牛心坨油田聚合物驱油可行性研究

牛心坨油田为裂缝-孔隙双重介质低孔低渗边水非均质高凝稠油油藏,已进入中高含水期,含水快速上升产油量大幅递减,稳产难度越来越大。聚合物调驱是油田注水开发中后期稳产有效技术,但在低渗裂缝性高凝稠油油藏研究与应用方面做的工作较少,因此开展牛心坨油田聚合物驱油可行性研究,评价在牛心坨油田进行聚合物驱油可行性并筛选优化调驱方案。通过流动实验研究、界面张力评价研究,确定了适合于牛心坨油田的聚合物分子量、浓度及表面活性剂。     

高升油田聚合物驱油可行性研究

高升油田牛心坨为裂缝—孔隙双重介质低孔低渗边水非均质高凝稠油油藏,已进入中高含水期,含水快速上升产油量大幅递减,稳产难度越来越大.聚合物调驱是油田注水开发中后期稳产有效技术,但在低渗裂缝性高凝稠油油藏研究与应用方面做的工作较少,因此开展牛心坨油田聚合物驱油可行性研究,评价在牛心坨油田进行聚合物驱油可行性并筛选优化调驱方案.通过流动实验研究、界面张力评价研究,确定了适合于牛心坨油田的聚合物分子量、浓度及表面活性剂.     

水平井水力压裂机理及在改造低渗储层中的应用

常规油气资源的开发已进入中后期,低渗、超低渗油气田的有效开发成为油田增产稳产的关键。利用水平井水力压裂技术对低渗、超低渗储层进行改造,改变了储层流体的流动状态,扩大了泄油半径,使其中的油气资源得到了更有效开发。由于地层情况复杂,针对不同的地质条件、储层特征,应选择合适的压裂方式,以便获得更好的储层改造效果。     

超低渗油藏水平井水驱见效规律研究

长庆油田鄂尔多斯盆地长6～长8油藏为典型的超低渗透油藏,在水平井注水开发过程中表现出与直井截然不同的开发特征。本文主要致力于明确超低渗透油藏水平井水驱见效的规律。基于长庆油田典型的三种超低渗透储层,结合统计分析和数值模拟的方法,发现水平井边缝易受效、中缝难受效,注水受效后,油井转为稳产或缓慢递减,总体产量呈现分段递减的特征;同时,短水平井段、小注采单元条件下开发,注水见效程度更好。这为油田生产指标的预测和开发政策的调整提供了依据。     

罗27长4+5油藏水淹井调剖治理效果评价

罗27长4+5油藏裂缝性特低渗油藏于2009年开始规模开发,属于岩性油藏,其油层主要为大规模的湖泊三角洲相沉积。油藏分注区注采关系复杂,精细管理难度大,稳产难度大。该油藏目前已经进入中含水开发阶段,随着注水开发时间的延长和采出程度的增加,主力油层见水,含水上升速度加快,见水井不断增加,剖面和平面矛盾加剧,油田递减加大,稳产形势严峻。     

特低渗透储层水平井注水开发及其应用

我国在水平井方面的开发技术已经处于成熟阶段,但是在特低渗透储层水平井注水的开发方面上还有具有一定的局限性,对目前特低渗透储层油藏进行综合性的分析,开发设计出适合特低渗透储层水平井注水开发的布井方案。本文笔者通过对特低渗透储层水平井注水开发和其应用方式进行相应的研究,为对低渗透层的开发和调整提供一定参考。     

水平井分段压裂技术在非常规油气藏的应用

江苏油田Q7断块为典型的低渗薄层低丰度油藏,自然产能低甚至无产能,一般需要采取储层改造措施;直井控制储量小,产能递减快,开发难度大,常规水平井开发受油藏物性、厚度等条件限制,而实施水平井分段压裂,可提高水平井产能,从而大幅度提高非常规油气藏控制储量,实现有效开发。     

