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。     

高含水后期薄差油层周期注水方法研究

S区块为薄差层低渗透砂岩岩性油藏,经过长期注水开发,已进入高含水期开采阶段,结构调整的潜力越来越小,挖掘剩余油的难度越来越大,为进一步改善区块的水驱开发效果,对S区块进行了周期注水可行性研究,并对部分注采井组制定了周期注水试验方案,有效地控制了试验区产量递减速度和含水上升速度,改善了薄差油层的吸水状况,开发效果得到明显改善。     

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。     

曙1612块实施多元化治理,改善区块开发效果

曙1612块于1978年4月投入开发,1980年转注水开发。采取中部注水,边部吞吐的复合开发方式。近年由于中部区含水上升速度加快、边部区吞吐效果变差,区块开发效果逐年变差。针对该块存在的问题,2010年我们在精细油层分析的基础上,实施多元化综合治理,来控制区块递减速度。     

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。     

朝阳沟油田微生物采油技术研究

朝阳沟油田老区经过二十余年的开发,在油田的一类区块出现含水上升速度加快、自然递减率加大的开发矛盾,而对于油层条件较差的二、三类区块,由于储层物性及原油物性较差导致单井产量低、开发效果差。通过探索研究应用适用于朝阳沟油田的微生物采油技术,在试验区实现了提高单井产能、控制含水上升和提高采收率的目的。     

胡尖山油田胡201区块泵挂深度与流压的确定

胡尖山油田胡201区块开采油层是侏罗系延安组的延10油层。2006年投入滚动开发,2007年11月开始注水开发,2009年3月开始放大生产参数生产,2009年08月区块综合含水上升,2010年2月底开始综合治理。治理措施主要为合理泵挂深度、合理流压,控制采液强度和边底水区域控制注水。合理泵挂深度,减缓区块含水上升速度,以达到真正控水稳油目的。     

差油层浅调剖效果分析

由于区块油层小层多,隔层不明显,所以通过细分调整减缓层间矛盾及控制含水上升速度的难度都很大。另外由于长期停注的高渗透及其陪停层得不到有效利用,使得油层动用程度降低、产量递减速度加快。为解决特高含水期开发中这一矛盾,南一区东部区块油层通过精细选井选层,针对层间差异较大、与之连通采油井含水上升过快的注水井及钻降区成片的低压、高含水区,应用浅调剖技术,降低了中、高渗透层的渗透率,提高了低渗透层的吸水能力,改善了水驱效果,达到了稳油控水的目的。     

锦611块控水稳油综合配套技术

针对锦611块于楼油层边水推进速度过快,纵向上于楼油层发育较集中,隔层厚度普遍较薄,难以实施常规找堵水措施等问题,采取了螺杆泵冷采与改性石蜡相结合的办法,有效控制区块含水上升速度,同时对套管存在漏点油井采取套管补贴、负压采油等措施堵水恢复油井产能,通过以上综合配套技术措施实现了区块稳产,取得了较好的经济和社会效益,对其它同类油藏具有一定借鉴作用.     

区块细分注水技术界限研究

某区块经过四十多年的开发,目前已进入特高含水期,区块剩余油分布更加零散,各种地质因素也因长期注水开发而发生了一定的改变。这时区块稳油控水难度进一步加大,为了进一步挖掘剩余油,控制区块含水上升速度、减缓产量递减,必须对注水井采取进一步的细分调整。本文通过层段小层数、砂岩厚度、渗透率级差与油层动用程度的关系,优化分级参数、量化分级数量、执行细分注水标准,可以更有效地提高油层动用比例,为今后区块细分注水调整提供依据。     

孤东GO7-22X3255井组调剖方案设计及效果

油田注水开发中后期,受地层非均质性影响,注入水沿高渗透层突进,波及中低渗透层程度低,水驱开发效果差。对注水井的吸水剖面进行调整,可改善开发效果。针对孤东油田储量动用程度高、水淹严重、剩余油高度分散、稳产难度大的严峻形势,系统开展调剖技术提高采收率的研究。选定一个具有代表性的典型注水井组GO7-22X3255,以颗粒、凝胶、颗粒和凝胶为调剖剂,通过对调剖剂注入的质量浓度,注入速度和注入量进行调剖方案设计,比较了三种注入方案下的软件数值模拟结果与现场实际效果,得出对井组GO7-22X3255以注入颗粒质量浓度为3 mg/L时效果最理想的结论。     

靖边油田油水井调剖堵水效果分析

油气田开发过程中有一个普遍的问题即油井出水。油井出水会对油气井生产、油气集输与油气田开发产生的影响,尤其对注水开发油田影响深远。所以在油气田开发过程中了解油气井出水的情况,及时的找出出水层位,并且能够采用相对应堵水的办法是很重要的。堵水调剖技术能有效的优化高含水油田注水开发的效果,从而实现油气田的稳产。     

