胡尖山油田安201区长6油藏开发效果分析及稳产对策研究

胡尖山油田安201区块是典型的裂缝性油藏,该区2009年规模建产,通过2010-2015年开展深部调驱、强化注水、油井措施等手段,治理后油井递减得到一定减缓,但是由于该区裂缝发育,见水井逐步增加,同时由于侧向井有效压力驱替系统建立难度较大,见效缓慢,影响区块整体开发效果,2016年通过整体实施加密,调整井网,改善油藏水驱状况,提高油藏储量控制程度,下步需继续在该区实施沿裂缝加强注水,流压控制、厚油层补孔,稳定并提高该区单井产能,改善区块整体开发效果。     

长庆姬塬油田罗1长8油藏调剖工艺技术研究与应用

罗1长8区块为长庆油田所辖的典型的低渗透油藏,区块中部、中北部局部裂缝较为发育,目前中部小范围连片见水,北部及西南部个别井组油井见水,截至2011年底共有见水井38口,占全厂20.5%,单井产能损失2.2t。为改善区块开发效果,2012年在该区实施整体调剖综合治理。采用以"弱凝胶+预交联颗粒+无机体系"为主体段塞的注入工艺,共调剖17口井。调剖后17口注水井注水压力平均上升1.6MPa,吸水指示曲线、压降曲线等测试资料表明优势水流通道得到了有效封堵。17口调剖井对应93口油井,见效36口,见效比例38.7%。累计增油2733t,累计降水1894m3。区域开发指标变好,整体调剖改善了该区注水开发效果。     

堵水调驱在三叠系胡X区长4+5油藏应用分析

胡X长4+5油藏属于典型的"低孔、低渗"油藏,且开发层系多,层间非均质强,自2007年开发以来,油藏开发矛盾突出,注水见效差,油井多方向见水,含水上升速度快,通过常规注采调整难以控制油井含水,油藏递减增大,采收率降低。近年来通过实施注水堵水调驱、聚合物微球驱,油井含水上升速度得到控制,油藏递减降低。本文对该区堵水调驱及聚合物微球驱进行效果分析,指导后期油藏开发。     

胡尖山油田A区块低产低效井治理对策研究

胡尖山油田A区块自2009年投入超前注水开发以来,受油藏孔隙度小、渗透率低、储层物性差、注水不见效,有效驱替系统难建立,优势见水方向明显,低产低效井占比大等开发矛盾制约,油藏开发水平逐年变差。论文通过剖析该油藏地质特征、历年开发认识,2018年通过开展油井解堵、注水井调剖、油井堵水、试验排状注水等低产低效治理手段,取得良好效果,为后期该油藏稳产奠定了基础。     

鄂尔多斯盆地三叠系长7致密油藏开发技术探讨

胡尖山地区长7层新出现出油井点多,油层连续性好,油藏规模大的特征,展现出良好的勘探开发前景,是长庆油田在该区的主力区块.该区长7油藏平均孔隙度8.9％,渗透率0.19 mD,属致密油藏,2010年开始进行开发试验,暴露出注水有效驱替系统难建立,递减快,单井产能低,油井见水等问题.本文通过对比分析近年进行的多项开发试验效果,着重从水平井井网形势、储层改造参数等角度对该区长7油藏开发技术进行探讨.     

靖安低渗透裂缝性油藏泡沫辅助空气驱油试验效果分析

靖安油田五里湾ZJ53井区储层渗透率低,非均质性强,在前期注水开发过程中,受天然裂缝和人工裂缝影响,主向井裂缝性水淹特征明显,侧向井呈现高渗透带水淹特征,导致注水驱油效率低下。泡沫辅助空气驱将空气作为驱油剂,泡沫作为辅助调剖剂,可实现边调边驱,具有实施成本低,工艺简单的特点,特别对低渗透、裂缝见水油藏能有效改善平面水驱矛盾,扩大波及体积。现场试验应用表明,试验后该区19口油井中有11口明显见效,综合含水由58．3％下降到50．3％,日产油总量由见效前的47．3t上升到最高值62．1t,达到了增油降水目的。     

胡尖山油田A83长7致密油加密可行性分析

陕北长7致密油分布范围广,储量丰富。2010年投入开发,经历了由定向井到水平井、常规压裂到体积压裂的转变。目前主要以"长水平段+体积压裂"的模式进行开发,初期单井产量达到10 t以上,由于储层致密,启动压力梯度高,常规注水开发压力传递较慢,有效驱替系统难建立,加之存在裂缝等优势渗流通道,整体表现出注水不见效、见效即见水的水驱矛盾;呈现单井产量低、采油速度低、采出程度低"三低"现状。如何提高采油速度,提高采出程度,对致密油长期有效规模开发意义重大。     

XJ区块长7致密油定向井提单产效果评价

XJ区块长7致密油自2010年投入开发以来,定向井共试验5套井网注水开发,累计建油水井470口,存在递减大、单井产量低、水驱效果差等开发矛盾。2014年6月起,开展以连片体积压裂、注水吞吐为主的稳产攻关试验,地层能量得到了有效补充、油井递减得到了减缓,有效提高了单井产能。论文通过对2017年开展的快速吞吐、堵水调驱、二氧化碳吞吐等提单产试验效果进行评价和认识,为该区定向井后期降递减、提单产提供思路,为确保油田持续稳产提供了科学依据。     

丘陵油田陵二西区三间房组油藏注水开发动态特征

为解决吐哈盆地丘陵油田陵二西区三间房组油藏注水开发中存在的油井压力低、产量低、含水上升快和水井注水压力接近油层破裂压力等一系列问题，利用动态分析方法。对该区块注水开发动态特征进行了深入分析。结果表明：该区块油井具有单井多层、单层单向受效的特点，见水呈单层单向和双层双向两种方式。见效时间与见水时间有一定的正相关关系，当见效时间太短或太长时，都可能在见效后短时间内就见水；当见效时间为8～14month时，油井见效后过较长时间才见水。游离的小气泡所产生的气阻效应不应忽视。它可能是造成目前生产中存在问题的主要因素。油田动态特征还受砂体沉积相环境、构造、射孔、砂体的展布方向及储集层物性因素的影响。图1表1参20     

甘谷驿采油厂唐80井区空气泡沫驱先导试验研究

甘谷驿采油厂唐80井区块由于油层非均质性强,导致注水开发后油井含水上升速度快,水淹严重,油藏采收率低。为进一步提高油藏采收率,达到降水稳油的目的,模拟其油层条件,以廉价的空气为基础,进行了空气泡沫驱油提高采收率室内配方筛选和先导性试验。最终筛选出的配方为综合泡沫优选实验表明宜采用泡沫配方为0.5%BK-6+0.05%BK-51,驱油试验显示最高驱油效率达到88.04%。在原注水开发井组进行注泡沫试验,见效期为3个半月,与注水见效基本相同,见效后主要表现为产液上升、含水大幅度下降,产油增加。含水下降最大达52%,单井最大增油幅度为1.15倍。泡沫具有明显的封窜效果。试验结果证明了空气泡沫驱能大幅度提高唐80井区块油藏采收率,是一种有前途的三次采油方法。