孤东油田三四区二元复合后续水驱开采特征及剩余油分布规律研究

目前,孤东油田三四区处于二元复合驱转后续水驱开采阶段,加强后续水驱阶段开采特征及剩余油分布规律研究,及时水井调剖、分注;井网完善、转流线等调整挖潜措施,提高油井产液量,减缓含水上升速度,深挖剩余油潜力,确保油田开采末期及后续水驱油田良性开发,最大程度提高采收率。     

孤东油田聚合物驱见效特征及影响因素分析

根据EOR筛选和潜力分析,孤东油田适合化学驱的单元19个,地质储量20467万吨,占孤东油田总储量的81．1％,聚合物驱在孤东油田有广泛的应用前景。自94年11月实施七区西52＋3北部扩大试验区投注聚以来,共开展聚合物驱项目8个,注聚储量5012万吨,本文重点对聚合物驱油特点和见效规律进行了分析,分析剩余油分布规律进行挖潜,对三次采油最大提高采收率具有一定的指导意义。     

创新砂岩油藏防砂工艺提高油井效果

泥质胶结疏松的砂岩油藏,进入特高含水开发后期,随着采液强度的提高,油井出砂更为严重、更为复杂,特别是水驱和后续水驱油井防砂后低液低效、多层合采井增液不增油现象普遍存在,严重影响了油田开发效果。防砂技术人员创新。适度防砂”、“差异化防砂”理念,研究,应用了“低液井防砂提液增产增效技术”和“差异化控水防砂技术”,改善了水驱和后续水驱油井生产效果。     

创新防砂工艺思路 改善水驱油井生产效果

泥质胶结疏松的砂岩油藏,进入特高含水开发后期,随着采液强度的提高,油井出砂更为严重、更为复杂,特别是水驱和后续水驱油井防砂后低液低效、多层合采井增液不增油现象普遍存在,严重影响了油田开发效果 。防砂技术人员创新“适度防砂”、“差异化防砂”理念,研究、应用了“低液井防砂提液增产增效技术”和“差异化控水防砂技术”,改善了水驱和后续水驱油井生产效果。     

提高水聚合采井数值模拟精度方法

油田开发进入高含水后期和特高含水期阶段,聚合物驱油是油田提高采收率的重要开采技术,而油藏数值模拟技术是油田开发过程中改善油田开发效果的重要技术保障。提高水聚合采数值模拟精度的研究无论从理论上还是现场应用上是非常必要的。研究出一套适合油田现场实际的水聚合采数值模拟技术,确定水聚驱方案优化及注采参数的优选方法,具有较高的实用价值,同时也为日后大规模水聚合采提供技术储备。     

海上油田聚合物驱配套技术研究

2002—2010年,经过8年攻关,研究建立了新型耐温、抗盐聚合物室内筛选及评价技术,海上油田聚合物驱开发方案设计和开发指标评价技术,适用于海上平台作业的注聚装备及工艺技术,分段防砂条件下大排量聚合物分段注入技术等10项聚合物驱配套技术,在渤海油田获得推广应用,取得了明显的增油降水效果。渤海油田聚合物驱矿场试验的成功实践证明:聚合物驱配套技术研究与建立是聚合物驱成功实施的基础,为海上油田高效开发做出了重大贡献。     

海上稠油聚合物驱关键技术研究与矿场试验

在深入分析海上稠油聚合物驱提高采收率的难点与挑战的基础上,通过近10年的攻关和矿场试验,研制出适合海上稠油油藏条件的驱替液技术、平台聚合物配注技术、海上稠油含聚采出液处理技术及早期注聚效果评价等一系列技术,初步形成了海上油田聚合物驱油技术体系,并在渤海绥中36-1、旅大10-1及锦州9-3等3个油田进行了不同规模的现场试验,取得了明显的增油降水效果。证明了聚合物驱提高采收率技术在海上稠油油田应用的技术可行性和经济有效性,为海上油田高效开发探索出了一条崭新的道路,具有广阔的应用前景。     