长庆油田安83区块超低渗透油藏水平井有效驱替研究

长庆油田安83区块是具有典型的"三低"(低压、低渗、低产)特征。由于储层物性差、存在启动压力梯度等因素,水平井注水开发过程中难以建立有效驱替,产量递减严重。以研究有效驱替的建立为目标,利用油藏数值模拟方法,对比分析了不同井网参数下大、小注采单元中生产井的流线场图和压力场图,发现小注采单元更容易建立有效驱替,同时也研究得到了单个注采单元内X、Y方向上的极限有效驱替距离,从而为该地区及类似区块水平井网的合理部署及水平井有效驱替的建立提供了有利依据。     

超前注水技术在铁边城地区长4＋5油藏开发中的应用

铁边城地区长4＋5油藏属于典型的低渗透油藏,针对其低渗透油藏递减快、稳产难、采收率低的特点,进行了超前注水技术应用研究。在油藏研究基础上从水井注水时机、注水见效时间、注水压力、注水强度的确定4个方面对超前注水技术措施进行了阐述。该方法取得了明显效果,对铁边城地区低渗及特低渗透油藏的开发具有重要意义。     

超前注水技术在吴旗油田低渗透油藏开发中的应用

针对吴旗油田吴93区块低渗透油藏递减快、稳产难、采收率低的特点,采用了超前注水技术开发。在油藏研究基础上从水井注水时机、注水见效时间、注水压力、注水强度的确定4个方面对超前注水技术措施进行了阐述。该方法在吴旗油田实际生产中取得了明显效果,对吴旗油田低渗及特低渗透油藏的开发具有重要意义。同时对同类油田或区块的开发具有借鉴作用。     

特低渗油藏注水技术探讨

桩西采油厂所开发的特低渗油藏,由于储层渗透率低、孔隙度小等原因,导致油水渗流阻力增大,注采井间难以形成有效驱动,从而造成特低渗油藏采收率过低,严重影响特低渗油藏的开发效果。因此为提高桩西采油厂特低渗油藏开发效果和采收率,通过室内试验研究注采井井间压力分布及启动压力、注入压力与注入量的关系等,从而改善特低渗油藏的开发效果,提高特低渗油藏的采收率。现场应用6口井,日增注达到了142m3,对应油井累计增油5436t。     

牛圈湖油田西山窑低压油藏超前注水矿场试验研究

牛圈湖油田西山窑油藏是低孔特低渗低压油藏,油井自然产能低,通过压裂、水平井技术不能有效提高单井产量,达不到经济开发的要求。随着近几年研究的深入,决定以超前注水为主体思路,对牛圈湖西山窑油藏的开发开展重点评价,通过超前注水,提高地层压力系数,辅助水平井、压裂等增产措施,提高单井产量,单井初期产量从1．8t／d提高到11t／d,产能提高了6．1倍,达到经济界限要求,使难采储量得到经济有效动用,为三塘湖盆地低压油藏储量升级动用奠定了基础。     

超低渗透油藏体积压裂技术研究与试验

随着低渗、超低渗油藏的开发,由于受到储层条件、注采井网、压裂工艺等多重限制,单一增加缝长来提高超低渗油藏产量效果不明显,常规压裂工艺改造难以实现该类油藏的有效开发。混合水体积压裂技术通过"大液量、高排量、低砂比"增加缝内净压力,有效扩大储层改造体积,从而提高措施增油能力,为有效提高单井产量提供了新思路、新方法。     

Research and Application of Recyclable Nitrogen Foam Horizontal Well Drilling Technology in the Daniudi Gas Field

The Daniudi gas field is typically rich in ultra-low permeability gas reservoirs in China, but its development is difficult. In this paper, pilot implementation of underbalanced horizontal well drilling technology was used in the H1 gas reservoir to develop the proved reserves effectively. Owing to the limitations of drilling technology and environmental protection, the recyclable nitrogen-foam was ultimately chosen as a circulating medium. Through theoretical analysis and extensive laboratory tests, the optimal foaming agent composed of α-olefin sulfonate and coco amine oxide was selected among six anionic surfactants/zwitterionic surfactants systems. The developed recyclable nitrogen-foam has high salt resistance, temperature resistance and cycle performance, but weaker oil resistance. After the recyclable nitrogen-foam horizontal well drilling technology was used in the H1 gas reservoir, the average rate of penetration of horizontal section increased by 118 %, ignition could be achieved during drilling and natural gas was of great potential for production. It was the first time to increase natural gas production capacity in the H1 gas reservoir using recyclable nitrogen-foam horizontal well drilling technology. Successful application of this technology provides technical reserves for the effective development of the H1 gas reservoir.     

