文昌13-1/2油田珠江组储层酸化技术研究与应用

文昌13-1/2油田珠江组储层主要属高孔、中高渗储层,储层胶结疏松,容易出砂。通过对文昌13-1/2油田珠江组储层的损害机理进行分析,优选了适用于文昌13-1/2油田珠江组储层的酸化体系——MH缓速酸体系。室内综合性能评价表明,MH缓速酸体系能够延缓酸岩反应速度,络合能力强,并能防止二次沉淀、抑制黏土水化膨胀、有效解除储层污染和堵塞。在WC13-1-A10、WC13-1-A7井酸化中效果显著。现场实践证明,MH缓速酸体系对文昌13-1/2油田珠江组储层具有较强针对性,对今后同类储层酸化增产措施的制定和实施有一定参考意义。     

文昌13-1油田含水上升机理研究及挖潜措施

文昌13-1油田综合含水已达60%,采油速度相对开采初期明显下降。为了保持油田合理的采油速度,提高经济年限内的最终采收率,对文昌13-1油田含水上升机理进行了研究,并提出了治理措施。研究结果表明,构造因素、储层非均质性和采液强度是影响油井含水上升及开发效果的本质因素。针对海洋石油开采的特殊情况,以文昌13-1油田为例,研究了不同类型储层的含水上升规律,提出了卡层、提液、酸化解堵、堵水等降水稳油的挖潜措施。现场应用表明,挖潜效果良好,有效地延缓了油田含水的上升速度,为实现油田的均衡开采提供借鉴。     

WC13—1-A9井酸化效果综合评价

提出用产能理论模型分析酸化效果,并探讨了集成施工曲线分析、采油曲线分析、试井解释分析和产能理论模型分析的酸化效果综合评价方法。综合评价可以克服酸化效果单一评价的局限性,并可满足对酸化效果精细评价的需求。利用综合评价方法对WC 13-1-A9井酸化效果进行了评价,表明该方法实用性强,宜于推广应用。     

适合文昌油田中高含水筛管井的复合酸液体系

南海西部文昌油田群部分油井已进入中高含水期,储层具有胶结疏松、非均质性强等特点,多采用悬挂筛管完井,酸化时很难实现均匀布酸,往往出现增液不增油的现象。针对储层特点及完井方式,研发出了WZX-02自转向酸+WHS-05缓速酸的复合酸液体系,该体系能有效抑制酸液进入高渗层,避免酸化后含水大幅上升。该体系在文昌M油田D井进行了先导性试验,酸化前产液量为68 m3/d,产油量为32 m3/d,含水53%,酸化后产液量为207 m3/d,产油量为117 m3/d,含水43%,增产效果显著,可为类似中高含水筛管井酸化提供借鉴。      

文昌13—1油田定向井避免油水乳化合理配产研究

文昌13-1油田部分定向井在生产过程中出现了较为严重的油水乳化现象。为了达到最优产量与防止乳化的生产协调,利用自主研制的实验装置,模拟文昌13-1油田地层温度、压力和流体(原油 水)流动以及定向井砾石充填完井条件,在室内进行了油水乳化模拟实验,研究了乳化液形成条件及其与含水率、总产液量的关系,并确定出了在不同含水率情况下避免油水乳化的合理产液量,为现场生产提供了理论指导。     

营13东二热采水平井堵水技术应用

东辛营13东二段油藏低效水驱转热采开发以来,累积注汽2.8×104t,累计增油6.1×104t,累积油汽比2.18,热采开发整体效果理想。但随着开发深入,有部分热采水平井出现含水上升快、高含水等问题。为此,研究该区块含水上升规律,把握堵水时机,对比分析并综合应用堵水技术,降低含水率,成为现实需求,营13平12井第一轮注汽后,含水由60%很快上升至97.3%,研究分析并应用堵水技术后,进行了第二轮注汽,开井后含水从97.3%降至64.7%,一举扭转了该井含水不断上升的趋势,实践证明,对于含水上升快、高含水热采水平井,采取堵水技术措施,可有效降低含水并控制含水上升速度,提高热采水平井开发效果。     

文昌13-1油田A12井压裂浅析

Wen13-1-A12井是文昌13-1油田的一口单层系调整采油井,对该井进行的压裂防砂先导性试验,为低渗油气田开发提供指导和借鉴。     

FPSO火灾气体探测器的优化布置研究

PF-PRD无固相钻开液是一种新型弱凝胶钻开液体系,形成的弱凝胶具有低剪切速率黏度高的特点,即使在高温的情况下,也具有优异的悬浮性、润滑性和抑制性;失水小,滤饼薄,易于清除,对储层的损害小;抗温、抗盐、抗剪切,对环境的适应能力较强。结合室内研究结果,介绍了PF-PRD无固相钻开液体系在南海西部文昌13-1油田的三口水平井WC13-1-A6、WC13-1-A8和WC13-1-A3井的应用情况。从应用效果来看,PF-PRD无固相钻开液体系适应于文昌13-1油田的地质构造,具有较强的推广价值和应用前景。     

