层内非均质油藏水平井二元堵水可视化实验研究

随着单井含水逐渐上升和堵水等增产措施规模开展,油田高效开发管理对水平井控水技术提出了更高的要求。顺序注入泡沫和凝胶的水平井二元堵水技术可以避免目前水平井堵水针对性弱,效果差异大的问题,但其最优模式尚不清楚。针对水平井二元堵水注入模式优化的问题,开展了微观可视化实验和单井级别模拟,微观实验结果显示先注泡沫+后注凝胶模式有助于凝胶后续增油,对应采出程度增加26.1%,显著高于先注凝胶+后注泡沫模式的15.8%;单井级别模拟和微观可视化实验结果吻合,水平段处于非均质储层和趾端存在高渗通道的情况下泡沫+强凝胶堵水效果最佳,且高黏度的凝胶堵塞可以保证二次水驱期间堵剂稳定性,有利于更高的增油效果。因此,对于层内非均质水平井的二元堵水,推荐泡沫+强凝胶的堵水模式。     

层内非均质油藏二元堵水可视化实验研究

随着单井含水逐渐上升和堵水等增产措施规模开展，油田高效开发管理对水平井控水技术提出了更高的要求。顺序注入泡沫和凝胶的水平井二元堵水技术可以避免目前水平井堵水针对性弱，效果差异大的问题，但其最优模式尚不清楚。针对水平井二元堵水注入模式优化的问题，开展了微观可视化实验和单井级别模拟，微观实验结果显示先注泡沫+后注凝胶模式有助于凝胶后续增油，对应采出程度增加26.1个百分点，显著高于先注凝胶+后注泡沫模式的15.8个百分点；单井级别模拟和微观可视化实验结果吻合，水平段处于非均质储层和趾端存在高渗通道的情况下泡沫+强凝胶堵水效果最佳，且高黏度的凝胶堵塞可以保证二次水驱期间堵剂稳定性，有利于更高的增油效果。因此，对于层内非均质水平井的二元堵水，推荐泡沫+强凝胶的堵水模式。     

塔河油田缝洞型油藏高产井见水特征及水淹预警机制的建立

塔河缝洞型油藏高产井见水特征曲线可归纳为5种类型,影响油井含水上升的有地质、开发和工程3大因素,其中地质因素是含水变化的决定因素。建立了2种储集层类型的水淹模式,统计分析油井见水前后井口生产参数变化主要有5种类型,建立了水锥风险评价指标分级体系,以便及早预防油井水锥的形成,提出适宜的控水稳油措施。     

自适应调流控水技术适应性研究与应用——以非洲S-10井为例

针对非洲S断块油井高含水及产量大幅降低的问题,开展了自适应调流控水技术的适应性分析及应用研究。自适应调流控水技术通过特殊流道的设计改变流体运动势能,达到自动抑制产水、促进产油的目的。针对自适应调流控水技术的基本原理及工艺特性,建立了该工艺的油藏、油井适应性评价方法,提高了该工艺使用的针对性。结合S断块油藏特征及生产动态分析,S-10井采用自适应调流控水技术控水增油取得较好效果,日增油160bbl/d,含水率下降46%,日产水下降490bbl/d左右。该评价方法和自适应调流控水技术已经在其他断块进行推广应用。     

陆梁油田薄层边底水油藏调堵控水技术研究

本文以宏观物理模型为依托,研究了薄层边底水油藏出水规律,堵剂封堵规律,以此为基础结合油藏动态分析,利用PI决策技术及堵水决策技术研究出陆梁油田薄层边底水油藏调堵决策方法。以"水井调剖、治窜增动用程度,油井封堵、控锥降含水"为思路,从施工方式、堵剂注入、隔板位置规模等进行了系统的研究,针对性的提出了符合陆梁油田薄层边底水油藏的调堵工艺方案。     

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.     