综合调整注采关系 改善孤东二六区开发效果

本文着重就目前孤东油田二、三、六区结合带部分，在含水高达95％以上，高采出程度、高采油速度的环境下，从注采调整入手，在目前技术水平条件下，主要从微构造沉积微相、流动系数、注采比、方向注采比和动态监测资料等方面提出调配意见，及时跟踪实施效果；利用水驱特征曲线，结合剩余油分布特点，实现控水稳油的生产目标。     

探讨非均质油藏注聚分阶段调整技术及效果

针对孤岛油田油藏构造复杂、非均质性强、油稠的特点,运用精细构造解释和储层测井约束反演技术,对油藏进行精细地质研究,在此基础上完善：聚井网,加大低液井治理力度,强化提液引效,抓住注聚前期、初期、中期、后期及后续水期管理工作,从注聚区的地质特征人手,跟踪分析,把握聚合物注入动态：驱油规律,根据各个时期油藏变化特点,及时调整,控制聚合物推进方向和推进速度,充分发挥聚合物驱增油作用。并逐步形成了注聚综合注采调整技术。     

高浓度转后续水驱室内实验分析

本文主要研究了高浓度转后续水驱的合理时机和转注方法,模拟试验区油层发育条件及现场实际注采状况开展岩心驱替实验,研究不同转注时机不同转注方式对采收率的影响。研究转后续水驱的合理聚合物用量,对后续水驱采收率的影响,聚驱后,设计方案为聚合物用量为1460PV．mg／L时,可较好提高后续水驱采收率;研究了转后续水驱前不同注入段塞对采收率的影响,当注入3000mg／L的高浓度聚合物段塞0．1PV以后,可以保证后续水驱的采收率,提高总采收率。     

旅大油田注聚驱油开发现状与发展前景

本文简要介绍了旅大油田的注聚驱油开发状况及注聚驱油所取得的成效,结合旅大油田工艺流程现状,探讨研究注聚驱油在旅大油田应用中所发现的问题与优化发展方向,为海上注聚驱油大力发展提供借攀。     

南一区东块后续水驱存在问题及对策

通过对南-区东块地区在整个开发过程中，由于存在着油层发育状况及储层物性差、井网不完善、控制程度低等不利于聚驱开发效果的矛盾，及时调整开发思路，采取相应的对策，以提高区块的经济效益；同时，根据后续水驱阶段存在含水上升速度快、注入不连续等问题，采取分层注水、酸化等措施，挖掘聚驱后剩余油，延长后续水驱经济有效期，达到“五控”，即控液，控水，控制含水上升速度，控制产量递减，控制成本增加，减少无效循环，进一步提高聚驱采收率。即我矿南-区东块全面停聚后，在注采压力调控的同时，加大注入井的分层措施力度，以控制含水回升速度。但在作业过程中，需要投入水嘴释放封隔器，为提高工作效率，减少工作量，在实际应用中投入的是可溶性水嘴，结果发现后续水驱井不适合于这种类型的水嘴，及时调整为投捞可调水嘴或是死嘴后，取得了较好的措施及注水效果。     

喇嘛甸油田水驱井网重构模式探讨

随着二类油层聚驱逐层上返,喇嘛甸油田水驱控制储景逐年减少,开采难度加大。针对目前水驱开发层系复杂、各层系间注采相互干扰、300m井距下厚油层内结构单元控制程度较低等问题,按照“细化开发层系、优化开发井网、强化注采系统”的调整思路,开展了水驱井网重构调整技术研究,调整注采不协调性,建立起合理的驱动体系,努力挖潜剩余油,达到最大限度地提高驱油效率。     

