海上低渗透油田井网的设计标准及优化——以X油田为例

目前海上油田以高渗为主,对低渗透油田井网优化设计的研究较少,注采井网优化设计是油田开发的关键。本文以X油田为例,对1×10~(-3)μm~2渗透率储层进行了井排距优选和注采比研究,研究结果表明,在特低渗透油藏条件下(1×10~(-3)μm~2),对于1×10~(-3)μm~2储层,300×250 m井排距效果好。注采比保持在1.2左右,开发效果较好,既能保证较高的采出程度,还能使油井的含水率保持在较低的水平。     

延长油田提高采收率的潜力

延长油田是陆上典型的低渗透油藏,目前低渗透储量已占到80%以上,绝大多数是渗透率在1.0×10-3μm2左右的特低渗储层,近年来针对这类特殊储层,开展了诸如裂缝性油藏井网优化研究、超前注水攻关、油层解堵试验等一系列提高采收率的技术尝试,取得了一定的经验或认识,对同类型低渗透油田的开发具有一定的借鉴或指导作用。     

回注污水水质对油藏储层渗透率影响规律

研究回注污水水质对油藏储层渗透率影响规律对油田提高注水效果具有重要意义。针对大庆杏南油田7种不同渗透率的油藏天然岩心,设计了6种不同水质的污水(不同浓度及粒径的悬浮固体浓度、不同含油量)室内岩心流动实验,揭示了污水水质对油藏储层渗透率的影响规律。结果表明:污水中悬浮物对储层的堵塞类型为贯穿性堵塞、过渡性堵塞和浅部堵塞三种形式,其中贯穿性堵塞起主要作用;堵塞形式主要受水中悬浮物粒径控制;建立了6种回注污水对不同渗透率储层的影响图版,为油田现场提供了技术指导;针对大庆杏南油田,建议3×10~(-3)、7×10~(-3)、20×10~(-3)、50×10~(-3)μm~2储层注入回注污水界限为5.3.1水(悬浮固体浓度5 mg/L、粒径3μm、含油量1 mg/L),110×10~(-3)、180×10~(-3)μm~2储层注入回注污水界限为5.5.2水,250×10~(-3)μm~2储层适合注入回注污水界限为8.5.2。     

舍女寺油田女20断块低渗油藏高压增注技术研究与实践

舍女寺油田女20断块造位于黄骅坳陷南区的舍女寺构造西北台阶带,孔二段油组为一典型的高压、低渗透油藏,储层平均孔隙度19%,渗透率5×10-3μm2,投入开发以来,注水井欠注现象严重,历史上曾多次开展水井的降压增注工作,但效果均不理想。因此,在欠注机理研究基础上,转变思路,寻求突破,大胆尝试超高压增注技术,提高断块开发水平。     

聚硅纳米增注技术在临盘油田的试验应用

纳米降压增注技术为现河采油厂工艺所引进开发的新技术。胜利油田拥有丰富的低渗油田储量,注水开发是低渗透油田的主要开发方式。同国外低渗透油田采收率相比,胜利油区低渗透油田采收率偏低。这主要是由于胜利油区主要低渗油田储层以中孔、小孔为主,喉道中值半径小于1．5μm,储层粘土矿物相对含量高,储层敏感性强,普遍存在注水压力不断上升、注水困难等问题。因此,寻找降低注入压力、提高增注效果的材料和工艺措施成为低渗透油田注水开发的攻关目标之一。     

压力敏感性对大庆某厂油田注水开发效果影响分析

在油藏开发过程中,储层除受不同程度的五敏影响,还会受到压力敏感性伤害,导致渗透率下降,并且这种伤害具有不可逆的特点,特别是对低渗透油藏影响更为显著。通过对大庆某厂油田储层岩石的压力敏感性伤害程度的研究,认为在油田投产后,随着地层流体的采出,地层孔隙压力逐渐降低,储层上覆有效压力增大,导致储层渗透率有较大的降低,影响了该油田注水开发效果,尤其是对油田构造低部位油井的产出和水井的注入情况影响较大。以同步注水或超前注水保持地层压力开采,是有效控制压力敏感性伤害、保持储层渗流能力的主要方法。     

