大港南部复杂断块油藏不同含水期开发调整方向分析研究

大港南部油田油藏类型多,各区块处于不同的开发阶段.其开发稳产难度逐年加大,本文从中低含水、高含水和特高含水油藏的不同含水期开发调整的最佳协同进行研究分析论证,对不同开发阶段油藏的稳产界限、注采井数比、采油速度、采液速度、极限含水和极限单井产量和注采井网重新细分组合调整等基本开发理念进行了分析,并对不同油藏的开发潜能和存在的危机进行了研究,提出了相应的技术对策.这对处于各个开发阶段的各类型油藏的高效开发具有重要的借鉴意义.     

玉东区块注水开发及稳产技术对策研究

LKQ油田属于超深稠油油藏。玉东区块是LKQ油田的主力区块之一,该区块于1997年试采,2000年正式投入开发。在实验和评价了常温水、热水、天然气、CO2、化学剂等介质驱替和吞吐开发的效果后,最终确定了技术较为成熟成本较低的常温注水开发作为玉东区块的主要开发方式。2006年7月试注,2007年9月开始进行全面注水开发。2008年4月区块部分井表现出受效特征,地层压力逐步恢复、单井产量明显上升、区块动液面止降回升、底水上升受到压制部分单井含水下降、老井产量趋于平稳。截至2008年10月通过将近一年的注水开发后,玉东区块产量运行平稳,结束了多年来衰竭式开发的逐年下降趋势。随着注水开发矛盾的逐步暴露,下步将分批次实施分层注水和分层系开发、调整注采结构,开展压裂、补层、提液等针对性较强、效果好的稳产措施,改善区块注水开发效果,提高玉东稠油采油速度和采收率。     

关于永乐油田薄油层水平井钻井施工的认识和体会

由于国内外水平井钻井技术已极大地成熟和完善,并且从目前国内外已经投产的水平井来看,绝大多数水平井确实带来了十分巨大的经济效益。大庆油田经过40年的开发后,大部分主力区块的主要产层都进入了高含水状态。但是,某些原来认为是非主力的产层的动用程度却不高,甚至没有动用,成为剩余油。导致高含水油藏内剩余油分布零散,正韵律油藏的剩余油主要分布在油层的上部。水平井技术已成为油田增加产量、提高采收率的一项重要手段,在新油田开发、老油田调整挖潜上,已经取得了显著的效果。结合永乐油田台肇地区永165-平72井的设计与施工情况,详细介绍了该区块水平井施工的难点、井眼轨迹控制措施和钻井液技术等情况,为今后该区块水平井的施工具有指导意义。     

边缘零散区块注水配套研究

胡庆油田边缘零散区块因无注水井注水补充油藏能量,故在利用天然能量开发的过程中,存在着单井产量低、区块自然递减大、采油速度小、已探明储量动用程度低的现象.为提高零散区块的开发效果,有效降低投资风险,运用自行研制的3种单井注水流程,对其中6个区块7口井进行了注水开发实验,并取得了良好的效果.     

吴起油田合理注水方式研究

吴起油田是典型的特低渗油田,其储层岩性致密、物性差、孔渗低、非均质性强。针对该区块油藏初期产量低、产量递减快、综合含水上升较快的特点,实施超前注水开发技术,提高了水驱开发效果,产量明显增加,超前注水技术的成功应用,对吴起油田的开发具有重要意义。     

黄河南地区极复杂断块油藏提高动用程度的实践与认识

黄河南地区包括马厂、桥口、徐集、三春集4个油田,属于复杂—极复杂断块油藏,自1987年投入开发,至2008年底主体累计动用地质储量2175.18×10~4t,可采储量602×10~4t,水驱控制、动用程度分别为70.81%、58.13%,地质采出程度、工业采出程度分别为23.31%、84.23%,靠提高主体区块的采收率实现油田稳产的难度比较大。近年来,重点围绕老区周边获得过工业油流的难动用和未动用区块开展了精细油藏评价,落实了部分有利区块进行注采配套,产能恢复,通过精细注采管理使水驱控制和水驱动用程度明显提高,实现了储量的有效动用和产量的有效接替,实现了油田持续稳产。     

