克拉玛依油田已二次开发油藏精细注水研究与应用

克拉玛依油田部分油藏二次开发后,其中中渗油藏原有注水政策不适应,受平剖面非均质严重影响,注水平面沿主流线突进,剖面易沿高渗层窜流,含水上升快;低渗、特低渗油藏缺乏合理注采技术政策指导,注水见效差,递减大。针对油藏二次开发后存在问题和表现出来的注采特征,选取典型中渗、低渗和特低渗油藏进行二次油藏描述,重点开展中渗油藏隔夹层展布、中低渗油藏单砂体刻画,及中渗油藏优势通道研究和分类油藏剩余油分布模式研究,并进行分类油藏分区分层的合理开采界限研究,在此基础上,确定中渗油藏推行四级精细注采调控结合间注、调驱;低渗油藏进行分层加强注水和提高注采对应;特低渗油藏进行储层分类治理的精细注水调控思路,达到减缓递减,确保二次开发后油藏持续稳产的目的。     

聚硅纳米降压增注技术在特低渗油藏的研究及应用

桩西采油厂五号桩油田桩74区块油藏较深、温度较高,属于典型的高温特低渗油藏,工艺措施适应难度大。目前特低渗透油藏存在注水压力不断上升、注水困难,形成了"注不进、采不出"的被动局面,严重影响了单元注水开发效果。针对这一开发矛盾,近几年桩西采油厂在进行储层伤害机理研究、回注污水处理技术研究的基础上,积极探索低渗油藏水井增注的新工艺,研究并实施了聚硅纳米降压增注工艺技术,使部分特低渗单元注水开发效果得到了一定程度改善,提高了采收率。     

低渗注水油藏精细管理对策研究

根据低渗注水油藏开采现状,对低渗注水油藏开发过程中存在问题进行深入分析,对低产低液井、高液高含水井的生产方式进行合理优化,对注水能耗大的注水井的注入制度进行优化,从而实现了产油量增加、管理难度降低、注入能力提升的目的,达到了低渗注水油藏精细管理的要求,对其他类型注水油藏效益管理具有较好的借鉴意义,能够适应目前低油价形势的需要。     

欢26杜家台油藏注采配套技术研究与应用

欢26块杜家台油藏位于辽河盆地西部凹陷西斜坡中段南部,是欢北杜家台低孔低渗油藏的欢12块的一个四级断块。区块早期试验过常规及高压注水,但由于储层物性差,注入水水质不合格等原因,水井相继停注。为此,开展了相应的注采配套技术研究,通过精细水质处理,注水井解堵防膨预处理,油井压裂引效,完善举升配套等工艺技术,实现了区块的全面注水开发,效果显著,对于同类低渗透油藏注水高效开发提供了宝贵的经验和价值。     

低渗油藏氮气驱技术研究与实践

欢26块杜家台低渗油藏1975年开始勘探,1978年试采,1980年采用500m井距、一套层系部署油井6口,正式投入开发。2008年以来通过精细水质处理、优化设计注采井网及注采参数,实现了区块全面注水开发。随着注水时间的延长,注水见到了较好的效果,区块产量稳中有升。但存在两个问题,一是纵向动用程度低;二是受重力作用,注入水优先向构造低部位推进,低部位油井见效明显,构造高部位油井难以见到注水效果。针对以上问题,2013年在该块优选了两个井组,开展氮气-水段塞驱试验,见到较高的效果。本文针对欢北杜家台低渗油藏特殊的地质条件和暴露出的特殊的开发矛盾,着重探讨改善低渗油藏开发效果的一些经验,对同类油藏具有具有较好的借鉴作用。     

