川口油田长6油层注水解堵开采研究

川口油田属特低渗透油田,平均空气渗透率为0.79×10-3～0.96×10-3μm2,储层物性差,油藏压力低,渗透率特低,基本无自然产能,水力压裂求产后产能下降快。1998年油田开始注水,随着注水时间的延长,油田开发矛盾也在逐渐暴露,主要表现为水淹井多、吸水剖面不均匀、部分油井见效缓慢。为最大限度地发挥油层潜力,根据油藏地质特征和油水运动规律,进一步完善注采井网,完善注采对应关系,以反九点法井网为主的川口油田注水开采,取得了突破性的发展;严格控制注水参数,解决了水质超标、注水井注不进水、注水井堵塞、油井水淹等技术难题。油井增产明显,取得了一定的经济效益和社会效益,逐步确定了一套适合川口油田注水开发的工艺流程和工艺技术。为特低渗透油田提高资源利用率,提高原油采收率闯出了一条新的路子。     

超前注水增产机理及影响因素室内研究

以低渗透油藏非线性渗流规律为基础,利用室内物理模拟方法研究压敏效应的影响.选择某一低渗透油藏为油藏模型,数学模型采用BOAST-NFR For Excel三维三相黑油模型,选择隐式求压力显示求解饱和度的IMPES算法,对超前注水增产机理及建立有效驱替压力系统、注水时机、人工裂缝等影响因素进行室内研究.     

低渗透油田注水开发注水水质问题研究

我国油田拥有丰富的低渗透油田储量，虽然近十几年来许多新技术、新工艺、新材料、新方法用于油田开发，但注水开发仍是这些油田开发的主要方式，占有很大的比例。为了增加低渗透油田注水开发的采收率，对注水水质问题的研究是势在必行的，笔者主要对注水中悬浮物和油进行了研究。     

西非深水油田开发经济界限可采储量和产量评价研究

西非深水地区特殊的地理环境和复杂的合同财税条款,决定了勘探开发的高风险、高投入和高难度,其经济界限既不同于国内,也不同于浅海和陆上。到目前为止,未曾见到针对该地区油气田勘探开发经济界限方面的公开研究成果。根据长期从事海外油气田评价的实际经验和相关理论,对该地区油田开发经济界限可采储量和产量评价进行了探索研究。通过对经济评价指标进行筛选和确定,结合贴现现金流法,对经济因素影响最大的油价、开发投资等敏感性参数进行分析,得出一系列图版。同时,对尼日利亚地区目标油田的不同年产规模和不同井数条件下的经济界限产量和可采储量进行评价。研究结果表明,无论在不同年产规模还是不同井数情况下,经济界限可采储量和产量与油价均呈反比关系,与投资变化均呈线性增长关系。同时,在考虑财税政策下,要回收开发投资、操作费用和弃置费用等,西非深水油田经济界限产量、经济界限可采储量至少要在800×104m3/a和5000×104m3以上,若采出程度为40%,油田经济界限动用地质储量、经济单井动用储量要在1.3×108m3和350×104m3以上。     

安塞油田王窑区裂缝性储层注水综合研究

安塞油田王窑区长6油藏属典型低孔低渗油藏,主力油层为长611油层。该储层物性差,微裂缝发育导致油藏非均质性强,注水及剩余油分布明显受裂缝影响。进入中高含水开发期后,综合含水率上升迅速,产量递减严重。在进行野外露头观测和室内岩心观察基础上,对裂缝类型、性质、规模、密度进行定性和定量描述,使用古地磁方法确定主应力方向。结合实际生产资料,对注水开发中裂缝发育引发的生产动态特征进行分析,对比王窑区裂缝分布综合图与油井见水方位综合图,用生产动态方法验证裂缝研究的正确性。采用油藏工程与数值模拟相结合的方法,分析裂缝对注水开发的影响和剩余油分布特征。根据王窑区长611储层裂缝发育状况和裂缝发育区剩余油分布特征,提出在控制注水压力的基础上,进行强化注水、合理布局有效井网,提高侧向水驱效率,以及注水剖面调整等措施。     

不同物性储层微观渗流特征差异研究

针对目前特低渗透储层开发难的特点,应用真实砂岩微观模型,对高、低渗不同物性储层微观渗流特征差异进行分析研究。研究表明：不同物性储层微观渗流特征差异显著,高低渗模型的驱油效率平均相差19％;储层物性及水驱油体系的能量耗散和能量释放、驱替压力、孔隙结构非均质性是影响高、低渗模型微观渗流特征和驱油差异的主要因素;在低渗模型中采用降阻剂驱替后,驱油效率提高11％。经过分析,建议低渗储层通过储层改造,或通过非常规水驱来改善油层水驱效果。     

注水井水驱前缘监测技术及应用

介绍了注水井水驱前缘监测技术原理。阐述了实施工艺步骤：前期收集相关资料、中期现场监测以及后期成果解释。介绍了该技术在单井水驱效果评价、小层水驱效果评价、区块水驱效果评价和注水井调区效果评价等方面的应用情况。从应用情况表明,成果解释图可以非常直观地反映油藏水驱状况,并且可以得出优势注水方位、水驱波及长度为、水驱波及宽度、水驱波及面积等数据,为研究、挖潜及注采井网的调整提供了科学依据。     