洼38块蒸汽驱扩大井组油藏数值模拟研究

洼38块稠油油藏为辽河小洼油田主力区块。截至2017年底,该区块已连续开发27年,主要开发方式为蒸汽吞吐及蒸汽驱。结合开发效果及综合效益,洼38块在今后一段时期将继续以热力采油为主要开发方式,而蒸汽驱依然是区块最重要的上产措施。目前,仅在洼38块东三段采用蒸汽驱开发。结合前期先导试验取得的成果,考虑继续扩大蒸汽驱范围。本文主要针对洼38块外扩的3个蒸汽驱井组实际特征,深入刻画地质体,开展油藏数值模拟研究,优化蒸汽驱操作参数。提高蒸汽驱扩大方案的增产效果,确保油田产量规模。     

阴极保护在复杂断块油田的应用

中原油田是一个多层系、多油藏类型的复杂断块油田，随着油田开发时间的延长，油田已进入开发中高含水期，产出水矿化度高，腐蚀性强，地面集输管线及设施的腐蚀日益加剧，既影响了生产，又污染了环境。本文通过对其主力产油区块之一的胡状油田进行现场腐蚀状况调查，分析造成腐蚀的原因，针对其主要影响因素实施阴极保护措施，达到了延缓腐蚀、减少穿孔的目的。     

微构造开发技术在胡庆油田的应用

近年来在胡庆油田加大了对微构造油藏的研究力度，对微构造进行系统分类，形成了复杂断块中对微构造油藏的一整套滚动开发技术。根据微构造油藏依附于断层、含油层位多，空间位置错移的特点，采用了打多靶定向井和侧钻井等特色技术，对胡7—94块等微构造块进行了成功开发，证明了胡庆油田仍有较大的开发潜力。     

开窗侧钻技术在桥口油田的研究与应用

开窗侧钻技术是恢复停产井、事故井,进行老油田挖潜,提高油田开发水平的有效途径.桥口油田近几年充分应用动态监测资料,结合油藏精细地质研究技术,研究剩余油分布规律,落实长停井、事故井潜力,优选有利井点实施套管内开窗侧钻,有效恢复了停产井、事故井,同时使注采井网进一步得到完善,充分挖掘了剩余油潜力,提高了油田开发水平.     

八面河油田面14区沙三中剩余油分布数值模拟研究

八面河油田位于渤海湾盆地济阳坳陷东营凹陷南斜坡东段的八面河断裂构造带上,是一个典型的复杂断块群油藏,经过20余年的开发,油田已经进入高含水阶段,产量递减明显.为此,采用数值模拟的方法,分析面14区S3Z剩余油的分布规律,为开发方案调整、减缓油田产量递减过快提供了依据,同时,为类似油藏的数值模拟方法提供了可借鉴的模式.     

已探明区块水平井优快钻井技术研究

乐安油田草104块属于已探明区块,该区块已钻直井19口,普通定向井33口,在油藏地质及油藏工程分析的基础上,又部署了草104块中区27口水平井加密调整开发井网,通过草104-平5井和草104-平7井两口水平井的施工,总结出了该区块水平井优快钻井技术,并在草104-平9井等七口井的钻井施工中进行了推广,取得了良好的效果,不仅缩短了水平井的钻井周期,而且还大大降低了水平井的投资,这对于已探明区块的水平井钻井有一定的指导和借鉴意义.     

水力压裂技术在三叠系浅油藏的应用

三叠系致密浅油藏主要是指埋深小于1300m的油藏,资源丰富,总资源量为27468.3×104t,其中三叠系占96.5%,三叠系浅油藏埋深浅、温度低,具有储层物性差、原始含水饱和度高、地层温度及压力系数低等特点,开发难度较大,严重制约了该油藏的开发。压裂改造存在压裂液破胶难、水力裂缝形态的不确定、液体返排率低等难点。对此开展了裂缝形态、低温压裂液体系、压裂改造工艺的研究等研究工作,形成了适合三叠系浅油层的低温压裂液体系及压裂改造工艺技术,在Q19等区块应用63口井,平均初期日产油1.83t,与前期相比,日增油0.16t。水力压裂技术在三叠系浅油藏的应用可以为提高浅油藏的有效开发提供理论依据和技术支撑,对于提高浅油藏油井产量,保证该类油田的开发效益最大化具有较好的指导意义。     