致密油藏空气泡沫驱用起泡剂的室内实验筛选

空气泡沫驱可以较好解决致密油藏水驱见水快的问题,不同油藏对空气泡沫驱用起泡剂性能要求不一。以陕北某油田油藏资料为例,初选起泡剂进行常规性能室内测定,再采用Ross-mills静态实验法评价起泡、稳泡性能,并通过一维岩心驱替实验对比优选出泡沫体系WZJ015和WZJ013-H在劈缝岩心和基质岩心中产生阻力因子。实验表明,3‰的WZJ013-H型起泡剂在裂缝型致密油藏中可以产生较稳定明显的封堵,可用作该致密油藏空气泡沫驱的起泡剂,也为其他致密油藏泡沫体系筛选提供参考。     

桥29块调整挖潜关键技术研究与应用

储量和产量均占桥口油田80%多的桥29块,属于非均质复杂断块油藏.各小块之间、高低渗层之间水驱动用差异大,注水开发7年进入中高含水期,该块能否控水稳油,决定了桥口油田能否稳产.为了改善区块开发效果,开展了多项关键技术研究,认识了剩余油富集规律,研究应用了多项调整方案,使区块连续7年实现了产量、含水稳定的开发目标,为同类油藏积累了宝贵的实践经验.     

稠油油藏提高采收率技术对策探讨

克拉玛依油田六、九区油藏是一个储层物性及原油性质变化较大的浅层稠油油藏,开发初期效果较好,但随着稠油热采进入中、后期,油井吞吐轮次高、地层亏空大、油层动用不均、原油粘度高、含水上升快、汽窜出砂频繁等问题逐渐突显,严重制约油田采收率的提高。针对上述问题,本区油藏在开发过程中运用氮气辅助蒸汽吞吐、高温封堵调剖、蒸汽混相驱油、化学采油、化学防砂等综合治理技术,提高了采收率,为同类油藏经济有效开发具有重要指导意义。     

多层砂岩油藏精细注水开发实践

南堡油田为典型的复杂断块注水开发多层砂岩油藏,注水开发中暴露出平面、层间、层内矛盾突出的问题。以单砂体为单元完善注采井网及注采关系,应用大斜度多级细分注水技术缓解层间矛盾,应用分段调剖技术方法进行水淹层治理,实施酸化增注、压裂增注等综合性增注措施,实施精细注采调控,加强精细注水管理,油藏自然递减大幅下降,含水上升率得到有效控制,采收率提高。本文总结分析了南堡油田精细注水主要做法,对同类型的多层砂岩油藏精细注水开发有一定的指导与借鉴意义。     

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。     

水井水驱方向判断方法在剩余油分析中的应用

准噶尔盆地西北缘克拉玛依油田五2西克下组(T2k1)砾岩低渗透油藏复杂的地质结构导致油田进入中高含水期后水驱状况变差,含水上升加快,层间、层内矛盾突出,开发效果变差.中部现有注采井网适应性差,水驱油效率低,油井井况日益变差,严重的储层非均质性导致目前平面上和纵向上水驱程度差别大,剩余油动用难度大.提出判别水驱方向研究方法,为重新补层或完善或调剖或堵水、改善水驱方向、扩大水驱半径,最终落实剩余油分布及潜力提供科学依据.     

南堡油田长停井恢复再利用

南堡油田自2005年开发以来,地质条件的复杂性导致油水关系复杂,注水效果差,造成部分油井能量下降,部分油井过早水淹,以及结蜡、出砂、气体影响,使一些油井长期关井.通过对南堡油田长停井原因的分类研究,实施了酸化解堵、卡堵水、深穿透射孔、优化举升方式等措施,措施后部分长期停产的油井恢复了产能,开发效果得到改善.截至2010年12月底,南堡油田共恢复长停井27口,累计增产油19305t,效果明显.     

羊三木油田浅层松软地层连续密闭取芯技术

羊三木油田油藏开发面临着注水孔隙结构变化认识不清、微观驱油效率认知程度差等诸多问题,为提高油藏采收率,开展储层内部构型、剩余油分布、不同驱替介质驱油效率和孔隙结构变化等研究,在该区域实施连续密闭取芯录取资料。取芯层段为馆陶组油层,该油藏为浅层、松软地层,表现为成岩性差、高渗透、孔隙度高,且不均匀高含水,是对密闭取芯的重大挑战,取芯密闭率、收获率均难以保障。现场采用一系列技术优化措施,应用油基密闭液,优选密闭取芯工具、取芯钻头,优化钻井与水力参数,在馆陶砂岩中密闭取芯进尺58.70m,收获率96.92%,密闭率88.64%,创造了羊三木油区浅层松软地层密闭取芯最好成绩。     