低伤害控水压裂工艺在子北采油厂的应用

控水压裂工艺对于油田稳油控水提高开发效果意义重大,应根据储层的具体特征选择合理的压裂液体系与设计合理的压裂参数进行施工,改善开发效果。延长油田子北采油厂延安组延10油层边底水活跃,油井含水上升和水淹快,严重影响了油井的采收率和产能建设。根据子北采油厂家储层具体地质特征,引进低伤害控水压力工艺技术,通过现场施工,效果显著,使子北采油厂家稳油控水和提高开发效果取得了重大突破,带来了良好的经济效益。     

多油层非均质复杂断块油田高效开发技术

桥口油田是一个多油层非均质复杂断块油藏,针对油田的开发状况和油藏的地质特点,近年来开展了“以油藏精细描述为基础,在原井网的基础上,以平面上局部调整(恢复)完善注采井网、纵向上层间转移调整两个剖面为手段,以控水稳油为目的”的油藏综合调整治理。进一步完善(恢复)局部井区的注采井网,强化有效注水,不断提高Ⅱ、Ⅲ类层的动用程度,使桥口油田的开发效果逐步得到改善,两个递减、综合含水得到有效的控制,实现了连续7年的稳产。     

文留油田文72断块区储层层间非均质性研究

储层非均质性影响油层剖面的动用程度 ,从而影响油田开发效果。对储层层间非均质性研究 ,往往停留在仅仅依靠取心井分析资料而建立的概念模型上。本文在沉积微相研究的基础上 ,利用测井解释储层参数结果 ,将非均质性概念模型发展到预测模型 ,分区块、分开发层系、分砂层组计算了反映储层层间非均质性参数 ,分析了研究区各区块、各开发层系、各砂组储层非均质性及其影响因素。结合长岩心多油层水驱油室内试验、动态监测资料分析了储层层间非均质性对水驱油效率和油田生产的影响 ,提出了提高油层剖面动用程度 ,改善油田开发效果的措施     

利用水平井技术开发低幅度边水油藏

古云集沙一下为低幅度边水油藏,油藏高度小,含油条带窄,采用直井开发,油层采收率低。利用水平井开发,可充分发挥水平井有效控制生产压差、防止水体突进的优势。水平井沿油藏顶部钻探,投产后,日产油达80t,实现了高效开发,水平井开发的成功,为类似低幅度边水油藏的开发开劈了新的途径。     

奈曼油田低渗透储层潜在伤害因素分析

通过对奈曼油田注入水各项流体的配伍指标的筛选、敏感性评价结果表明：该区储集层呈弱速敏、强水敏、弱盐敏。据此提出储集层保护措施为：钻井、试油、洗井时入井液的矿化度在2 500 mg/以上,考虑悬浮物浓度在1 mg/L,颗粒最大直径确定为≯1.2μm,以〈0.6μm为宜,含油量为2.5 mg/L;建议在注水开发时注入液中加入一些防膨剂,抑制粘土的膨胀性。     

水平井底水油藏变密度射孔技术优化研究

在水平井的开采实践中,底水油藏水锥进是一个严重的问题,它的出现使产油量显著下降。所以,延长油井见水时间、控制或延缓水锥进是十分重要的。而现在国内外如何在射孔技术上,人为控制生产压差,使水平井的水平段从远井地带到近井地带,固定生产压差生产,是目前油田工程人员关注的一个问题。本文考虑水平井水平段的摩阻,越到底部摩阻越大,在射孔器材上采用变孔密射孔设计方案,提出了射孔设计的计算方法,人为控制生产压差,使水平段从远井地带到近井地带,均匀流入,减缓底水的上升速度,该技术在大港油田的水平井中现场应用20余井次,见水时间都得到了不同程度的减缓,取得了显著的效果,为底水油藏水平井控制底水上升提供了宝贵的经验。     

木146区块扶余油层注采关系评价及水驱控制程度研究

146区块1976年投入开发,经历了4个开发阶段,从初期采用菱形反九点面积注水井网开发到现在改为200×100的线状注水开发方式,目前木146区块有油井82口、水井35口,区块日产液2405.6t,日产油55.9t,含水97.7%,区块已经进入特高含水开发阶段,开发矛盾突出。本文针对此问题从注采关系研究入手,分析了区块各沉积单元水驱控制程度,为下一步精细水驱挖潜奠定了基础。     

岩心大孔道发育程度对不同调剖剂影响因素研究

渤海油田具有储层岩心胶结疏松、非均质性严重、原油黏度较高、平均渗透率较高和单井注水量较大等特点,并且随着注水开发的不断进行,岩心内大孔道不断发育。所以针对渤海油田实际情况对不同调剖剂在不同发育程度的岩心大孔道内的封堵情况进行了研究。结果表明,岩心孔道发育程度越大淀粉凝胶成胶效果越好,而岩心孔道过大会影响聚合物凝胶的成胶效果。无机地质聚合物在未发育岩心孔隙和发育不完全孔隙内注入性较差,增油效果较差。