二、三类油层高含水期综合调整效果认识

二、三类油层利用化学驱井网进行水驱剩余油挖潜取得了较好的投产效果,但由于二类油层顶部剩余油挖潜效果差和前期笼统注水影响,含水上升较快。通过对注水井分层注水,油层动用状况得到明显改善,含水上升速度得到有效控制,通过周期注水改善"三高"井区开发效果,进一步控制含水上升速度,年含水上升速度控制在0.5%以内的较好水平,为今后二、三类油层水驱综合调整提供借鉴意义。     

抗高温高盐凝胶型颗粒调驱调剖技术的应用

随着文明寨油田的长期注水开发,油田已进入高含水期。目前大部分注采井都是大段合注合采,受层间差异的影响,层间动用严重不均,造成部分高渗透层水淹严重,对应油井含水上升产能下降,而部分差层注不进水,对应油井低水平稳定,与高含水开发后期精细挖潜的要求不相适应。对此引进抗高温高盐凝胶型颗粒调驱调剖技术的应用,有效缓解了层间矛盾,提高了油藏的采收率。     

低渗油藏卫10块中高含水期改善水驱效果研究

针对卫10块渗透率低,含水上升快,自然递减大,水驱动用程度低的问题,运用动态分析法和先进的油藏数值模拟方法研究剩余油,根据剩余油分布规律,制定了改善平面矛盾和层间注采剖面,增加水驱控制储量和动用储量为目标的挖潜方案,通过实施,提高注入水利用率,提高分层动用程度,控制含水上升速度,改善水驱开发效果.使卫10块开发水平稳定在二类,取得良好的经济效益和社会效益,为中高含水期老油田的持续发展奠定基础.     

密井网开采矛盾及治理认识

某水驱区块于1986年投入开发,2011年进行三类油层加密调整,合采SⅢ、PⅡ、高台子三套油层组,注采井距近(106 m),井段长(231 m),层间层内矛盾突出,油层动用差异大,导致含水上升快。通过精细地质研究,以改善薄差油层动用状况、控制含水上升速度、恢复地层能量为重点,不断摸索特高含水期"控含水、控递减"的有效方法,改善区块开发效果,实现稳油控水的目的。     

萨南油田油水过渡带地区与纯油区储层差异

萨南油田油水过渡带地区已进入特高含水开发阶段,相对纯油区油水过渡带地区综合含水高,采出程度低、采油速度低。本文根据过渡带地区和纯油区代表性岩心室内实验的研究结果,结合区块动、静态开发资料,对比分析认为过渡带储层分选性、孔隙结构和胶结均差于纯油区,导致水驱开发效果比纯油区差;相对渗透率曲线对比表明过渡带地区中、高渗油层含水上升速度较纯油区快,该类油层开发效果差于纯油区。因此针对中、高渗油层采取缩小注采井距的挖潜措施,区块含水上升速度得到有效控制,油层动用厚度增加,产量递减速度减缓,开发效果得到明显改善。     

石场子油区长2油层水驱动用状况分析及综合治理

石场子研究区进入中高含水开发阶段,因低产、高含水等原因已累计关井130余口,部分井组油水井注采对应关系差,水驱储量动用程度低;部分井注水突进问题明显,影响水驱储量控制程度低,油藏整体表现为油井自然递减增大、含水上升率抬升的趋势,水驱状况不清楚,严重困扰了后期的油田稳产综合治理。本文以延长组长8油藏为目标,重点研究油藏水驱动用状况,评价注水开发效果,寻找开发中存在的主要问题,提出综合治理调整意见,指导油田稳产。     

萨南东块过渡带加密井区精细注采调整方法研究

萨南东块过渡带自2017年7月投产以来,部分井组注采完善程度低。为了减缓区块递减、控制含水上升速度,针对区块目前存在的实际问题,分别针对不同条带的油水井,制定不同调整对策,明确精细注采调整方向。通过利用油井转注等手段,控制含水上升速度,减少层间矛盾,进一步提高油层动用程度。     