低渗透油藏注气开发室内实验研究

对储层物性较差、敏感性较强的低渗透油藏,注水开发难以建立有效驱替系统,开发效果较差。而注气开发具有注入能力强、储层伤害小等技术优势,可有效改善和提高低渗透油藏开发效果。注气开发实施前需开展相关室内实验研究,明确气驱开发机理,指导注气开发方案编制。     

姚店油田长6储层复合深部调驱效果分析

姚店油田主力储层为长6储层,属于微裂缝发育的超低渗透油藏,该类储层孔渗性差、埋藏浅、弹性能量低,注水开发是该类储层有效开采的必由之路。然而储层大量发育的天然裂缝及大规模的人工裂缝,在水驱过程中极易张启形成暴性水窜通道。因此,如何实现该类水驱油藏液流深部调控成为该类油藏开发迫在眉睫的任务。复合深部调驱先导性试验,为油藏水窜、水淹,有效调控增油降水,提高水驱效率提供了一种行之有效的新思路与新技术,对老油区开发的可持续发展具有十分重要的意义。     

低渗透油藏注水开发调整方案数值模拟研究

吉林油田某低渗透区块平面非均质性严重,到开发中后期时,剩余油呈高度分散的状态,常规注水效果较差。应用油藏数值模拟软件中的双孔模型以及修正后的毛管压力曲线,对影响后期注水开发效果的因素进行了详细的分析,得出:异步注采的注水方式效果较好,且应尽早实施,不对称式短注长采的工作制度效果最佳,异步注采的日注水量为常规注水日注水量的3~4倍。分析结果对低渗透油藏后期注水开发调整具有指导意义。     

改善复杂河流相稠油油田水驱开发效果对策

复杂河流相油田由于先天地质条件复杂,砂体连通性难以把握,同时海上开发这类油田仍以大井距多层合采为主,加剧了注采间矛盾。以渤海B油田为例,通过油藏工程方法评价油田注水开发存在的问题,然后选取典型井组通过油藏数值模拟方法,开展注水井排液时间及合理转注时机、合理注采比、合理油水井数比等方面优化工作,提出该类油田设计注水井排液1~2年后应适时转注,合理注采比应保持在0.9左右,油水井数比保持在1.4左右,同时应优化注采井网,考虑在物性较差的河道边部部署注水井,在物性较好的河道中部部署采油井,提高注入水利用效率改善水驱开发效果。     

减缓低渗透储层贾敏效应的方法研究

目前，低渗透油藏在各大油田分布广泛，其石油储量占未开发石油总量的比重较大。贾敏效应是导致低渗透油藏难以开采、采收率低的一个重要影响因素。采用贾敏指数来评价贾敏损害程度，制取了三种非离子表面活性剂JN-1、JN-2和JN-3，通过筛选得知JN-3降低油水界面张力的能力最强。根据贾敏效应产生的机理以及水井转抽机理，开展了减缓贾敏效应的室内试验研究，结果表明，针对性地向注入水中加入非离子表面活性剂JN-3，可以降低油水界面张力，同时适时地采用水井转抽逆向驱油来增大驱动压差，有效地抑制和减缓了贾敏效应，提高原油采收率。     

延长油田东部地区油层伤害分析与防护措施

延长油田东部地区各油田位于鄂尔多斯盆地二级构造单元陕北斜坡中部。长2、长6油层组为主要含油层系。油藏具有低渗、低压、低气油比、低产的特点。由于低渗透油田开发效果和经济效益较差,油层伤害较重,使低渗透油田开发非常困难。