下二门油田普通稠油聚合物驱后水驱技术对策

针对下二门油田核二段Ⅱ油组注聚合物驱油转水驱后原油产量递减快的情况，开展了以注水井及时分注、调配为中心，结合水井调剖、油井堵水及解堵，提高低渗透层储量动用程度，控制综合含水上升速度，减缓产量递减，扩大聚合物驱效果的后续水驱开发技术研究和应用，使单元在转水驱后产量的递减速度得到了有效控制，增油效果远好于预测效果。     

早期注聚油藏残余油类型及影响因素实验

为摸索渤海早期注聚驱油田聚驱后剩余油分布特征, 为后续挖潜提供帮助, 基于储层薄片、压汞等实验资料制作非均质微观孔隙刻蚀模型, 对早期注聚后的残余油类型及其分布规律开展室内微观驱替实验。围绕注入速度和注入体系两大影响因素, 分别设计了水驱、早期注聚低浓度聚合物驱、早期注聚高浓度聚合物驱、早期聚表二元复合驱等4种注入体系分别在低速驱替和高速驱替两种情况下的8个非均质微观模型实验方案。分析了注入速度和注入体系对膜状残余油、Y状残余油、柱状残余油和簇状残余油分布形态的影响。实验结果表明:在相同注入体系中, 簇状残余油受注入速度影响最大, 在水驱和早期注聚低浓度聚合物驱中, 提高注入速度可以有效提高波及系数, 减少残余油分布, 而在早期注聚高浓度聚合物驱及二元复合驱中, 注入速度提高对残余油形态及分布影响不明显; 在不同注入体系驱替后, 残余油主要形态均不同, 在低注入速度下, 不同体系对降低簇状残余油影响依次为:聚表二元复合驱>高浓度聚驱>低浓度聚驱>水驱。通过微观孔隙模型研究早期注聚条件下剩余油富集规律及主控影响因素, 可为早期注聚驱油研究提供支持。     

2500万超高分聚合物驱油效果与认识

注聚区块在注聚末期出现吸水剖面反转，聚合物低效无效循环严重的现象，导致周围采油井在聚合物突破后．含水上升速度明显加快．产量递减幅度加大等现象。为了探索一种进一步提高采收率方法．开展了2500万超高分聚合物驱油室内和现场试验。室内驱油实验研究了聚合物分子量，浓度，黏度．聚用量、段塞组合等各项性能指标对驱油效果的影响，并在2003年7月开展了矿场试验。     

河南油田注聚区块转后续水驱前整体调剖技术的矿场应用

河南油田聚驱现场应用结果表明,注聚区块注入聚合物段塞结束转后续水驱前,如果不及时进行整体深度调剖,很快就会发生窜流和快速指进,造成含水率快速上升,产油量快速递减。双河油田V1-10层系注聚结束转后续水驱前,及时应用了整体调剖技术,改善了吸水剖面,有效地防止了后续注水快速指进,延缓了产量递减,为进一步挖掘聚合物驱油技术的增油潜能,改善驱油效果,降低成本,实现经济有效地开采水驱剩余油做出贡献。双河油田V1-10层系现场实践证明,整体调剖技术不仅是一种单纯的降低产聚浓度、减缓产量递减的被动措施,更是一种有效的挖潜手段。     

双河油田北块聚合物驱后剩余油分布及进一步挖潜

河南油田目前共有10个聚合物驱开发单元,其中已有6个开发单元转后续水驱阶段,转后续水驱后,单元递减率都在30%左右,相当一般水驱递减的2倍。因此加强剩余油分布的研究,找准潜力所在,以便制定相应调整挖潜对策,减缓递减率,控制含水上升速度,发挥后续水驱阶段聚合物的增油作用。通过利用物理模拟试验、数值模拟、油藏工程方法等多种方法,对双河油田北块Ⅱ4-5油组的研究,发现聚合物驱后剩余油分布规律,并提出了进一步挖潜剩余油的技术对策。     

孤岛西区北部注聚后转水驱调剖技术的应用

孤岛油田西区北部注聚后转入后续水驱开发，通过油藏分析发现油井见聚浓度较高，严重影响聚合物驱油，为了控制注入水的突进，保护地层聚合物段塞，发挥聚合物驱油作用，通过应用PI优化决策技术、多段塞组合调剖工艺、聚合物再利用技术，在转水驱初期进行调剖施工，使注入剖面得到改善，油井见聚浓度大幅下降，取得了明显的增油效果。     