长8油藏超前注水压力保持水平研究

超前注水是指注水井在采油井投产前投注,油井投产时其泄油面积内含油饱和度不低于原始含油饱和度,地层压力高于原始地层压力,并建立起有效驱替系统的一种注采方式,它正是针对特低渗透油层具有启动压力梯度及油层具有弹一塑性形变等特点,根据非达西流提出的改善这类储层开发效果的一项技术。现场实践证明,超前注水对于低渗透及特低渗透油藏更具有指导意义。针对长8油藏,应用油藏数值模拟技术,分析了不同超前注水量条件下的开发指标,使地层压力分别提高到原始地层压力的1.05倍、1.10倍、1.15倍、1.20倍,并与未实施超前注水利用天然能量开采方式下的开发指标进行了对比,结果表明,当注水量为1.03%PV时,地层压力保持水平为原始地层压力的1.10倍,长8油藏开发效果最佳。将为提高特低渗透油藏注水采油效果、制定油藏合理的超前注水开发政策提供理论依据和技术支撑,对提高长庆特低渗透油田油井产量,保证特低渗透油田开发效益最大化具有较好的指导意义。     

高压变频器在油田注水系统的应用及节能效果评价

介绍了油田注水站计量系统的结构和工作原理。对高压变频器应用于油田注水站后计量系统出现的问题进行了分析。分析结果认为：变频器输出电源的频率和相位与供电电源频率和相位不同步是造成计量系统产生故障的主要原因。介绍了注水站单机组运行模式和多机组运行模式下的节能效果评价方法和计算公式,并对评价计算公式进行了说明。     

油田探明未开发储量经济界限研究

针对我国现存的大量探明未开发储量,由于在技术、资金等因素的影响下,不能进行逐一的开发,必须有制度、有计划、有效益地进行开发,重在加强探明未开发储量开发前期的评价工作,提高开发的准确性,降低由于开发失误而产生的不必要的成本.结合国外和国内情况,对油田探明未开发储量定义进行了阐述,并运用技术经济学和财务管理学原理,对影响探明未开发储量开发投资的因素进行了分析,建立了探明未开发储量经济界限与圈闭面积、井深和单井日产量之间的数学模型.对评价模型的相关参数进行了赋值,测算在不同圈闭面积、井深和单井日产量情况下的内部收益率.运用SPSS软件对数据进行了分析,得到了以内部收益率为因变量,圈闭面积、井深和单井日产量为自变量的线性模型,为油田制定科学的投资决策提供了重要的借鉴.     

大庆油田低渗透油藏试井方法研究

针对大庆油田低渗透油藏试井分析中资料利用率低的问题．在研究前人理论的基础上,建立了一种不依赖于径向流直线段特征的试井解释方法——ISA法。同时,根据ISA法编制了试井资料分析软件,并应用该软件进行了实例分析。分析结果表明：ISA法处理后直观效果好,双对数拟合效果好。对大庆油田219口井（层段）试井资料进行了分析,分析平均误差为5．38％。     

大庆油田扶余油层动态浅调剖技术

大庆油田扶余油层是注水开发的裂缝性低渗透油层.随着注水开发时间的延长,两类油层吸水差异加大,层间动用状况差异加大,而常规浅调剖技术存在调剖时机滞后、单井多次调剖效果逐次变差和井间协同作用差等问题,为此开展了扶余油层动态浅调剖技术研究.研究结果表明,多轮次调剖时应尽早进行下一个轮次的调剖,调剖剂的用量和成胶强度应逐轮次递增,在每个轮次实施调剖时应采取先强后弱的强度应用原则.数值模拟结果表明,首轮调剖时机越早,调剖效果越好;确定首轮调剖剂用量为0.0005PV.第二轮调剖时机选择在首轮调剖后连通井含水下降3/4时,最佳用量为0.002PV.第三轮调剖时机为上轮调剖后连通井含水恢复1/2时,最佳用量为0.003PV.选择26口水井与连通的73口油井进行现场应用试验,调整了吸水剖面,累计增油7389t,综合含水下降3.9个百分点.     

塔河油田奥陶系缝洞型碳酸盐岩油藏的储层连通性及其油(气)水分布关系

岩溶缝洞型碳酸盐岩油藏特有的复杂地质特征,在一定程度上制约了人们对油、水体的赋存与分布状况及分布规律的认识,制约了预测和控制油井见水技术措施的实施。因此,充分利用岩溶缝洞单元的研究成果,结合开发井的油水资料,不断归纳总结不同岩溶地貌单元油井的开发动态特征,研究和探讨油水的组合规律、组合类型,分析油水分布变化状况,对油水体系进行划分,这对碳酸盐岩油藏开发具有重要的理论与实际意义。     