微生物驱油技术在胡尖山油田的应用研究

目前随着油田开发进入高含水开发阶段,油藏开发表现”低采出、高含水、递减大”的特征,油藏平面、剖面矛盾加剧,油藏水驱状况日益复杂,水驱油效率降低,剩余油分布状况日趋复杂,挖潜难度增大,油藏控水稳油形势日益严峻,调驱或三次采油技术储备严重不足。为此,根据低渗透油藏储层特征和流体特征,在广泛调研和室内实验评价的基础上,借鉴油田内外提高采收率的技术思路,开展微生物驱油技术试验,通过矿场实践有效提高了驱油效率和最终采收率,丰富了低渗透油藏提高采收率稳产技术体系,为同类油藏的开发具有重的战略借鉴意义。     

多层砂岩油藏开发特征分析与挖潜措施

孤东油田进入特高含水开发后期,剩余油分布非常复杂,措施挖潜难度越来越大,提高采收率是油田是油藏后期开发工作中的一项熏要内容。本文重点从分析水驱开发油藏采收率现状人手,找出制约因素并对水驱提高采收率方法进行调研,阐述了改善单元水驱开发效果的可行性措施。应用表明,措施实施后单元的存水率和水驱指数明显好转,单元的综合含水下,动液面回升,单元的自然递减率也得到了有效控制,进一步提高了采收率。     

探讨疏松砂岩油藏剩余油分布与挖潜对策

经过长期注水开采,孤东油田进入开发中后期,油层内油、气、水交错渗流,剩余油的挖潜难度加大。剩余油分布研究主要从剩余油分布研究方法、剩余油分布特征、剩余油分布控制因素三方面进行。本文总结了孤东油田七区西“三高”开发单元剩余油分布及挖潜技术状况和最新进展,提出完善井网、周期注水、降压开采、补孔改层等挖潜措施。     

稠油井混合调驱技术研究与应用

光油田以稠油开发为主，目前稠油开发已经进人中后期，表现出地层能量不足，产能下降的特点，为了进一步提高该类油藏采收率，提出并实施了稠油井混合调驱技术。该类技术在2013年在曙光油田累计实施8井次，措施成功率100％，累计增油1709吨，平均单井增油213．6吨，并持续有效，取得了显著地措施效果。     

高浓度聚合物驱油矿场应用的几点认识

由于高浓度聚合物溶液的粘弹性比普通聚合物溶液大,更有利于提高原油采收率。本文通过对某区块局部注高浓度的现场研究,初步总结了高浓度驱注采动态变化规律,对驱油效果进行了分析,并提出了改善驱油效果的一些做法。结果表明,高浓度能够进一步扩大波及体积,提高油层的动用厚度,具有好的增油降水效果。     

油层渗流理论在油藏注采调配中的应用

梁家楼油田南部的沙三中油藏,为特高渗透油藏,平均空气渗透率2．084um2。经过30多年的注水开发,已进入特高含水开发阶段,主要通过注足水,注好水来实现稳液稳油和控水稳油。近年来,为解决该类油藏注水见效敏感,注采调配理论依据不足的问题,以油藏渗流力学为理论基础,选择压降叠加原理作为理论基础,通过对油藏地层参数重新取值及反复论证,得到了适用于该油藏的注采调配见效周期的计算公式,用来指导注采调配,达到了降低自然递减率、改善油藏水驱状况的目的,增加可采储量20．8×10^4t。     

一类油层聚驱后缩小井距高浓度聚合物驱现场试验布井方法研究

聚合物驱在喇嘛甸油田主力油层已大面积推广,并取得了较好效果,最终采收率为52．2％。但聚驱结束后,还有近一半的地质储量留在地下,因此,如何进一步提高聚驱后采收率,增加其可采储量是油田可持续发展、建设百年油田的重要研究课题。喇嘛甸油田北西块4—4#高浓度聚驱现场试验表明,在原250m左右注采井距下,高浓度聚合物驱阻力系数高,驱动难度大。当注采井距缩小至150m左右后,采出井全部受效,含水下降明显。因此,喇嘛甸油田主力油层聚驱后进行小井距高浓度聚驱现场布井试验。