河南油田聚合物驱技术

河南油田针对油藏规模小、井网不规划、储层非均质严重、油藏温度高、水驱采出程度高等特点。通过对合理流度比控制技术、产品评价优选与粘度稳定技术、井网调整技术和全过程调剖技术等关键技术的攻关,形成了适合河南油田油藏特点的高温厚油层聚合物驱油技术。从"九五"开始到2007年底,先后在15个区块实施聚合物驱,已累注聚合物干粉30 256 t,累积增油108×10~4 t,根据已转后续水驱6个区块计算,聚合物驱提高采收率6.05个百分点,吨聚合物增油71.0 t。聚合物驱产油量占河南东部稀油产量的31%,有效地抑制了特高含水期老油田的产量递减,为河南油田的产量稳定作出了显著贡献。     

大庆油田聚合物驱油动态特征及驱油效果影响因素分析

聚合物驱油在大庆油田已取得了显效果,其生产动态与水驱明显不同,主要表现在注聚合物后含水大幅度下降,采油量大幅度增加等方面,本论述了大庆油田聚合物驱油的动态特征及驱油效果的影响因素,实践证明,只有在对这些影响因素优化条件下,聚合物驱油才能取得最佳效果。     

古城油田泌124区聚合物驱动态调整技术研究与应用

古城油田泌124区块属于复杂断块油藏,由于原油黏度高、开采层位多、构造复杂、井距不规则等多种因素造成开发形势严峻,进入聚合物驱开发后如何提高开发效果尤为重要。研究了聚合物驱动态调整技术,聚合物驱前,通过完善注采井和整体调剖技术,对注采关系进行精细调整。聚合物驱过程中,通过调整注入质量浓度、注入速度、注入方式、注采结构,最大限度地扩大聚合物驱波及体积,改善聚合物驱效果。泌124区块聚合物驱方案设计为段塞量0.567PV,注入速度0.11PV/a,注采比1.05,与水驱相比累计增油4.35×104t,提高采收率8.63%,吨聚合物增油45.3t,取得了较好的聚合物驱效果。     

孤岛油田中一区馆3聚合物驱试验区转后续水驱开采特征

孤岛油田中一区馆3聚合物驱先导试验区是胜利油区最早开展聚合物驱油试验的单元。通过矿场试验,认清了聚合物驱油的开采特征,即聚合物驱在注入一定量的聚合物溶液段塞后,需要转入后续注水开发,而且聚合物驱油的大部分油量要在后续水驱阶段采出。因此,分析试验区转水驱后开发动态的变化特征、及时掌握油水井变化规律及控制因素,为有效指导下步油田开发提供了经验。     

渤海A油田注水井压力上升原因及对策研究

渤海A油田注水开发过程中,注水井逐渐出现压力升高、注水不足现象。为此,在注入水水质及注入压力资料调研与分析的基础上,开展注水井堵塞机理研究,从注入水水质、结垢和腐蚀、配伍性分析以及微粒运移和出砂等方面,分析了注水压力上升原因,并针对此开展注水井解堵技术实验研究。结果表明,注入水中固悬物、粒径中值、含油量均超标,从而引起堵塞;溶解氧含量、总铁含量,细菌等均超标,导致注水过程中结垢和腐蚀管线,造成水井堵塞;复合酸体系7较好地解堵增油效果,可为A油田注水井的解堵增油提供可靠的技术保障。     

屏障注水机理研究

本文研究屏障注水机理是以扎纳若尔油田B北油藏为例,扎纳若尔油田是哈萨克斯坦阿克纠宾油气股份有限公司拥有许可证的2个油田[之一,中国石油天然气集团公司拥有60．3％,的股份,为了研究气顶油藏屏障注水机理和效果,选用扎纳若尔油田KT－I层B北油藏作为典型实例进行评价,B北油藏在整个内含气边界部署了注水井,屏障注水时间较长,具有相当的代表性。     

安塞油田注水开发中后期复合解堵酸液配方实验

安塞油田已进入注水开发中后期，由于长期生产及各种增产措施的影响，地层发生了一定程度的复合堵塞。生产时间较短的油井堵塞物以有机物为主，生产时间较长的油井堵塞物中有机物和无机物并存，水井以铁盐、亚铁盐和细菌以及由水敏、速敏造成的堵塞为主。针对安塞油田油、水井的不同堵塞物特征，分析了地层的堵塞机理和影响因素。根据地层堵塞机理和复合解堵酸液作用机理，通过室内实验，配制了适合安塞油田地层复合解堵的酸液。室内实验和现场应用表明：该酸液能够有效地解除地层中的复合堵塞物，达到增产增注的目的。表4参10     