锦州9-3油田井下管柱结垢原因分析

随着渤海油田进入中、高含水期开发阶段,油井管柱存在不同的结垢现象,严重影响原油产量和油井的检泵周期。在锦州9-3-W5-6井检泵作业起出管柱,带孔管以下至顶封以上油管外壁发现大量垢样。一般认为结垢是成垢离子成盐析出导致的,本文通过对渤海油田锦州9-3-W5-6井地层水结垢预测,酸化配方分析,及作业后取得的垢样进行组分成分分析,发现井下管柱结垢原因是酸化后含氟二次沉淀造成的。通过扫描电镜(SEM)区分垢样形态,以及X射线能谱仪(EDS)对垢样成分进行了分析,部分形态样品氟元素含量高达44.72%,其结果对氟硼酸酸化体系的现场应用具有重要指导意义。     

岩性油藏含水上升规律预测新方法

处于油水过渡带上的岩性油藏初始含水饱和度大于束缚水饱和度,传统油水相对渗透率曲线推导的含水率预测模型不能准确揭示油藏实际生产过程。利用储层压力、温度、初始含水饱和度条件下的油水相渗曲线,得到新型油-水渗流规律关系式,建立含水率、含水上升率与采出程度理论曲线。根据油田生产测试资料,结合典型甲型、丙型水驱特征曲线模型,验证了新方法的适用性和有效性。研究结果表明:新方法预测的含水上升规律符合研究区块开发全过程,弥补了水驱特征曲线适用范围的局限性;新方法预测的含水上升率值为0.25~2.95,含水率达到95%时预测水驱采收率为23.8%。研究成果为岩性油藏含水规律预测提供了一种不依赖于生产数据的新方法,对该类油藏高效注水开发具有指导意义。     

低渗透油藏中高含水油井提高单井产量技术研究与应用

长庆油田储层属于典型的低渗透,需要注水进行开发,随着开发时间的延长,部分区块进入开发中后期,油井含水不断上升,给油井增产改造带来了很大困难。本文通过对长庆低渗透储层特征、开发现状、见水原因分析的基础上,通过室内研究,形成了注水井深部调剖、油井堵水、堵水压裂、裂缝深部暂堵酸化等中高含水油井提高单井产量技术。目前在现场应用61口井,取得了较好的措施效果,为长庆油田低渗透储层中高含水油井提高单井量进行了有力探索。     

底水油藏水平井含水上升规律影响因素研究——以临盘油田某底水油藏水平井为例

针对底水油藏水平井见水后含水上升速度快,治理难度大的问题,本文以临盘油田某底水油藏的30口典型水平井为研究对象,基于该油藏实际地质资料,以生产动态分析与数值模拟相结合的手段,采用灰色关联度模型和理论数值模拟方法,分析底水油藏水平井见水后含水上升规律,并对含水主控因素进行分析及排序,从而为同类底水油藏的含水上升规律预测、水平井调整治理以及后期剩余油挖潜对策等提供技术指导。研究表明:(1)底水油藏水平井含水上升规律主要受避水高度、夹层类型、油层厚度以及水体厚比的影响;(2)不同因素对底水油藏水平井含水上升的影响程度不同,油田现场需根据实际情况有针对性的进行调整;(3)本文研究以典型油田丰富的实际数据为基础,现场可操作性和适用性强。     

注聚末期剩余潜力评价及提高采收率技术

在国内外尚无成熟、有效的聚合物驱末期提高采收率技术的情况下,如何在含水回升期充分挖掘聚合物驱剩余潜力,对进一步提高油藏采收率具有重要意义。综合应用模糊数学、经验回归、驱替特征曲线及分类图版等方法,可以定量预测聚合物驱在含水回升期的剩余潜力,并将剩余潜力值细化到井组。依据井组动态特征,对分注、调剖、压裂等挖潜效果进行了定性、定量评价。该方法在A区块进行了现场应用,调整后的采出程度提高了1.89百分点,增油量14.48×104 t。该研究成果可为聚合物驱在含水回升后期的开发方案调整,并最大程度地提高阶段采出程度提供理论依据。     

长庆油田特低渗透油藏中高含水井调堵压裂技术

长庆油田特低渗透油藏进入中高含水期后受储层高渗带影响,常规重复压裂存在含水率上升、增产幅度低等问题。为解决该问题,根据典型油藏长期注采开发实际,采用油藏三维地质建模方法,结合加密井生产资料,研究了中高含水油井调堵压裂增产机理,分析了不同调堵压裂参数对油井重复改造效果的影响,提出了“前置调堵控含水、动态多级暂堵压裂提单产”的重复压裂技术思路。通过室内试验,研发了PEG-1凝胶,凝胶主剂质量分数为5%～10%时,可保持较高水平的凝胶强度;优化注入排量为1.5 m3/min,注入量为300～600 m3,可在裂缝深部40～80 m处封堵高渗条带;优化动态多级暂堵压裂技术,缝内净压力提高到5.0 MPa以上,实现了压裂裂缝由低应力区向高应力区扩展,以动用侧向剩余油。现场试验结果表明,实施调堵压裂后单井日产油量平均增加1.07 t,含水率降低9.0百分点,实现了中高含水井重复压裂“增油控水”的目的。该调堵压裂技术为长庆油田特低渗透油藏中高含水井重复改造提供了新的技术途径。      