南二、三区高台子油水同层潜力及挖潜界限研究

利用岩心、录井、测井、试油等动、静态地质资料,在精细地质认识的基础上,对高台子油层油水同层发育及分布特征、油水同层的动用状况及挖潜潜力进行了研究,并利用找水、试油、碳氧比能谱测井等资料分析成果对高台子油水同层的补孔界限进行了界定,研究得出:油水界面由北向南呈"∩"变化趋势,由西向东呈"∪"型变化趋势;油水同层部分层段已经动用,油水同层动用程度比纯油层差;油水界面储量纵向上主要分布在高Ⅰ组和高Ⅲ组,油水同层含水低于全井含水;剩余油类型主要以注采不完善型为主,需要通过完善注采关系来进一步提高油水同层的动用程度;确定了现阶段可以对油水同层补开的不同比例及挖潜深度界限,确保油水同层潜力得到充分动用。     

卫城油田卫10块低渗富集小断块中高含水期层间挖潜研究

针对卫10块已进入中高含水开发期,区块综合含水上升快,自然递减居高不下等问题,在地层精细对比、构造精细解释、沉积微相、储层综合评价、剩余油分布规律研究的基础上;通过以中部封堵、拉大注采井距,边部加强平面及层间动用为主要治理方向的实施,提高了注入水利用率,提高区块分层动用程度,控制了区块含水上升速度,改善注水开发效果,探索出了一套适合中高含水期低渗透复杂断块油田剩余油挖潜治理的方法。     

马寨油田卫305块剩余油精细挖潜研究

马寨油田卫305块位于东濮凹陷西斜坡带北部,为常温常压低渗透断块油藏,1990年发现沙三中砂组油层投入开发,到2003年底,区块局部区域仍注采不完善,地层能量下降快,产量递减快。目前由于井况损坏严重,造成区块水驱控制、水驱动用、可采储量减少,含水上升;自然递减较难控制,稳产难度大。本文在深化油藏认识的基础上,以提高区块动用程度为目的,利用现有成熟配套工艺技术,实现平面及层间剩余油精细挖潜,改善了区块的开发效果。     

二类油层周期注水在聚驱控水提效中的应用

为了改善二类油层的开发效果,抑制区块含水上升速度,为二类油层聚驱后进一步提高采收率提供科学依据。充分利用油藏精细描述静态资料和注采井的动态资料,应用油藏数值模拟技术研究了四种周期注水的方式。通过四种周期注水方式,改变油层原有压力场分布,使油层内平面和纵向上剩余油得到有效动用。在有效降低注水量的同时,提高注入水质量,控制含水上升速度,最终达到控制低效无效循环,进一步挖掘区块剩余油的目的。     

密井网小井距综合治理效果及认识

西区与中区西部水驱井于2010-2012年进行三类油层加密调整,注采井距由250米缩短为106米,井网密度90.7口/Km~2,斜井比例达到49.83%,开采层位多,层间层内矛盾突出,油层动用差异大,导致含水上升快。通过精细地质研究,以改善薄差油层动用状况、控制含水上升速度、恢复地层能量为重点,不断摸索特高含水期"控含水、控递减"的有效方法,改善区块开发效果,实现稳油控水的目的。     

三类油层密井网水驱开发规律研究

自2009年底开始,萨中开发区开始实施三类油层井网加密调整,采用100m五点法面积井网,至此三类油层开始进入了水驱极限井网开采阶段。对油层开发效果评价发现,采用小井距注采开发后,虽然获得了一定的开采效果,提高了区块的生产水平,加强了砂体的认识程度,完善了油层的注采对应关系;但是仍然存在较多问题:一是油层采油速度加大,含水上升速度加快;二是井点的射孔井段还是较长,纵向矛盾仍然突出;三是压力梯度增大,层间干扰也进一步加剧了。研究表明三类油层采取缩小注采井距开发不是解决开发问题的单一途径,需要采用加密调整与精细调整挖潜相结合的系统开发技术,才能全面提高油层动用程度、改善油层开发效果,真正达到提高采收率的目的。     

