非主力层产出由31．1％上升到32．2％,非主力层吸水由29．5％上升到36．3％。利用采油速度、递减率、地层压力、存水率等开发指标对古26区块线性注水效果进行了评价。     

井网加密条件下见水特点及治理效果分析

低渗透油藏注水开发过程中常常出现不同区块储层渗透率级差不大,但各区块开发效果差异较大的现象,而同一区块处在不同驱动方向上的油井见效程度和含水上升速度明显不同。朝1-朝气3区块开发初期采用300m×300m反九点面积井网,井网密度11.1口/km2,布有油水井255口,水驱控制程度64.3%;后采用不等距井网加密,共布加密井72口,加密注水井24口,对砂体的控制程度得到加强,水驱控制程度提高到74.5%。加密前后油井见水特征差别较大。其中,油井含水由加密前的呈跳跃式上升,中低含水期相对较短,油井采出程度仅为8.9%,油井呈现出裂缝式见水特征,变为加密后的油井见水呈缓慢上升趋势,中低含水期相对延长,油井采出程度达到15.4%,总体上呈基质见水特征。产液剖面对比看出,加密后高含水层所占比例较大,且受井距影响较大。对此,加密前对高含水井的治理主要以油井堵水为主,加密后的治理方法主要以周期注水和调剖为主,同时兼顾高含水油井的治理。目前,区块日产液344.9t/d,日产油282.0t/d,含水17.94%,采出程度16.23%,累积注采比3.14。     

黄沙坨油田火山岩油藏注水开发影响因素分析

黄沙坨油田为裂缝型边底水火山粗面岩油藏,储层属于裂缝-孔隙型双重介质。黄沙坨油田注水开发后,油藏能量虽然得以补充,但水驱控制程度、波及范围和注水效果却难以控制,增产效果不明显。为黄沙坨油田下步调整提供依据,分析了裂缝发育程度、注采井相对位置、油井生产状况、驱油效率、注水时间、注水强度等因素对注水开发的影响。分析结果表明:影响注水效果因素主要是裂缝、孔隙的发育程度及走向,裂缝发育区油井产能高,见水见效快、含水上升快,裂缝欠发育区油井产量低、见水见效慢;同一井组内井距及注水高差小的井注水见效快,反之则见效慢;平均日产液量大于10t/d、平均日产水量大于2t/d的油井注水效果好;油水两相区区域较窄,油藏可动油饱和度较低,油藏采收率不高;注水时间越长,注水强度越高,井组注水见效的反应越明显。     

应用油藏精细描述技术指导密井网区块开发

以某油田FST研究区块密井网资料为基础,应用油藏精细描述技术,对某油田FST研究区块的储层沉积特征、储层裂缝特征、水淹情况及剩余潜力分布作了进一步分析、研究。根据研究结果,指导了射孔及压裂方案的编制;调整并完善了注采关系,共增加水驱厚度61.8m,增加水驱动用储量16.1×10^4t;改善了主力层和非主力层动用状况,调整井区40口油井,日产油增加3.1t/d,含水率下降1.1个百分点;指导注水调整,缓解层间矛盾;指导单井产能改造,累计增油4419.2t。     

扶余油田蒸汽驱技术应用与评价

扶余油田扶北地区油品性质属于弱稠油,长期采用注水开发方式,效果差,资源没有得到充分动用。2007年,用热采方式成功动用探40区块的稠油资源,从第一阶段的蒸汽吞吐看,热采投产井的日产油量是常规投产井的2～3倍,效果较好。经过2～3个吞吐周期后,进入到蒸汽驱阶段试验,前期应用数值模拟技术,确定符合油藏特点的汽驱参数和注入方式:注汽压力8～11MPa,原则上注汽压力要求小于油层破裂压力;注汽速度50t/d;井底注汽干度大于40%;油藏压力1～3MPa。试验效果认识到,好的储层物性、合理的注汽参数、高的采注比和不发生汽窜,是取得蒸汽驱开发效果的关键因素。建议选择储层条件好,特别是油层的物性参数要好的区块,进一步扩大蒸汽驱试验范围,为扶余油田大规模蒸汽驱开发提供技术储备。并且,要具备完善的试验监测和评价手段。     

线性注水方式在裂缝方向单一油田开发中的应用

新肇油田储层裂缝发育,注水开发初期即出现油井见水快、见水后含水上升快和产量递减快的特征,油田平面矛盾突出,注水调整效果差。为此,通过应用微地震和动态分析等技术手段对储层裂缝的发育状况进行了研究。结果表明,油田储层裂缝方向以东西向为主,与井排方向一致。在此基础上,结合裂缝性油田的渗流机理和数值模拟结果评价了目前井网的适应性,优选了注采系统调整方式,分批次地对古634区块转注了19口油井,形成线性注水井网。通过调整,有效利用了储层裂缝,使注水井排形成水线,促进了水线两侧油井储层的基质受效,进而缓解了由于裂缝造成的平面矛盾,扩大了注入水波及体积,增加了水驱控制储量,使油田含水上升速度和产量递减速度得到控制,尤其是较早转注的注水井区,见到了明显效果。     