高压低渗油藏提高水驱动用程度技术研究及应用

针对文东高压低渗油藏注水开发中层间矛盾突出,水驱动用程度差异大、构造复杂,局部区域注采井网不完善、井况损坏严重,储量控制程度不断降低、二三类储层动用程度低的问题,采用油藏工程方法与数值模拟技术相结合对剩余油分布进行精细刻画,明确了剩余油的分布特征。研究结果表明文东高压低渗油藏剩余油潜力较大,剩余油主要为断层遮挡、层间干扰、注采不完善三种类型,但不同区块剩余油类型有所不同。根据剩余油研究成果,在矿场实践过程中利用各种精细工艺配套技术,并结合精细注采管理,实施了各类注采调整挖潜措施,提高了文东高压低渗油藏水驱动用程度。     

低渗油藏注水保护技术研究

低渗透油藏具有孔隙喉道小、泥质含量高、渗透率低等特点。在注水过程中,注入水与储层里的粘土作用,造成渗流阻力大,注水压力上升。注水压力高导致低渗油藏长期欠注,油藏采出程度低,是低渗透油藏开发遇到的普遍难题。本文根据低渗油藏注水损害机理,筛选和研制了适合低渗透油藏的保护剂,该保护剂具有防膨、驱油、润湿反转效果,在莱113-1井应用效果明显,实现了低渗油藏降压增注的目的。     

桩西低渗透油藏增注技术研究与应用

桩西采油厂投入注水开发的低渗单元具有油藏类型多、构造复杂、储层岩性差异大、物性差、埋藏深等特点,加之注水水质难以达到低渗油藏注水标准要求,致使大多数注水井注水压力逐渐增加、注水量逐渐减少,形成了“注不进、采不出”的被动局面,严重影响了单元注水开发效果。针对这一开发矛盾,近几年桩西采油厂在进行储层伤害机理研究、回注污水处理技术研究的基础上,积极探索低渗油藏水井增注的新工艺,实施了以酸化增注、增压泵增注、振动增注等措施为主的配套增注工艺,使部分低渗单元注水开发效果得到了一定程度改善。     

临10复杂低渗断块改善开发效果技术研究

临盘油田大芦家构造临10断块为典型的复杂低渗断块油藏,调整前注采完善程度低,开发效果差。在精细地质研究的基础上,落实断块油藏构造及储层展布情况,以储层微观研究为基础,开展前期注水研究,以改善注入水水质为保障,通过开展开发技术政策研究,优化部署井网,实施小井距注采调整,改善了开发效果,较大幅度的提高了采收率。     

卫古结合部提高水驱采收率研究

通过对卫古结合部开展精细构造、储层研究,提高构造认识程度;开展精细油藏描述,明确剩余油分布,摸索出低渗油藏水井压裂缩小技术井距的方法,建立注采完善、层间挖潜、地面注水系统＂三位一体＂的低渗油藏立体调整治理模式,为低渗油藏的综合调整挖潜、提高水驱采收率提供经验。     

濮城低渗油藏开发新做法

本文通过对濮城低渗油藏现存井网适应性和注采井距进行研究和调查,在低渗油藏应力压敏性及低渗储层裂缝系统研究的基础上,结合低渗透储层特征,确定合理注采井距;利用油藏精细描述及相控剩余油研究对潜力进行再认识。并针对油藏注采井距大油井见效不明显的问题,立足于现有水井“实施逐层段前期培养注水”,经行加密调整及对油井实施压裂改造,有效动用潜力层,改善低渗多油层非均质油藏开发效果,加强工艺配套集成应用,实现油藏的稳产和上产。     

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。     

文留油田精细分注工艺研究与应用

文留油田具有断块复杂、油层埋藏深、温度高、产出液矿化度高等特点,自1979年投入注水开发,先后经历了低含水期细分开发层系调整,中含水期层系井网加密、逐层上返,进入开发调整及高含水期的二三类层细分、井组层间精细注采调整等开发过程,主力油层水淹严重,剩余油分布零散,部分油水井间形成水窜,导致低效高含水油井逐年增多。随着油藏开发向低渗、薄差层、二、三类储层开发的转移,层间差异大的矛盾凸显,注水压力高,水驱动用程度低,开发难度越来越大,精细分层注水工艺的研究势在必行。针对文留油田开发存在的系列问题,立足细分开发,精细到层的管理思路,开展了《文留油田精细分注工艺研究与应用》。现场技术人员结合实施区块油藏、井况等特点,通过研发及引进地面多功能恒流配水器、封隔配水集成器和智能、同心、免投捞测调一体化等工艺新技术,提高了分层注水工艺水平,提高了有效注水、降低了无效注水,增加了水驱波及体积、提高了原油采收率。     