朝阳沟油田储层孔隙度和渗透率解释方法

为解决朝阳沟油田储层物性参数——孔隙度、渗透率解释的雉题,针对朝阳沟油田测井系列的特点,通过优选与孔隙度、渗透率相关性较高的声波时差曲线和自然伽马曲线,采用最小二乘法建立了孔隙度解释方程,分区块建立了不同的渗透率参数解释模型,并且引入了泥质含量的校正。取心井和评价井验证结果表明：证实解释结果比较合理：储层的孔渗性越好,计算的渗透率精确度越高。     

川中油区侏罗系特低渗油藏中后期采油工艺技术对策

川中油区侏罗系油藏属于非均质特低孔渗、低丰度、低采收率非常规油藏。在历年开采中,先后采用了抽汲、柱塞采油、超声波解堵、低频脉冲解堵、微生物采油、振荡洗井、挤轻质油、热油洗井、机抽、螺杆泵等采油工艺技术,部分工艺取得较好效果。目前,大部分油田进入开采中后期,呈现出油藏压力低、单井产量低、井筒液面低、结蜡较为严重等特点。对川中油藏的开发现状进行梳理分析,对历年采油工艺应用进行总结,归纳了当前采油工艺存在的三个技术难点,并结合目前采油工艺技术发展水平．着重从间歇井提高单井产量、清防蜡采油配套工艺研究和水平井采油工艺及配套技术研究等方面,提出适合于侏罗系特低渗油藏现状的采油工艺技术思路：重视井筒和近井地带的处理技术;继续研究并发展小泵深抽技术,特别是研究如何提高泵效和机抽井系统效率问题;开展采油工艺技术试验,特别是螺杆泵采油和柱塞采油工艺试验：同时,针对清蜡频繁且存在蜡堵、影响生产的井,优选电磁防蜡工艺等。     

喇嘛甸油田不同类型储层微观孔隙结构变化特征

储层微观孔隙结构参数是影响水驱开发效果的重要因素。喇嘛甸油田经过30多年的水驱开发调整,储层微观孔隙结构特征发生了一定的变化。通过天然岩心水驱实验及不同开发阶段检查井取心检测数据,研究了长期水驱后不同类型储层孔隙度、渗透率及孔喉半径等物性参数,分析了水驱前后储层微观孔隙结构特征参数的变化规律。统计资料表明,喇嘛甸油田各类油层,长期注水冲刷后,孔隙度值略有增加,但变化率不大,平均只有0.58%。物性好的储层,渗透率增加,但易形成无效循环通道;物性差的储层,渗透率增加幅度小,更差储层由于地层污染、堵塞,甚至存在渗透率降低现象。喇嘛甸油田经过长期注水冲刷,发育较好的厚油层,其孔喉半径、孔喉半径中值一般增加2μm左右;发育较差的薄油层,大喉道半径、喉道半径中值只降低1μm左右。     

低渗砂岩气藏储层物性与孔喉结构分析

采用铸体薄片、扫描电镜和岩石矿物含量与结构分析技术,结合岩样压汞资料等多种技术手段,对荷包场—界市场(简称包界)试验区须家河组气藏储层的物性特征和微观孔喉结构进行了深入分析和研究。研究发现储层孔隙类型以原生残余粒间孔、次生粒间孔隙和混合孔隙为特征。当孔隙度大于7%时,储层孔隙以粒间孔为主,其喉道类型以缩颈喉道为主,次为片状喉道;当孔隙度小于7%时,孔隙以粒内溶孔为主,其喉道类型以片状喉道为主,次为管状喉道;储层内粘土矿物含量较高,伊利石呈片状、丝缕状桥接孔隙,造成对孔隙、喉道的堵塞或封隔,使孔隙的连通性进一步降低。孔喉分布总体具有单峰状,以小孔细喉型为主体,平均中值喉道半径小,渗透率贡献值与喉道分布不一致,岩样渗透性主要由少数粗喉道提供,占据大部分比例的小喉道对岩样渗透性的贡献极小。鉴于储层含水饱和度较高、气井产凝析油以及粘土含量高的现象,建议尽量保持地层压力以防止凝析油过早析出,降低经济极限产量以提高低渗、特低渗区储层的动用能力。     

塔河油田原油深抽工艺技术研究与应用

塔河油田油藏属于缝洞型碳酸盐岩油藏,埋藏深度大（埋深为5350～6600m）,流体性质复杂,黏度变化较大,开发难度大。针对稀油生产井普遍存在的泵效低、杆柱载荷大、冲程损失严重、地面设备不配套、调参困难等问题,通过技术研发与引进,形成了以自动补偿泵、双层泵、侧流泵、侧流减载泵为主的稀油深抽工艺．现场应用10井次,累计增油9135t,侧流减载泵实现了最深泵挂4716m。针对稠油生产井普遍存在的稠油难以入泵、大泵下不深、小泵不能满足油井生产、油井普遍高含硫化氢等问题,形成了以小泵深抽、深抽抗稠油电潜泵为主的稠油深抽主导工艺,并在现场进行了20井次以上的推广应用,累计实现增油8．7×10^4;同时开展了水力喷射泵-抽稠泵接力举升先导试验．该工艺反掺稀油由水力喷射泵一级举升至抽稠泵泵挂深度,再由抽稠泵系统举升到地面,实现了5000m人工举升。