组合式井网在非均质油藏开发中的研究与应用

曙光油田稠油油藏经过二十多年的开发,主力区块已进入蒸汽吞吐开采后期,后备资源接替不足成为制约油田发展的瓶颈。2006年以来,曙光油田加大了对稠油块状非均质油藏储量动用状况的研究力度,对目标区的油藏地质特行精细描述、对直井生产特点进行详细分析、对水平井与直井组合式井网开发可行性进行综合研究。对水平井进行优化设计,优选出2个块状非均质油藏进行水平井与直井组合式井网开发,取得了好的效果。     

牛东区块火山岩油藏压裂改造技术研究与应用

三塘湖油田牛东区块火山岩油藏储层具有岩石成分复杂、基质物性差、天然裂缝发育、温度压力低等特点,给火山岩的压裂改造带来了诸多难题.针对这些难题,以提高火山岩油藏压裂施工成功率、有效率、单井产量为目标,对火山岩油藏压裂改造技术进行了研究攻关,探索出了低伤害低温水基压裂液快速破胶返排技术、火山岩油藏深穿透压裂工艺技术及水平井、筛管方式完井、小井眼井等特殊结构井相配套的压裂改造技术体系,该技术体系应用于牛东区块火山岩油藏,增产效果显著,取得了较好的经济效益,为同类油藏的开发提供了强有力的技术保障.     

黄沙坨火山岩油藏高含水期剩余油研究

通过对黄沙坨裂缝性火山岩油藏高含水期剩余油分布的分析,对裂缝性火山岩油藏剩余油分布规律、油藏动态变化取得了全新的阶段性认识,进一步加深了火山岩油藏开发特征的认识。针对中高含水期注水开发中存在的矛盾,通过实施有针对性的措施,并进一步根据油藏地下油水分布的变化,及时进行动态调整,延缓底水锥进造成水淹,调整和缓解油田开发矛盾,对油田下步开发具有指导意义,也为同类型油田注水开发提供可借鉴经验。     

复杂断块普通稠油油藏高含水期改善开发效果途径

王集油田属复杂断块普通稠油油藏,受断块构造格局制约,进入高含水期开发后,注采关系调整困难,油田稳产难度大.针对这种情况,研究分析了王集油田剩余油分布规律,实施了一系列改善水驱开发效果的综合治理措施,对王集油田的稳油控水、提高开发效果将起到重要的作用.     

克拉玛依油田浅层稠油水平井技术的运用

水平井技术已成为油田增加产量、提高采收率的一项重要手段，在新油田开发、老油田调整挖潜上，广泛应用并取得了显著的效果。克拉玛依油田拥有丰富的浅层稠油资源，油藏埋深浅，部分区块埋深在130～150m之间，限于油藏条件和储层认识以及工艺能力，目前为止主要采用直井方式开采。浅层稠油水平井方式开采由于地面距离目的层垂直井段短，使得钻井工艺面临一些特定的技术难题，如造斜点距套管鞋只有3～7m，由于磁干扰影响MWD仪器测量工具面、方位准确性，大曲率井眼管柱下入摩阻高，大尺寸井眼松软地层造斜能力无法准确预测等。对浅层稠油水平井钻井工艺存在的主要技术难题进行了分析，结合今年克拉玛依油田在九7＋8区钻成的10口浅层稠油水平井为例，对该项技术进行介绍。     

基于层次分析法和聚类分析法的某大型油田区块成本效益评价

对某大型油田一级区块的成本效益进行评价,以为油田下一步产能部署投入提供参考依据。基于级差地租理论,着重考虑油藏地质条件和油田勘探开发阶段等因素对成本效益产生的差异化影响,分别从勘探开发投资成本和开采成本2个层面构建油田区块成本效益评价模型。在此基础上,运用层次分析法给出了该油田25个一级区块的成本等级值综合序列,并结合油田所处的发展阶段,运用聚类分析法将这些区块划分为高效、中效、低效和无效4个等级。通过对低效及无效油田区块效益低下原因的分析,认为加强新增投资区块优选、按照效益最大原则倒推产量部署和加强技术攻关是提升区块成本效益的主要途径。     

三塘湖油田火山岩压裂改造技术研究与应用

自2007年吐哈油田三塘湖盆地牛东火山岩开发以来,压裂技术是该区块主要的增产技术。由于火山岩油藏不同于砂岩油藏,其岩性和内部构造较砂岩油藏更为复杂多变,针对牛东火山岩储层特点,通过对火山岩压裂配套技术的研究,形成了一套适合三塘湖油田火山岩油藏不同储层、不同完井方式的改造工艺技术,为高效开发牛东火山岩油藏提供技术保障。