深层高压低渗油藏改善注水开发效果的探索

中原油田文33块沙三上油藏,初期采用大井距、长井段合注合采,油藏长期处于“注不进、采不出”的状况。通过开展先导试验,确定新的开发思路对油藏进行逐年滚动调整和治理,油藏实现了高速、高效注水开发。该思路与方法对解决深层高压低渗油藏水驱动用难的问题具有借鉴意义。     

胡尖山油田精细注水技术研究

近年来,特低渗透油藏的开发已逐步成为胡尖山油田原油生产稳定发展的主要潜力,但其物性差、产量低、多属岩性油藏、天然能量匮乏,故提高此类油藏的注水开发水平和相关经济效益,已成为胡尖山油田持续发展的关键技术,胡尖山油田的注水开发经历了注水开发试验、大规模注水开发、注水调整、精细注水四个阶段,注水开发后,随着动态的变化,采取了多种注水调整方式,取得了一定的效果,但后期又有新的矛盾不断出现,经过系统总结发现,不同的注采区块也具有一定的共性,即可以用驱动类型、开发阶段、渗流特征进行划分归类,分成不同的注水单元,这就逐步形成了精细注水技术。     

提高油藏水驱控制程度,降低高含水期油田自然递减的研究

在油田开发过程中注水是关键,提高油藏水驱控制程度不仅是保证地层能量,降低自然递减和综合递减速度的有效举措,更是提高采收率,实现油田长期稳产增产的关键。通过实施提高有效注水工作,扎实开展精细注水调整,做好、做实注够水、注好水工作,不断转变开发观念,调整思路,持续不断夯实油田开发基础。     

注水井降压增注工艺的研究与应用

针对濮城油田低渗油藏注水井实际问题：长期注水开发的注水井注水层受到垢物的堵塞,严重伤害注水层,造成注水量下降或注水压力上升。在室内研究基础上,实施了低渗透油藏注水井降压增注工艺。通过现场11口井的实施应用,达到了注水井降压、增注目的,较好的解决了低渗透油藏不易注水的问题,具有较好的推广和应用前景。     

商二区复杂断块油藏提高注水效益实践与认识

商二区复杂断块油藏,历经30多年的注水开发。针对开发后期层间矛盾突出、水驱动用不均衡、无效低效注水现象严重以及注采完善程度低等主要问题,通过优化注水结构,精细注水,效果显著,探索形成了一套提高注水效益的有效技术方法。     

姬塬油田吴仓堡区长6油藏注水开发政策适应性评价及下步调整建议

姬塬油田吴仓堡区长6油藏为典型的低渗、低压、低产油藏。开发初期为实现和确保该油藏的持续稳产和高效开发,在精细刻画储层微相的基础上,制定出适合该区储层特征的高效开发模式及分层注水开发技术政策。本文主要从注水开发技术政策实施以来油藏动态变化进行分析,分区域评价注水开发实施效果,提出了下步注采调整建议,并针对目前困扰和影响该油田高效开发和持续稳产的因素提出了下步的稳产思路。     

花土沟油田精细注水开发实践及认识

花土沟油田为典型的长井段薄互层复杂断块油藏,非均质性严重,油水关系复杂,注采对应差,注水单层突进,地层压力下降快,产量递减幅度较大。为了改善该油藏的水驱开发效果,在精细油藏描述的基础上,通过实施改善水质、井网完善、层系细分、水井分注、剩余油挖潜等精细注采调整工作,达到“注好水、注够水、精细注水、有效注水”目的,注采井数比由1：2.7提高到1：1.7,水驱控制程度和动用程度明显提高,地层压力稳中有升,自然递减率由14.37%降低到8.7%,综合开发效果得到了明显提高。