高含水后期多井网协同完善注采关系技术研究与应用

油田进入特高含水期开发阶段,针对水驱部分区块多向控制程度低,薄差油层动用状况较差的实际,立足现有井网,根据不同类型储层,结合井网衔接关系,合理优化注采井距,探索多井网协同完善注采关系调整技术,实现完善注采系统、提高控制程度、改善区块开发效果的目的。     

外围葡萄花油层低产水平井挖潜对策

外围油田2006年在葡萄花油层开展水平井开发试验,平均单井初期产量是周围直井的3倍以上,相同含水阶段采出程度较直井高5-10个百分点,推动了外围油田薄差油层储量整体动用。近年来,水平井低产低效问题日益突出,普遍存在注采完善程度低、受效不均衡等问题,为改善水平井开发效果,开展了水平井区数值模拟方法研究,量化不同沉积单元、不同类型单砂体剩余油分布,在此基础上,依据剩余油分布特征、位置及成因,从注采系统调整、注水结构调整和措施挖潜三个方面开展了挖潜对策研究,调整后,开发效果得到了极大改善,总结出低产水平井挖潜对策,进一步丰富和完善了水平井精准挖潜技术系列。     

龙虎泡油田高含水期调整挖潜技术探讨

龙虎泡油田进入高含水期开发后,含水上升快,产量递减快,开发矛盾较为突出,本文全面分析了油田开发现状和存在的主要矛盾,研究了各油层动用状况。应用精细油藏描述技术和数值摸拟技术,确定了剩余油分布状况,明确了下步调整潜力和方向,编制实施了加密调整方案和注采系统调整方案,增加了油田可采储量,同时研究论证了油田开发后期聚合物驱油的可行性,为油田开发储备了技术,通过实施综合调整挖潜,见到了较好的调整效果,有效地控制了产量递减,改善了油田开发效果,经济效益显著。     

二类油层注聚后期周期停层不停井方法研究

为找到一种有效控制注聚后期含水上升速度的方法,通过室内实验研究二类油层聚驱后期多层合注合采及分注分采条件下,不同注采类型井组提高采收率差异,实验结果表明停注厚注厚采及厚注薄采层段,只注薄注薄采及薄注厚采层段可再提高采收率4%以上。2013年1月在大庆油田萨中开发区北一区断西东块开展了现场试验,试验结果表明注聚后期停注厚注厚采及厚注薄采层段,只注薄注薄采及薄注厚采层段,部分油井出现明显含水下降趋势,吸水剖面也有新的动用,有效延长了注聚时间,节约干粉,可多提高采收率0.9%。建立了一套二类油层注聚后期停层不停井控水挖潜方法,具有广阔的推广应用前景。     

A区块聚驱后期实施周期注聚的认识

A区块平面上含水差异较大,动用状况差异较大,部分差油层仍然存在一定量的剩余油。聚驱过程中,随着油层渗流阻力的增大,油层的地层压力不断升高,且不同渗透率油层地层压力差异较大,因此,在聚驱后期可以充分利用周期注聚方式,激活差油层压力场,在减少低效无效循环的同时可以有效地挖潜差油层剩余油,2014年5月份开始实施周期注聚,试验结果表明层内渗透率极差大的井含水降幅大,周期注聚有效的减缓了含水回升的速度,同时又控制了低效无效循环。     

强化综合治理 改善区块开发指标

针对A区块开发中存在主要问题,通过开展油藏大调查,明确油藏潜力和挖潜方向;通过转注完善局部注采井网,增加水驱方向;注水井分注、调配及油井堵水等措施改善吸水剖面和产出剖面,提高二、三类层动用程度;对见效油井实施有效提液,增加油井生产能力;强化注采分析管理。抓好动态调水工作,有效控制了区块的含水上升速度,保证了区块稳定生产。     

三元复合驱含水回升阶段压裂井层优选方法

油田三元复合驱采出井部分井进入含水回升阶段,措施挖潜难度不断加大。本文通过对南六区三元复合驱采出井进行选井选层方法的研究,得知回升阶段压裂主要选则动用差、含油饱和度高、产液低、含水低、油水井连通好的层段,可提高压裂增油效果。同时为其他三元复合驱采出井薄差油层的重复压裂挖潜提供一定的借鉴作用。