底水油藏提高采收率方法及其增油效果——以吐哈油田红连油藏为例

底水油藏开发受到底水锥进的影响,具有无水采油期短、见水后含水率上升速度快甚至暴性水淹等特点,给油田开发带来不利影响。本文以新疆吐哈红连油藏地质特征和流体性质为实验平台,开展了底水油藏开发效果及其影响因素实验研究。结果表明,对于底水比较发育油藏,扩大水驱注入速度采收率仅为17.7%,,采用两性离子聚合物凝胶调剖剂封堵底水后采收率增至28.4%。调剖后二元复合驱的驱油效果好于聚合物的驱油效果,在调剖剂用量相同条件下,单井封堵后二元复合驱采收率为25.9%,油水井同时封堵后二元复合驱采收率为29.5%,可见,与单独实施水井封堵相比较,同时对油水井底水实施封堵作业可以获得更好的水驱和化学驱增油效果。     

裂缝性边底水油藏水体体积的计算

新疆油田L6区块属于复杂裂缝性边底水油藏,其油田地质特征复杂。要认识边底水在油藏开发过程中的运动规律,必须较为准确地确定边底水的能量,确定边底水的水体体积。水体体积是确定油藏开发规模和开发设计的重要参数。研究表明,L6区块的水油体积比采用非稳态法的计算结果,即L6区块的水油体积比为21,油藏驱动接近弹性水压驱动,属比较活跃型边底水油藏,采用天然能量开发,能获得较好的开发效果。     

安塞低渗透油藏水平井见水治理技术探讨

安塞油田是典型的"三低"油田。浅层开发和老区扩边采用水平井开发能有效提高单井产能,提高油田最终采收率。近几年,随着技术的不断进步,先后在长6油藏、长10油藏以及浅油层开发区完成了水平井73口,应用规模迅速扩大取得了显著效果,但部分水平井含水上升,产能递减大等问题日益突出。通过分析近几年水平井见水特征,明确了水平井高含水原因,研究见水水平井治理技术,开展一系列工艺试验,取得较好效果,为同类油藏水平井开发和见水井的治理提供了依据,对进一步提高水平井开发效果具有重要借鉴作用。     

边底水油藏开发效果及调整对策研究

马北一号油藏规模小、含油带窄、边底水发育,早期开发采取一套不规则基础井网控制主力油层、边认识边布井的开发模式,油井投产后普遍出现地层能量较弱、含水上升快、产量递减迅速等问题.针对油田开发现状,应用灰色综合评价技术对油田水驱开发潜力地质影响因素和开发效果进行评价,在油藏剩余油、加密调整潜力分析基础上,基于数值模拟技术,有针对性地转变油藏开发模式,调整层系井网,充分动用挖潜油藏剩余油.研究表明,调整对策能有效减缓含水上升和产量递减速度,改善油藏开发效果.     

复杂断块底水油藏含水上升规律

渤海湾盆地南堡凹陷发育带有隔夹层的复杂断块底水油藏。底水油藏油水界面处隔夹层控制着底水锥进速度及单井水淹时间,如何利用隔层控制油藏含水上升速度对延长单井见水时间及提高油藏水驱开发效果至关重要。在精细刻画油藏隔夹层分布模式的基础上,利用修正的底水油藏见水时间公式,研究了隔夹层对油藏含水上升的变化规律。最终确定油井隔层半径为150 m时,既可以有效传导底水能量,又能够延长油井见水时间,此时计算油井见水时间为2 a;南堡凹陷堡古2油藏应用针对性的控水稳油对策,取得了较好开发效果。     

辽河油区稠油油藏边底水控制技术研究

针对辽河油区边底水稠油油藏储量丰富,分布广泛的特点,通过对边底水稠油油藏水侵规律的分析研究,总结出针对不同油藏控制边底水的有效技术。开发过程中,在利用边底水能量的同时,延长了油井的见水时间,取得了较好的开发效果。     

注水吞吐技术在百色油田应用探讨

复杂小断块油藏中，由于有些断块过小，油藏储量仅由单井控制，加之断层封闭、无边、底水或边、底水不活跃等原因，使油藏在开发中得不到有效的能量补给，开发效果很差。单井注水吞吐开发模式可以一方面利用油层的亲水性、发挥毛管力吸水排油的作用实现水驱，另一方面补充地层能量，恢复地层压力，实现了人工补充能量。通过多周期的注采开发，逐渐扩大水驱波及半径、提高驱油效率，从而提高无能量补充井的采收率。该技术在百色油田实际运用取得了较好的效果。     

