超深稠油稳产技术对策研究与实施

鲁克沁油田2000年全面进入开发阶段,油田包括已经投入注水开发的中区及目前试采的西区和东区.投入泣水开发的中区油井见效规模不断扩大,产能相对稳定,区块水驱开发形势整体较好,但也存在注水单向突进、含水上升导致产能下降等矛盾；试采区块衰竭式开发,单井产能下降.因此以“油田开发基础年”、“稳定并提高单井日产量”活动为契机,进一步精细油田注水,改善水驱效果,提高油井见效率,夯实稳产基础,同时通过措施、新技术试验与推广稳定并提高单井日产量,提高油田开发效果.     

冷家油田提高单井产量潜力研究

冷家油田开发公司经过17年的勘探开发,油井开采程度不断增加,开发矛盾日益突出,单井日产量逐年下降。所以,在无优质储量发现的条件下,如何提高油井单井产量是保证冷家油田稳产的重要前提。经过对冷家公司所属区块的地质特点的研究,深入分析影响单井产量的地质因素、开发因素和技术因素,对比不同区块、不同开发方式的开发效果,紧密结合近几年开发技术新进展,探索出能够提高单井产量的技术对策,对冷家油田持续稳产有着重要意义。     

铁边城油田元48区块单井合理产能的确定

本文利用实测产量数据、采油指数、视流度法和类比法四种方法计算了元48区块的油井单井产能,并结合油田注水开发对油井产能的影响,对超前注水和同步注水条件下油井产能的变化进行了分析和计算,在此基础上对不同注水时机下的油井产能进行了校正,为油田产能建设提供了依据。     

超深稠油水驱开发效果评价

鲁克沁深层稠油油田发现于1996年,由于油层埋藏深(-2300m~-3700m),原油粘度大(50℃地面原油粘度可达9569-20150mPa·s,地下原油粘度为154~526mPa·s),开发难度大,初期只有部分单井投入试采,2000年油田各区块开始陆续投入开发。2003年在前期室内物理模拟对水、蒸汽、化学剂段塞、二氧化碳段塞、天然气段塞和烟道气段塞驱油效率的评价和筛选的基础上,表明注水开发是经济技术条件下可行的开发方式,优化后的最佳开发方式为衰竭式开发一年后转注水,其它开发方式投入成本较高,还有待于试验后逐步推广。论证完成后首先在投入开发较早的鲁2块投入试注工作,半年后注水见效,2005年以来,区块连续4年保持稳产,取得了良好的注水开发效果。在前期试注成功经验的基础上,鲁8块、玉东区块也相继投入注水开发,注水开发后油田单井产能明显提高,油田稳产上产基础稳步夯实,经济效益和社会效益显著。     

神泉白垩系油藏增压注水技术应用及效果评价

本文评价了神泉油田白垩系增压注水的技术应用及效果,论证了增压注水的合理压力及实施后的各种变化。通过增压注水,能够改善该低渗区块的注水效果,使一些吸水差的油层或不吸水的油层得到动用,提高了油井单井产能。     

超深稠油增产技术对策研究及应用

鲁克沁深层稠油油田发现于1996年,由于油层埋藏深(-2300米~-3700米),原油粘度大(50℃地面原油粘度可达9569-20150mPa.s,地下原油粘度为154-526 mPa.s),开发难度大,初期只有部分单井投入试采,2000年部分区块开始投入开发,2003年开展了注冷水驱试验。油田开发技术人员通过边开发、边研究、边试验、边推广的思路,逐步摸索出一套油井措施优选方法,为鲁克沁油田稳定并提高单井产量作出重大贡献,2010年鲁克沁油田全年完成产量23.2万吨,措施增产2.15万吨,效果显著。     

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。     

西41区堵水调剖适应性研究

西41区为长庆油田陇东油区西峰油田的一个地质开发区块,2009年正式投入开发,2011年至2013年大规模滚动产建,开采层位长8,是西峰油田的主产区块之一。该地质区块在开发过程中与同西峰油田白马南区、西峰油田白马中区相比,表现出较强的油井裂缝性见水、局部注水单方向见效的特征,2011-2014年产能大幅递减。因此遏制区域含水上升,实现"控水稳油",对缓解西41区开发三大矛盾,显得尤为迫切和重要。     

低渗透油藏注水时机与井网评价

由于低渗透油田的自然产能非常低,地层压力下降很快,因此,为了能够提高其产能,我国大多数油田采用注水开发来补充地层能量,改善油井的开发效果。     

复杂断块油田新井效果影响因素分析

S油田A区块2007年11月投入开发，投产5口油井，采用270m正方形井网弹性开采。截止到2021年10月已累计产液2.1×10⁴t,累计产油1.8×10⁴t。区块投入开发后单井产油能力稳定，具备重新设计井网注水开发的条件。2021年滚动部署钻井，完钻开发井9口。平均单井钻遇有效厚度、油气显示、地化指标都优于老井，但提捞求产效果却较差。从地质认识、工艺实施情况及实际生产等方面入手，分析了影响A区块新井投产效果的因素，为下步油田合理开发提供了依据。     

江苏油田智能水驱提高采收率研究

智能水驱提高采收率技术是一种有效的剩余油挖潜措施,智能水驱能够大幅度提高采收率而且经济效益好,并且该技术能够利用现有注采井网,减少投资,不需要大量化学剂和复杂的地面处理,是一项经济、环保、易操作、潜力巨大的油田开发新技术。通过对江苏油田梁垛区块进行四种无机盐驱油实验、注入水与产出水驱油效率实验、不同比例的注入水与产出水配比驱油实验、智能水驱油效率的研究,在现有的注水开发的基础上优化注入水的矿化度,从而提高原油采收率。     