纳米微球深部调驱技术在河南油田的应用

纳米微球具有在油层孔隙中改变注水渗流方向,扩大波及体积的特点。粒径分析显示微球粒径为纳米级,水化膨胀倍数为100~150;岩心模拟驱替试验表明,纳米微球注入性能好,单砂管封堵率在80.5%以上;高低渗砂管中,纳米微球优先进入并封堵高渗管,改变双管非均质性,启动低渗管内的原油,提高整体采收率可达20%以上。河南油田开展了王32、柴9井2个井组的微球深部调驱现场试验,井组内对应油井显示增油降水效果明显,阶段增油1 551.4 t,降水12 535.6 m3。纳米微球深部调驱技术为非均质油藏提高采收率提供了技术保障。     

注氮气驱油技术在雷64-28-K22井的应用

雷64区块为巨厚块状稀油油藏,自2008年注水开发至今,地层亏空加大,含水上升速度较快且水窜严重,而通过水井停注或下调配注控制含水上升的效果并不明显。为此,针对水驱效果较差问题,开展了老井再利用注氮气气顶驱试验。研制了1种注氮气完井管柱。该管柱主要使用了Y521封隔器以满足井底注气压力较高的需求。管柱坐封后,在油套环空内灌清水至井口以下100 m左右,起到平衡封隔器下压差作用;此外,严格对老井进行套管试压及固井质量检查,尽可能避免试注过程中的安全隐患。现场应用结果表明,该管柱性能可靠,注氮气试验期间井口始终无刺漏,受效油井单井增油可达9 t/d,初步实现了稳油控水的目的,为后期注氮气驱试验及设计提供了可靠的依据。     

珠江口盆地LFX13-1油田Z37油藏高采收率剖析

珠江口盆地LFX13-1油田Z37油藏储集层为三角洲前缘河口坝反韵律块状砂岩,油藏开采表现出明显刚性水驱特征,具有油井产能高、采油速度高、中高含水期含水上升平缓等特点,预测最终水驱采收率将超过70%。从含水上升率、采油速度和阶段采出程度等方面对Z37油藏的开发效果进行了总体评价。从油藏地质特征、水体能量大小、完善开发井网的过程及方式、反韵律沉积层序优势、特高含水后期隐蔽剩余油的挖潜、高地温场对驱油效率及岩石表面润湿性的改善、大规模采用水平井、高油价的有利因素及众多相关前沿技术的应用诸方面剖析了Z37油藏取得高采收率的主要原因。Z37油藏的成功开采经验可为同类型油藏的开发提供借鉴。图9表2参14     

石西油田石炭系裂缝性底水油藏单井含水上升规律研究

根据已知的实际生产动态数据,利用线性回归的方法找出最适合石西油田石炭系火山岩油藏的含水变化规律,并通过油藏的含水率变化特征以及含水上升规律得到单井含水率与累计产量的半对数关系,进而将单井含水上升类型归纳总结为反"Z"型、斜坡型、脉动型、台阶型和复合型5类,最后对石炭系火山岩油藏单井含水变化特征进行统计,发现单井含水上升形态呈现多样性,其中反"Z"型和斜坡型是石炭系油藏单井含水上升的主要类型。     

临2馆三3正韵律厚油层特高含水期剩余油分布研究与挖潜

临盘油田临2馆三3油藏为正韵律厚油层,直井开发20多年后已进入特高含水开发阶段,成为典型的次生底水油藏,底水锥进严重,含水上升快,水驱油效率大大降低,开发调整效果较差.在充分研究该油藏开采特征和剩余油分布规律的基础上,设计了7口水平井,投产后效果很好,断块综合含水下降6.3%,采油速度提高0.91%,采收率提高7.2%,增加可采储量24×104 t.实践证明:搞清剩余油分布规律,运用水平井技术,对提高正韵律厚油层特高含水开发阶段的采收率是卓有成效的.     

Y1 型水驱特征曲线在底水油藏中的应用条件

Y1 型水驱特征曲线比一般的水驱特征曲线适用性广而强,要求参数少,计算简单快速。通过对某底水油藏水平井含水上升规律进行研究,发现Y1 型广义水驱特征曲线在计算低含水期的含水上升规律时,单井预测偏差过大。通过对Y1 型水驱特征曲线进行初始含水率条件限定,在底水油藏水平井动态预测中得到更令人满意的效果。