氮气吞吐采油技术在三低砂岩油藏的应用研究

为了改善牛圈湖"低渗、低压、低流度"三低砂岩油藏水驱采油后期油井低产液、高含水井比例高和开发效果差的现状。创新性地引入氮气吞吐提高油井采收率的思路,基于对三低砂岩油藏注氮气吞吐的机理,通过数值模拟手段对注气参数进行优选对比分析,得到了合理的氮气吞吐参数,并在现场进行了应用。结果表明,氮气吞吐采油技术应用后,油井增油效果显著,累计增油5 050 t,为氮气吞吐作为注水驱油的有效接替和补充措施的规模推广奠定了基础。     

王集油田改善开发效果技术对策

王集油田属于复杂断块油藏,目前存在局部注采井网不完善,油水井数比高,水驱控制程度低;注采对应状况差,注入水方向性强,平面受效不均匀;平面、层间、层内动用差异大,层间干扰严重;局部区域边水活跃,油井含水上升速度快等诸多问题,针对王集油田目前在开发中存在的一系列问题,提出了改善王集油田开发效果的技术对策。     

复合堵剂在裂缝稠油油藏封堵边底水中的应用

边底水锥进是造成曙一区稠油潜山油藏综合含水逐年上升，多数油井高含水生产甚至关井的主要原因。介绍了该区块近几年产量变化趋势，重点分析了2005年现场应用堵剂作用机理、性能指标以及现场施工工艺。该复合堵剂封堵率高（室内实验模拟岩心封堵率99．5％以上），措施成功率高达100％，增油创效效果明显，4口井阶段措施增产原油3552t，平均单井增产原油888t，阶段油井综合含水下降16．9％。     

智能井技术的应用现状及前景展望

智能井是通过安装井下设备,实施远程监控油井流量和油藏动态的系统,它将油井结构与完井方式合为一体,正在发展成为一种具有一定人工智能的智能化完井体系。该系统可以通过控制油层的流动特性来恢复油层能量,延迟地层水侵入采油层段,增加油、气产量,特别适用于调整井和修理费用高或复杂环境下的油井,如海上油井、深水油井、多分支井、水平延伸井等。主要介绍智能井的技术组成、智能井在国外的现场应用情况,并分析了国内油田对智能井技术的特殊需求以及智能井在国内的应用前景。     

葡462区块氮气驱试验提高致密储层采收率研究

大庆葡462区块属于低孔特低渗致密储层,注水难度大,无法建立有效驱替体系,2012年底产油量低,含水高,已全部关井。结合致密储层提高采收率技术及建立有效驱替体系的需求,优选葡462区块,通过对区块油藏地质概况、氮气驱油机理及可行性、地面注采工艺、数值模拟等进行研究,开展了氮气驱油现场试验,本次试验取得了一定效果,截至2020年6月已累计增油715t,为大庆长垣致密储层提高采收率技术上指明了新的方向。     

复杂断块油藏中高含水期水驱规律研究

南堡油田1-29区浅层油藏大多为复杂断块、断块小、断层多、储层非均质性较强,且经过多年的注水开发已经进入中高含水采油期,综合含水高达79.4%、采出程度低,仅15.2%,目前油藏“三大矛盾”的问题日益突出,水驱效果变差。为进一步改善水驱效果、控制含水上升速度、提高采收率,本文通过对1-29区浅层油藏动态和静态资料的系统整理分析,利用数值模拟解剖油藏纵向和平面水淹状况, 明晰了“平面、层间、层内”三大矛盾的水驱规律,识别了大孔道及优势渗流通道并确定了油藏剩余油分布规律,针对油藏平面矛盾采取 “调、均、改”的分类治理对策,针对层内和层间矛盾采取调剖调驱、层段重组、细分注水等治理对策,取得了较好的效果,采出程度提高了3.5%,含水上升率控制在2.0%以下,同时对有效指导同类型油藏的高效开发具有一定的借鉴作用。