低渗透油藏注水开发合理采油速度研究

根据国内有关低渗透油田文章的论述,低渗透油田一般是指储层渗透率在(10～100)×10-3μm2的油田。江汉油田鄂尔多斯盆地的坪北区块,主力开发单元的渗透率均在100×10-3μm2以下,其中长63油组渗透率为19.09×10-3μm2,长63小层渗透率为30.25×10-3μm2,该区块属于典型的低渗透油田。通过对坪北区块低渗透油藏地质、开发特征的综合分析研究,除应用传统的实际开发资料计算法、数值模拟法对油田合理采油速度进行预测外,还收集整理了全国25个低渗透油田区块的资料,统计回归出采油速度与地层流动系数以及井网密度关系,绘制了预测采油速度图版。运用以上方法,针对坪北区块的开发地质现状,对目前井网条件下的合理采油速度进行了预测评价,确定长61油组和长63小层的合理采油速度分别为2.00%和2.50%。     

影响低渗透油藏注水开发效果的因素与改善策略探讨

渗透率在(0.1~50)×10~(-3)μm~2范围内的油藏称做低渗透油藏,经过相关探勘统计,我国低渗透油藏占我国油储量资源的22%,开发低渗透油藏资源是目前亟待解决的问题。影响低渗透油藏注水开发效果的因素主要分为地质因素和开发因素,当前低渗透油藏的开发效果并不理想,存在注水压力高、油井供液不足、产量递减快、采油速度低等问题,导致出现了高含水、低采收率、开发效果差的现状。本文对低渗透油藏注水开发效果的影响因素进行分析,并且提出一些改善策略。     

特低渗透储层提高水驱油效率实验研究

某油田自投产以来还未对影响开发效率的储层孔隙结构、裂缝、敏感性等开展专项研究。储层渗透率低,物理性差,属性低渗储层,常规注水驱油方式效率低,在注水中加入表面活性剂后能将效率提升26.6%,驱油效率比水驱油了大幅度提高。水驱压力对特低渗透储层岩心驱油效率也有着一定的影响。空气渗透率不同,水驱压力的提升能够影响驱油率,驱油率会随着水驱压力的提高而提高。大于1×10~(-3)μm~2的空气渗透率的岩心,水驱压力的提高能偶让渗透率有很大幅度增高,储层易发生水窜现象,会导致驱油率有较低提升甚至有所下降;相反情况,驱油效率提高幅度会明显增大。     

朝阳沟油田井网潜力研究

朝阳沟油田属低渗透油田,按照储层渗透性、原油流动性和裂缝发育程度将朝阳沟油田各个区块分为三类:一类油藏:基质渗透率大于15×10-3μm2,原油流度大于1×10~3μm2/mPa·s,原始含油饱和度59%,普遍发育东西向裂缝,裂缝密度0.13条/m,裂缝与基质渗透率比值为10~30倍。二类油藏:基     

塔木察格油田降压增注工作液配方体系研究

塔木察格油田属于低渗透油田，在实际开采过程中，会出现“注水压力高、注入难度大”的问题。为了提高低渗透油藏注水开发效果，工作液的选择起到关键性的作用。通过测定工作液与原油的界面张力，结合储层配伍性实验和降压增注性能评价实验，配制出适用于塔木察格储层特性的阴离子-非离子表面活性剂工作液体系。在塔木察格油田21区块北部南一段油层Ⅰ+Ⅱ油组地层水的pH值为7.5、矿化度为3000mg·L^-1的条件下，本文选择的增注配方为：0.9%椰子油二乙醇酰胺+0.7%十二烷基苯磺酸钠+0.5%无水乙醇+3%黏土稳定剂。该配方对渗透率低于80m D的岩芯，降压率可以达到25%以上；对于渗透率小于15.9m D的岩芯，降压率可达到30%以上。该工作液体系可以有效提高塔木察格油田增注效果。     