二类油藏油井压裂措施研究

二类油藏较一类油藏渗透率低、孔隙度不高、砂体发育厚度小、储层物性差,但仍具有一定的开发潜力。为提高二类油藏聚驱采出程度,对其实施压裂措施,以达到油田稳产目标。对压裂井进行产能预测是压裂后油井经济评价的重要因素,同时也为现场油井压裂设计和施工奠定基础。将二类油藏细分为主力油层和薄差油层,分别对这两类油层不同时期(含水下降期、含水稳定期以及含水上升初期)进行压裂,以优选出主力油层与薄差油层最佳的压裂时期,为现场实施压裂增产提供依据。     

复杂断块聚驱后注聚/表二元复合驱可行性研究

港西油田总体处于高含水高采出程度的开发阶段,聚合物驱油技术在港西油田推广应用已24年,聚合物驱控制地质储量占油田总储量的21.9%,聚合物驱后如何进一步提高采收率是港西油田面临的重要技术难题。经证实聚驱后二元复合驱技术可以进一步提高采收率,本文重点介绍港西三区聚驱后注聚/表二元复合驱技术提高采收率的室内研究、实施方案优化和现场应用效果分析,从而验证了聚驱后注聚/表二元驱提高采收率技术在港西油田复杂断块"双高"油藏条件下的可行性。     

贝尔油田希3区块注水受效特征研究

在贝尔油田注水开发一年后,已初见受效迹象,本文利用动态监测资料和生产数据,通过对油层吸水情况,油井产液量、产油量、含水、沉没度等动态变化资料的整理,分析了注水受效情况及主要影响因素,提出了对目前油田注水开发的初步认识和建议,为油田下一步开发提供技术借鉴。     

萨中油田聚驱后蒸汽吞吐工艺技术研究

大庆油田萨中开发区主力油层聚驱后,油层含水高,剩余油分布零散,但丰度仍然很高,开采难度大。为探索聚驱后进一步提高采收率的新途径,应用蒸汽吞吐可以改善原油流动性能、提高驱油效率的技术特性,着重进行了聚驱后油井蒸汽吞吐技术的矿场试验,并以北一区断东中块萨中开发区北部的北1-4-P37井进行现场应用与分析,探索出合理的注气参数、注入方式,掌握吞吐后油井的动态变化规律,为进一步取得聚驱后蒸汽吞吐后开采效果提供依据。     

双河油田S/P二元复合驱物理模拟实验研究

双河油田438块ⅠⅡ1-2层系目前已进入水驱开发特高含水阶段,为保证二元复合驱矿场应用效果,本文通过开展非均质仿真模型二元复合驱实验,给出适用于研究区块二元复合驱注入参数的技术界限：表面活性剂最佳浓度为0.3%,段塞大小为0.4PV;并对二元复合驱影响因素进行分析,为双河二元驱提高采收率现场试验提供理论基础。     

富县油田M区块长8低渗透油藏减氧空气驱效果评价

针对试验区块M低孔低渗、物性差及井间连通状况差等导致水驱效果差,产量递减较快等问题,为提高区块产量,考虑构造、井网完善程度的影响,利用撬装站作为注入平台,优选3口井实施减氧空气驱试验,取得了较好效果:试验区总产油量上升,注气后日产油增加0.3t,最高日增0.68t,含水率先上升后下降,由注气初期的2.3%下降至目前的1.9%,注气时能量恢复,产量上升;停注后能量下降,产量下降。持续稳定注气是井组稳产关键。气驱见效后,泵充满度提高,泵效提高,工况改善。综上,减氧空气驱相比较水驱开发具有优越性,对同类油藏开发具有一定指导意义。     

BEX二类油层弱碱三元矿场试验效果分析探讨

BEX二类油层弱碱三元复合驱矿场试验是油田首次在二类油层开展石油磺酸盐表面活性剂弱碱体系三元复合驱试验。2005年11月开展空白水驱,2008年10月,在水驱采出程度45.30%、综合含水98.45%的基础上开展三元复合驱,目前处于后续聚合物保护段塞阶段,中心井区已经取得阶段提高采收率24.43%,预计最终提高采收率28.0%。通过该试验进一步研究弱碱三元复合驱的注采状况和措施效果,结果表明:石油磺酸盐表面活性剂弱碱体系三元复合驱在油田北部开发区二类油层提高采收率技术是可行的;弱碱三元复合驱效果明显优于聚合物驱;个性化设计和及时的措施调整保证了试验效果。     

甘谷驿西部油田注水效果分析

通过对超前注水、同步注水、滞后注水进行了对比分析,肯定了超前注水的效果.甘谷驿油田西部注水试验已4年多了,4年多来反九点法注采井网,由于井距小、微裂缝发育、主裂缝明显,东西向油井在部分水淹或含水较高,而南北向油井压裂引效措施后产量不理想,稳产期相对较短,因此优化裂缝主向、侧向井距组合,适当调整注采井网,是提高甘谷驿油田西部注水试验井区效果的关键.     

涧峪岔油田提高采收率技术研究

涧峪岔油田属于典型低渗透油藏,经过5年多的注水开发,储层孔隙结构和渗透率发生了很大变化。层内及层间矛盾进一步加剧,形成了高渗带及渗流优势通道,水驱状况和剩余油分布日益复杂,油田稳产难度不断加大,综合含水83%。这不仅大大影响了原油的采出程度,而且增加了采油成本。为了提高水驱采收率,必须对大孔道和高渗透层进行封堵。调剖技术作为降低油井含水和提高原油采收率的有效手段,成为涧峪岔油田持续发展的关键。