安塞油田坪北区低渗透油藏注采调整的实践

安塞油田坪北区具有低渗透油藏特点,在注采调整过程中,采取了注采井网调整、细分层采油、优化注水等方案,获得良好开发效果,连续稳产五年。     

王场油田王广区周期注水矿场试验效果的认识

王场油田王广区为薄层低渗透砂岩岩性油藏。1971年投入试采,采用不规则大井距面积井网开发。根据油田动态反映,1998年对主力油层进行注采系统调整,加密完善井网,提高了采油速度,但油井含水上升较快。为了进一步降水采油,改善注水开发效果,对部分注采井组进行了周期注水矿场试验,见到良好效果。     

王场油田78-2井区改善注水效果及对策探讨

影响王78-2井区注水开发效果的主要原因一是天然能量不足、注水滞后,加之初期注水强度过大,造成了直接影响;二是注采井网不完善或注采井网与地质特征不匹配。采用周期注水或脉冲注水是低渗透裂缝性油藏水开发中重要的调整方式。保持合理的注采比能改善低渗透裂缝性油藏的开发效果。     

启动压力影响下注采井间有效驱替规律

低渗透储层具有明显的启动压力梯度,导致注采井间的渗流场分布与常规条件存在一定差异.基于典型注采条件下的渗流特点和驱替过程分析,在产量方程中引入启动压力梯度,构建出考虑启动压力影响下一注一采定产渗流模型.通过推导得出注采井间压力场、速度场分布的数学表达式,并建立计算注采井间有效驱替面积、有效注采井距的方法,得到不同开发条件下井间渗流场分布和注采单元中有效驱替范围变化的规律.结合典型低渗透油藏参数进行的研究表明,根据有效驱替要求确定有效注采井距,并以此为基础部署开发井网,能在更大程度上有效驱动注采单元内的流体,进而提高低渗透油藏的开发效果.     

存在启动压力梯度时的合理注采井距确定

由于流体在低渗透油藏中渗流存在启动压力梯度,在确定低渗透油藏合理注采井距时如何考虑启动压力梯度的影响,是提高低渗透油藏开发效果的主要研究内容之一.根据等产量一源一汇渗流理论,获得了注采单元主流线中点处的最大压力梯度计算式,结合启动压力梯度与渗透率的关系建立了低渗透油藏合理注采井距的确定方法,得到不同渗透率和注采压差下合理注采井距理论图版.实例应用结果表明,所述方法简单实用,分析结果与油田实际情况基本一致.     

复杂小断块油藏高效开发模式研究

针对龙深1井区地质构造复杂、开井数少、采油速度低、注采井网不完善、地下亏空严重等问题,开展储层发育规律及开发方式研究,通过部署水平井、转变开发方式,实施水平井采油、直井注水,达到了有效补充地层能量、提高水驱油效率的目的,取得了较好开发效果,为小断块油藏的开发提供了经验。     

注水开发油藏产量递减影响因素研究

以江汉油田注水开发油藏为研究对象,针对油区在高含水开发后期产量递减问题,采用油藏工程方法、室内实验及矿产统计归纳方法,建立了高含水后期递减模型,绘制了不同采油速度、不同采液速度下理论递减率图版,分析了采油速度、采液速度对自然递减率的影响。剖析马50井区的地质情况,提出了在高含水开发后期减缓产量递减的措施:完善注采井网,提高注采对应率;以注采调整为主要手段,调整平面产液结构。     

低渗透油藏井网优化调整研究

针对低渗透油藏开发过程中普遍存在的问题,选取长庆油田特低渗透油藏为研究对象,通过对该区块菱形反九点注采井网的调整,进行了井网转换和井网加密可行性研究,并提出相应的最优转换时机.研究结果表明:菱形反九点注采井网转为交错排状后,增大了波及系数,提高了水驱动用程度,改善了地层压力场,提高了同期采出程度,其最优转换时机为含水率75%;对菱形反九点注采井网有针对性地采取中心加密,加密井采取先采后注的策略,可提高区块采油速度和最终采收率,且生产2年为加密井最优转注时机;所研究油藏最优的调整方案为2007年进行加密,并于2009年对加密井进行转注.对同类油气藏中后期调整提供了技术指导.     

滨南油区低渗透油藏开发潜力及技术对策

根据滨南油区低渗透油藏开发规律及存在的主要问题,提出了滚动增储、未动储量开发、井网加密调整、精细注水,完善注采井网、应用水平井技术挖潜的潜力方向,指出下一步滨南油区低渗透油藏开发对策和技术思路。通过以上工作的开展,进一步改善滨南油区低渗透油藏的开发效果,提高其最终采收率。     

低渗透油藏改善开发效果研究与实践

舍女寺油田孔二段油藏空气渗透率26.7×10-3 μm2,开发过程中存在储层物性差、注水困难、注采井网不完善、油藏低速低效开采等问题.为此,开展了孔二段低渗油藏改善开发效果的4项研究,即提高水驱控制程度、合理驱动压力梯度、小井距加密提高连通程度和非主流线井压裂.实施后舍女寺油田孔二段油藏采油速度从0.81%上升到0.92%,最终采收率从14.8%提高到26.1%,增加可采储量38×104 t,为同类型油藏提供了改善开发效果的技术对策.     