超前注水在七棵树油田SW10区块水平井开发的应用

七棵树油田属于典型的低压、特低渗油藏。为了提高开发效果,七棵树油田SW10区块对水平井的开发采用了超前注水,根据开发理论与生产实践,对七棵树油田SW10区块的超前注水开发效果做了分析。结果表明:超前注水对SW10区块水平井压裂效果、含水率和产量自然递减产生了明显影响。超前注水后,地层压力高,压裂液返排率提高,排液期缩短,有效提高了投产初期的产油量;减小了地层压力下降造成的储层物性伤害,有效提高了原油相对渗透率,降低了水平井的含水率;采用超前注水的油井比同步注水的油井的地层压力保持水平高,地层压力下降相对缓慢,单井产量递减慢。     

化学堵水工艺技术原理及应用

文南油田是一个高温、高压、低渗透、非均质严重的复杂断块油气田。主力油层压力系数30-65MPa,地层温度100-140℃,地层原始孔隙度16.1-20%,渗透率1.5-150×10-3μm2,地层水矿化度22-34×104mg/l。随着油田注水开发的不断深入,吸水剖面不均程度日益严重,油井水淹快,水驱动用程度低。为提高水驱动用储量,几年来重点应用和完     

单井增压注水技术在XX油田的应用

XX油田储层物性差,非均质性强,属于低渗透油田。注水开发后,表现出注水压力上升快、地层压力保持水平低、欠注井日益增多。为了实现能够注够水,对欠注井实施单井增压治理。本文通过对单井增压注水试验效果进行分析,为欠注井的治理提供依据。     

吴旗油田长6油藏超前注水开发技术及效果分析

与同步注水和滞后注水相比,超前注水这种先注后采的开发方式,在合理补充地层能量,提高地层压力及保持油井较高生产能力等方面的优势更加明显。目前,采用超前注水技术,改善产量递减快、稳产难和采收率低的低渗透油藏的开发效果已成为一种趋势。本文以吴旗油田吴420井区为例,介绍超前注水开发技术在该低渗透油藏中的应用情况,并进行开发效果分析,认为超前注水是提高低渗透油藏最终采收率的重要途径之一。     

吴起油田注水井投注及增注方式的分析与应用

吴起低渗透油田具有孔喉半径小、渗透率低、渗流阻力大等特点,注水井普遍存在注水压力高、注入困难的问题。本文综述了吴起低渗透油田注水井投注及增注的方式和应用,介绍了影响投注和增注方式的因素,以及主要投注及增注方式在吴起油田的应用情况,制定了投注增注措施方案。     

深波激励注水技术在靖边油田的应用

靖边油田属于低孔、低渗油藏,以注水开发为主,在长期的注水开发过程中,受诸多因素的影响,容易造成地层堵塞,导致注水井吸水能力下降,从而影响注水开发效果。为了解除注水过程中形成的储层堵塞,恢复储层渗透率,使注水井达到配注水量,引入深波激励注水技术,对10口注水井进行试验,现场试验结果表明深波激励注水技术有效期为常规解堵有效期3倍以上。     

古云集油田超前注水技术研究及应用

超前注水有利于提高单井产量和油藏最终采收率,本文通过渗流规律、数值模拟和矿场数理统计研究,对超前注水提高低渗透油田的开发效果进行机理分析,提出超前注水期合理地层压力保持水平、注水压力、注水强度、注水时机等开发技术政策,在古云集油田现场推广应用后取得了较好的开发效果,可以提高单井产量15~20%。     

超前注水在苏家屯油田开发中的应用

苏家屯油田是典型的低孔特低渗油田,具有地层压力下降快、稳产难、采收率低等特点。超前注水采用先注后采的开发方式,油井开采前先向地层注水充能,提高地层压力,使油井长期保持较高的地层能量及驱油压力梯度,减小地层压力下降造成的储层伤害,有效提高注水波及面积。此外,超前注水还能对指进现象进行有效预防,提高采收率。     

超前注水在A油田B区块取得的效果及认识

与同步注水相比,超前注水开发方式在合理补充地层能量、提高地层压力及保持油井较高生产能力等方面的优势更加明显。A油田是一个典型的低渗透裂缝性油田,为持续有效开发,选择B区块开展超前注水试验,通过开发效果分析,认为超前注水是提高低渗透油藏水驱开发效果的有效途径。