油藏综合调整技术在笔架岭复杂断块中的应用

笔架岭复杂断块油气藏进入产量递减阶段后，停产井数不断上升，产量和措施效果下降。为、了缓解产量递减，开展了油藏综合调整技术的研究和应用，通过老区内部深入挖潜、扩边增储打新井，措施恢复停产井，挖掘剩余油潜力，取得了较好的增油效果，在时隔6a之后，油田日产量又恢复到200t以上，并保持稳产至今，为复杂断块油田天然能量开发后期实现有效开发提供了宝贵经验。     

英台地区天然水驱油藏的开发特点及稳产技术

掌握边底水运动规律，控制并利用活跃的边底水能量，是成功开发天然水驱油藏的关键。英台地区的英台、四方坨子和一棵树等三个油田均为天然水驱油藏，天然能量充足。油藏投入开发后初期含水较高，含水上升极快，造成产油量大幅度递减。针对其开发特点，适时采用大泵、电潜泵提液强采，通过大量补孔层间接替以及加密调整和扩边等稳产技术措施，确保了油藏以3％-5％的采油速度长期稳产，水驱采收率高达50％以上。     

新52井区侏罗系油藏产能递减规律研究

油田的产量都要经历上升、稳产和下降3个阶段,井在不同阶段呈现出不同的规律,了解油田递减规律有利于对油田开发状况进行评价.通过分析油井产能现状,结合含水上升井产能损失情况以及水驱状况等分析了栗油指数和采液指数的变化,认为新52井区含水上升是导致油藏递减的直接原因;注水驱动平衡了边底水的推进,水驱效果变好,油水界面均匀抬升,油层压力逐渐上升,分析结果对进一步开发具有指导意义.     

欢2-7-13块边底水油藏二次开发技术

为了改善欢东油田边底水油藏高含水率、高采出程度阶段开发效果，进一步提高油藏采收率，在欢2—7—13块进行了边底水油藏二次开发试验和二次开发技术研究，并取得较好效果，初步形成了边底水油藏荆奈油分布规律研究、水平井技术、侧钻挖潜技术、注采井网调整等二次开发技术，对欢东边底水油藏及同类油藏的开发具有较好的借鉴和指导意义。     

水平井技术在太平边底水稠油油藏的应用

为了改善开发效果,提高采收率,针对太平油田边底水稠油油藏直井开发含水上升快、采收率低的问题,在沾18块边底水稠油油藏开展了水平井整体调整技术的研究及应用,取得较好效果。初步形成了边底水油藏剩余油分布规律研究、隔夹层研究、水平井技术等水平井整体调整技术,对太平油田边底水稠油油藏及同类油藏的开发具有较好的指导和借鉴意义。     

雁木西油田注水结构评价

吐哈盆地雁木西第三系油藏由于注采比偏低,表现为底水上升、产量递减;雁木西白垩系油藏由于注采井网不完善和上下油组注采不平衡,导致地层压力下降、产量递减。针对存在的问题,确定各个油藏的平衡注采比及压力恢复速度,对注采井网、油水井层位、单井配注提出了调整意见。在进一步完善注采井网、合理配注的基础上,第三系油藏2006年地层压力恢复0.35MPa,白垩系油藏2006年地层压力恢复0.4MPa,取得较好的效果。     

黄D1长C1油藏见水原因分析及稳产技术研究

姬塬油田黄D1长C1油藏发育边底水,且油水接触关系复杂,油藏开发半年后,油井转注,改为注水开发,开发实践表明油田开发初期含水高、后期水淹快,主要表现为底水锥进和注入水突进,导致产量损失严重,油藏稳产形势严峻。本文针对不同见水类型分析见水原因,并分类研究不同接触关系油井的开发技术政策,指导黄D1长C1油藏后期开发。     