奈曼油田油水井解堵工艺技术研究及应用

为了解决奈曼油田开发中后期油层堵塞、产量下降、注水压力增高等问题,需要研制高效能的解堵剂和施工工艺。根据岩心溶解实验结果,确定油井解堵剂主体酸液为有机酸,注水井解堵剂主体酸液为多氢酸。通过对大量室内实验数据的分析,优选出黏土稳定剂、缓蚀剂、铁离子稳定剂、防乳化剂、助排剂等助剂的组成成分和配比,形成了油井高效解堵剂和注水井多氢酸解堵剂的基本配方和施工工艺。根据实验优选得到的高效解堵剂配方和多氢酸解堵剂配方,对2口油井和1口注水井进行了现场试验,2口油井有效期内分别累计增油636.7t和356t,注水井由日注17.91m3/d增至24.7m3/d,注入压力由16.8MPa下降至12.5MPa,基本达到了配注要求。试验结果表明,新研制的油、水井解堵剂较好地解决了地层污染和堵塞问题,显著提高了油井产量,注水井达到了降压增注的目的。     

转向注水改善特低渗油藏开发效果

针对卫城油田沙四段油藏进入高含水开发后期,受裂缝发育影响,平面、层间矛盾日益突出,含水上升速度加快、开发形势变差的状况,开展油藏精细描述研究工作,重点研究地应力-裂缝对开发的影响,认识到注采井网不适应是该油藏高含水开发后期的主要问题。在剩余油研究基础上,一是通过实施避开裂缝方向优选转注井点,转换注采方向,使注采方向与裂缝方向成45°夹角注水;二是通过打塞、挤堵、重分、差层转注等手段,抽稀Ⅰ类层井网、建立差层井网,同时改变Ⅰ类层和Ⅱ、Ⅲ类层的注水强度,实现了卫城沙四段特低渗油藏高含水开发后期"转换注水方向、转换注采井别、改变注水强度"的转向注水。通过研究及应用,使卫城沙四段特低渗油藏注采井网逐步优化,水驱控制程度、水驱动用程度分别提高7.5和5.4个百分点,油藏综合含水下降0.4%,日产油量由135t/d回升到154t/d,自然递减率同期对比减缓7.62个百分点,增加可采储量10.5×104t,提高采收率1.45个百分点。     

海上油田注水解堵工艺探索

注水开发是海上油田开发中后期稳产、高产的一项重要技术手段。海上油田部分老区进入生产中后期以后,注水井吸水能力逐渐变差,注入压力越来越高,现有设备等级不能正常满足生产需要,迫切需要研究注水井解堵工艺。以海上某油田V注水井为例,开展解堵注水工艺研究,假设地层污染情况为平均污染带渗透率时,对平均污染带渗透率模式、阶梯式注水模式进行注水排量为604m~3/d、864m~3/d、1728m~3/d情况下的优化分析研究。研究结果显示:选用0.01m~3/s注入速度为佳,即每日注水量为864m~3,高压注入时间为90min,工艺优化采用阶梯式注水:172.8m~3/d(305min)+345m~3/d(25min)+518m~3/d(25min)+674m~3/d(25min)+847m~3/d(25min)。假设污染情况为"三段式"道达尔时,对道达尔污染模式开展了不同注水排量情况下的优化分析研究,结果显示"三段式"道达尔模式与污染带渗透率平均化模式结果类似,这进一步验证了研究结果的合理性,说明该注水解堵工艺实际推广应用价值大。     

海相砂岩油藏天然能量开发界限研究

南海珠江口盆地的海相砂岩油藏一般采用天然能量开发,但也发现部分含油面积大的油藏存在天然能量不足的问题,需要注水开发。为避免平台后期注水改造等诸多问题,有必要开展海相砂岩油藏开发方式的界限研究。分析了影响开发方式的地质因素主要有水体大小、储层渗透率及地层原油黏度和油藏含油面积等。基于27个已开发海相砂岩油藏生产资料,天然能量开发的油藏流度高、含油面积小,当含油面积大于某一界限时,水侵速度小于油藏产液速度,油藏内部能量不足而采用注水开发,其含油面积界限随油藏流度增大而增大。采用油藏数值模拟方法研究得到海相砂岩油藏天然能量开发的含油面积界限与油藏流度的定量关系式,当油藏流度大于160×10^-3μm²/(mPa·s)时,只要油藏含油面积小于5km²,即可采用天然能量开发。该方法计算结果与南海珠江口盆地已开发的典型油藏能量认识的吻合率为100%。某油藏实际压力监测数据表明油藏能量不足,也与本方法的认识一致。     

低渗透油田生物酶降压增注技术

生物酶能将岩石表面的润湿性转变为亲水性,使原油从岩石颗粒表面脱落,降低残余油饱和度,可有效改善低渗透油田注水压力高、油井受效差的问题,提高驱油效率。通过洗油能力评价、界面张力测定、表面吸附性评价、腐蚀性检测、生物酶降压能力等室内模拟实验对生物酶性能进行评价,结果表明:生物酶浓度在2.0%时,界面张力较低,注入压力平均降幅为51.4%,并且对N80钢质不具腐蚀性,综合考虑多方面因素,最终决定注入生物酶体积倍数选为0.006PV。现场试验选取了A油田试验区块的6口水井极其连通的24口油井作为试验井组,累计注入生物酶原液270t,酶溶液总注入量为11422m3。试验一年以后,水井注水压力下降,视吸水指数上升,层间吸水状况得到改善;连通油井产量略有回升,综合含水保持稳定,地层压力恢复速度明显提高,并且增加了新的采出油位,累计增油3519t,阶段采收率提高了0.38%,为解决外围三类储层注水开发无法建立有效驱替体系的问题进行了有益的探索。