油、水井分层动用状况研究新方法

针对注水开发的多层砂岩油田油、水井分层监测资料少、油藏分层动态分析难度大等问题,提出了一种买用的油水井分层动用状况研究新方法：以井组内注采平衡为依据,综合考虑注水井和受其影响的采油井的油层条件(油层厚度,渗透率,原油黏度)和开发条件(注采井距．生产压差,改造措施)等因素,通过平面分配系数和垂向劈分系数,合理劈分注水井的分层注水量．从而得到油井各小层的分层产液量。该方法把油、水井作为一个统一的整体,采取动静结台方式,克服了过去简单地根据油层的产能系数(有效渗透率与有效厚度的乘积)劈分油、水井的分层注水量和产液量的缺陷。大厌葡北油田37口井的现场实际资料验证,用该方法计算的水井分层吸水量和油井的分层产液量与实测吸水量和实测产液量符合率较高。表1参10     

大庆外围油田合理油水井数比确定

本文介绍了计算合理油水井数比的4种经验方法，并结合大庆外围已开发油田的地质和流体及动态参数，综合确定了各油田合理的油水并数比。结果表明，在18个油田中有15个油田实际油水井数比高于合理油水井数比，需要继续转注，降低油水井数比，增加水驱控制程度和注水强度。     

氧活化测试资料在海上中低渗油田的应用

由于海上K油田中低渗储层的渗透率不同，导致储层间物性差异大。注水井投注后，注入压力快速上升，吸水能力下降，使得注水量无法满足地质油藏的需求。根据地质油藏静态资料和油水井生产动态数据，选用氧活化测试手段，来确定各储层吸水能力及启动状况。利用测试资料成果，分别采取细分层系和提高注入压力两种方法，不仅注水井注水量增加，油井自然递减率随之减缓，还提高了低渗透储层的采出程度，从而有效改善了油田的开发效果。从现场注水井应用效果来看，在中低渗油田值得推广使用。     

水处理残渣石灰泥调剖剂室内研究及现场应用

中原油田是复杂断块油田，断块小，油藏埋藏深，储集层非均质严重，层间、层内、平面矛盾突出，经过强注强来的高速开发，进入高含水采油期后，出现次生大孔道，给调剖堵水带来困难。1996年前使用过多种调剖剂，取得了不同程度的效果。为减轻注入水处理残渣的环境污染问题并节约电费，研究出石灰泥调剖剂，并推广应用。石灰泥是弱碱水处理残渣，内含65％以上的轻质CaCO3及MgCO3、CaSO4、FeS、Ca（OH）2等，为灰色悬浮体，密度1.08a／cm3。对比显微镜拍照、调剖前后岩心煤油渗透率、铸体图像分析参数、压汞毛管压力曲线参数、扫描电镜孔隙变化等参数的室内试验结果表明：石灰泥调剖剂封堵能力强、耐冲刷、有效期长。现场使用时，只需结合不同的施工管柱，将含20％～30％石灰泥的水处理残渣直接运到现场配制调剖别，挤入目的层。现场共施工51井次，工艺成功率98％，见效率98％，经济效益显著。中原油田注入水水质改性技术，中国石油天然气总公司鉴定材料，1996年。     

计算水驱气藏地质储量和水侵量的简便方法

水驱气藏地质储量和水侵量是确定气藏开发规模和开发设计的重要参数,因此如何准确计算显得非常重要。应用视地质储量法, 不需要知道水侵量的大小, 仅应用生产动态数据, 通过绘制气藏视地质储量变化曲线就可以计算地质储量, 再把计算得到的地质储量带入视地质储量计算公式可以反求水侵量的值, 计算方法简便。通过实例分析及对比验证说明该方法计算结果准确。     

注水井压力恢复测试高压释放传送与回收技术

针对传统的注水井压力恢复测试工艺存在的问题,研制开发出一套注水井压力恢复测试高压释放传送与回收技术,该套技术不需要试井车辆,依靠仪器自身结构在注水高压状态下完成压力计的下井传送和回收,提高了生产效率。文中主要介绍了该技术的结构、原理、主要技术参数,现场应用成功率98%。     

秦皇岛32-6稠油油田注水效果分析

秦皇岛32-6油田位于渤海中部海域,油田构造幅度较为平缓,储层为复杂河流相沉积,油藏埋深浅,油质稠,油水关系复杂,投产初期生产状况差,基本没有无水采油期。在没有海上同类油田注水经验可借鉴的情况下,针对油田地质油藏特征和生产动态特点对秦皇岛32-6油田实施了注水开发。注水井选择原则为静态上考虑砂体展布及水驱程度,动态上考虑地层压降及转注井生产状况,用低效井替代设计注水井;注水模式为“早期温和注水,注水强度逐渐增强,在饱和压力附近达到注采平衡”。秦皇岛32-6油田实施注水后取得了很好的开发效果。