八面河油田面12区综合调整措施及效果分析

八面河油田面12区为断块稠油油藏,油层出砂、渗透率差异大。为了解决产量递减快、注采井网不完善、储量控制程度低、油井高含水等问题,采取加强地质综合研究、钻调整井和侧钻井、进行注水井注氮调剖等措施,有效地改善了油藏开发效果。     

江汉油区低渗透裂缝性油藏压裂工艺技术研究

裂缝性油藏分为张性天然裂缝油藏、闭合裂缝油藏、复杂裂缝油藏,由于裂缝的发育程度、裂缝产状、裂缝力学性质、裂缝充填性的不同,在压裂施工中所采取的工艺手段也不相同。经过对江汉油区新沟嘴组低渗透裂缝性油藏的两次压裂施工,为江汉油区提供低渗透裂缝性油藏压裂增产实践经验。     

反九点井网合理井距评价方法

基于低渗油藏渗流特点,利用极限渗透率方法确定合理井距评价指标Csp,并确定反九点井网合理井距评价方法,分析在一定的注采条件下合理井距对有效注采系统的影响,为低渗油藏开发技术对策研究提供科学的决策依据。     

低渗透油藏驱油用耐温抗盐型表面活性剂研究

针对大庆油田M区块储层低孔、低渗、高温以及高矿化度的特点,采用常规表面活性剂往往不能取得较好的驱油效果。因此,以顺丁烯二酸酐、乙二胺和长链溴代烷为单体合成了一种新型双子表面活性剂SZ?11,并复配非离子型表面活性剂AEO?3,形成了一种适合低渗透油藏驱油用的耐温抗盐型表面活性剂驱油体系,并对其综合性能进行了评价。结果表明,该驱油体系具有良好的耐温性能和抗盐性能,在140 ℃下老化后,界面张力仍能达到0.008^{mN/m,体系在较高质量浓度的NaCl（150 000 mg/L）、CaCl₂（9 000 mg/L）和MgCl₂（2 500 mg/L）盐水中仍具有较低的界面张力;该驱油体系具有良好的乳化性能和润湿性能,可以通过乳化原油和改变岩石表面润湿性来提高驱油效率;储层天然岩心在水驱后注入0.4 PV表面活性剂驱油体系,能使岩心的采收率提高19.5%,具有良好的驱油效果。现场应用结果表明,实施表面活性剂驱油措施后,M区块内5口生产井日产油量明显提高,含水率下降,取得了良好的增油效果。}     

碳酸盐岩油藏注水开发方式研究

碳酸盐岩储层储集空间以洞穴、溶蚀孔洞、裂缝为主,后期生产大都表现为天然能量不足,通常采用注水替油方式来有效地补充能量、提高油气采收率。利用ECLIPSE数值模拟软件建立单元注水、一注一采机理模型,优化注水替油、保压开采、单元注水等3种不同开发方式的注入参数,为矿场注水开发和提高采收率提供依据。     

同层系两种驱油剂同驱压力干扰调整研究

针对大庆油田高含水X区块同开发层系不同区域水、聚、三元同驱造成区块压力不平衡导致部分油井产油量较低的问题,应用统计计算、理论分析并结合油藏数值模拟的方法进行研究。得出区块储层平面高低压力区域压力相互干扰主要是由于不同驱油剂储层增压效果差异引起的,并确定了需要调整的高低压区的井号。通过在储层低压区的水井增注,高压低渗水井压裂,高压中高渗水井对应连通性好的油井提液降压调整油藏平面压力不均衡,缓解高低压井区间相互干扰。在对区块压力调整后,同驱层油井日增油量在2.5 t以上,得到了较好的开发调整效果。     

确定特低渗油气层有效压裂的下限值——以泌阳凹陷安棚油田为例

安棚油田碎屑岩储层属扇三角洲沉积,储层埋藏深,胶结致密,具有特低孔特低渗储层特征;油气藏类型复杂,有普通黑油油藏、挥发油藏和凝析气藏等.通过综合应用Hobson法、产能法、浮力法等得到含不同流体储层的下限标准,确定了油层和凝析气层有效压裂的物性下限值,为压裂层位的选取和特低渗油气田的有效开发提供了科学依据.     

带压作业技术在江汉油田的推广现状及完善建议

江汉油田引进带压作业设备是为了解决注水中的作业问题。该项设备适用于油水井的常规带压作业,但存在着一些问题:一是原井内工具内径差异造成工具内堵困难;二是外径差异及工具串太长,致使带压作业装置的倒出空间不够;三是常规分注井,其原井下的水嘴更换困难。建议:改进下井管柱设计,以便下次进行带压作业;对需要带压作业的井进行定期作业,减少管柱穿孔腐蚀等现象的出现,同时进行定压自动井液工艺攻关,对现有设备进行改进,以便适应大修作业。     

水平井在江汉油区开发中的应用

水平井在开采过程中具有泄油面积大、单井产量高等特点,已成我国陆相油田开发过程中的主要增产方式。随着江汉油区逐渐进入开发后期,面临剩余油挖潜和储量动用难度不断加大的困境,通过对江汉油区水平井的生产现状以及在低渗薄层油藏、稠油油藏、致密油藏的应用效果进行分析,表明大力推广应用水平井是提高油田开发效果的有效方式。针对水平井措施效果进行分析总结,提出了今后的研究方向。