苏丹地区砂岩油藏衰竭式开发特征及影响因素

苏丹地区主要油藏类型为中高孔渗砂岩油藏,投产以来利用天然能量衰竭式高速开发,形成了以"稀井高产、大压差生产、延迟加密和注水、快速回收投资"为特征的天然能量开发技术政策。H油田、FN油田和P油田分别为强底水稀油油田、强底水稠油油田和层状边水高凝油油田,在苏丹地区具有代表性。3个油田的开发特征表现为稀井高产、采油速度高、稳产时间短,含水上升快、产量递减大,大段合采、层间矛盾突出和剩余油分布复杂等。结合实验室研究、现场动态监测和方案研究等手段对开发效果影响因素进行分析。结果表明:高采油速度有利于提高合同期采出程度和采收率;根据原油流度范围部署稀井网,结合合同条款确定加密单井产量下限值有利于实现技术经济优化;利用隔夹层阻隔底水可延缓底水锥进,实现底水油田有效开发;层状高凝油油藏推迟注水不影响合同期采出程度。     

底水油藏化学堵水技术的应用

周庄油田周43断块是一边底水能量较充足的水压驱动油藏,由于该区块油藏规模小,边底水活跃,油井含水上升幅度大,产量递减块。机械式卡堵水卡封位置为井筒,对油水同层及底水锥进的油藏不能进行卡堵,相比而言化学堵水几乎可以应用于各种油藏,具有堵剂类型选择范围宽广,封堵半径大等特点。因此根据周43断块的油藏特征,选择了用无机沉淀型堵剂对该断块的周43—12高含水油井进行了化学封堵,实施后取得了较好的增油效果,为底水油藏稳油控水提供了新的思路。     

合理高效开发边底水背斜油藏的基本原则——以彩南油田三工河组油藏为例

彩南油田三工河组油藏边底水活跃，天然能量较充足，并且油藏与边底水的连通性好、油层渗透率较高、油水粘度比低、导压系数高、边底水补充快，因此，适合于长期利用天然能量开发。文章介绍如何根据不同区块的不同特点，确定合理的注水时机、注水部位及合理的采油速度，最大限度地利用天然能量，以最少的注水井数和注水量来满足高速开发的需要，使整个油藏连续五年以２９％～３４％的采油速度高速开发，实现油田低中含水期稳产和获取较高采收率的目标，取得了较好的经济效益。     

黄河南地区无能量补充井提高采收率研究

复杂小断块油藏中,由于有些断块过小,油藏储量仅由单井控制,加之断层封闭、无边、底水或边、底水不活跃等原因,油藏在开发中得不到有效的能量补给,致使开发效果极差,经济效益低下。单井注水吞吐开发模式一方面利用油层的亲水性、发挥毛管力吸水排油的作用实现水驱,一方面补充地层能量,恢复地层压力,实现人工补充能量。通过多周期的注采开发,逐渐扩大水驱波及半径、提高驱油效率,从而提高无能量补充井的采收率。该方法在黄河南地区各油田实际运用取得了明显效果,加之实施简单易行,为黄河南地区各油田提高占比重较大的无能量补充井的采收率提出了一个良好的解决办法,对同类油藏的开发也具有普遍的指导意义。     

准噶尔盆地陆9井区J_2x_4油藏井间动态连通性

油田开发后期,油、水井间连通关系随开发条件改变而呈现"动态"变化规律。采用多元线性回归思想,提出了一种基于油、水井生产动态的油藏连通性反演方法。在准噶尔盆地陆9井区J2x4油藏的应用结果表明,井间连通关系可划分为各向均匀连通型、单向连通型、线状连通型和单井突进型等4种类型。其中,单向连通型和单井突进型注水井组所占比例较大,反映了油藏非均质性特点;对于边底水活跃油藏,注、采井间连通性越好,地层能量越可以得到有效补充,越可有效抑制边底水入侵。     

侏罗系油藏黏弹自调控剂调剖技术研究与应用

针对姬塬油田侏罗系油藏受采液强度大、边底水推进等影响,油藏含水率上升快,产量递减大,前期通过聚合物微球调驱、PEG调剖等调驱效果不明显、工艺适应性较差,因此,开展了侏罗系油藏黏弹自调控剂调剖技术实验。该药剂进入底水层大孔隙剪切小黏度大、使注入介质在上部油层小孔隙高剪切黏度小流速快,可以实现“堵水不堵油”的效果,开展了室内评价和6个井组现场应用,取得了较好的驱油及降递减效果,有效的缓解了油藏水驱矛盾,实现区块剩余油的有效开采。