多层合采调整井水淹层避射效果分析

针对大段合注合采油田中高含水期面临的调整井储层水淹问题,基于已实施井钻后储层水淹状况和生产效果分析,研究水淹层避射对油井产液量、初期含水率和含水上升规律的影响。结果表明,多主力层合采油井部分储层适当避射对产液能力影响不大,整体水淹弱仅主力层强水淹油井对强水淹层避射可降低油井初期含水率(较同条件井下降5%~30%);储层水淹较弱的油井含水上升以中低含水稳定和正常上升为主,储层水淹较强油井以快速上升和开井高含水为主,强水淹层避射对控制含水上升有一定作用,避射后调整井含水快速上升和开井高含水比例有所下降。研究成果对新井射孔方案研究和老油田调整井挖潜有一定指导意义。     

单电潜泵井下油水分离系统设计及现场试验

介绍了单电潜泵井下油水分离系统的结构组成、工作原理及能量分配原理,电潜泵、潜油电机及水力旋流器参数设计方法。建立了井下工况诊断模型,提出一种工况诊断方法,并运用该方法对不同井口油嘴内径条件下对S4井的井下工况进行了诊断。现场试验表明:随着井口油嘴内径的变大,井下注入量变小,分流比变大,地面含水率变大;生产层与S4井注入层相连通的油井,产油量和泵效基本都变大,含水率减小;生产层与S4井生产层相连通的油井,产油量和泵效都提高,含水率减小。该模型可以有效的诊断井下工况。     

抑制油井层间水窜的固井技术探析

油井存在油水互层时,油层和水层间具有良好的封隔效果是延长油井见水期的方法之一。Ｘ井位于新疆油田准噶尔盆地西北缘,其目的层石炭系地层裂缝发育、油水层交错且受边底水及注水井等因素的影响,油井完井投产后油井含水率上升快并形成水淹,油井产能迅速下降。为保证完井后水层和油层间的水泥石仍然具有良好的封隔效果,采用韧性膨胀防窜水泥浆体系进行固井。文章在室内测试了该水泥浆体系的密度、流变性和失水量等基本属性,并结合力学软件和室内试验,优化水泥石的力学参数。现场应用表明,该体系既能够确保油井的固井质量,同时又能满足完井施工后水泥石完整性和封隔性要求,具有良好的防窜性能,满足封隔油井层间水窜的要求。Ｘ井固井作业的成功为同类井确保完井后水泥石力学完整性提供借鉴。     

新疆油田SAGD先导试验区产出液含水率测定探讨

针对新疆油田重32井区SAGD先导试验区产出液,使用蒸馏法对风城化验室使用的离心法测定含水率进行了验证和对比,分析SAGD试验区产出液在使用离心法测定含水率时与其他区块的不同之处,以及存在误差与样品中重质油含量的关系,归纳出正确的数据读取方式,使利用离心法测定SAGD产出液含水率最大限度接近真值,以对油井生产情况准确监测和评价,并对试验区油藏有进一步的正确认识,为随后的实验方案调整提供准确依据。     

三层完井技术在底水油藏开采中的应用

介绍了三层完井技术的基本原理,即该技术分别在油层和水层完井（水层有两处完井段）,并用封隔器将三射孔段隔开,油水界面以上的原油从油套环空中采出,油水界面以下的水从水层上部射孔段采出后直接回注到水层下部的射孔段。分析了影响三层完井技术临界采油量及油井含水率的主要因素,包括采油速度、采水速度、水层两射孔段间的距离（D／I值）。结果表明,通过设计合理的采水速度及调整D／I值,能使三层完井技术的临界采油量达普通完井技术临界采油量的10倍,油井含水率比普通完井技术大幅度下降。     

普光气田固井水泥浆技术

普光气田具有井深、井底温度高、压力高,地层压力系统复杂等特点,钻井过程中井壁垮塌、井漏、井喷现象严重.为满足气藏开发的需要,要求各层套管固井水泥浆必须返至地面,形成了固井超长封固段,固井难度较大.因此开展了水泥浆防窜、防漏、抗高温稳定性研究,探索出了适合该地区各层套管固井的水泥浆配方,即：低密度水泥浆（G级油井水泥＋漂珠＋填充剂＋早强剂＋降滤失剂＋分散剂）,中温高密度水泥浆（G级油井水泥＋降失水剂＋膨胀剂＋分散剂＋缓凝剂＋沉降稳定剂）和高温高密度水泥浆（G级油井水泥＋降失水剂＋膨胀剂＋分散剂＋缓凝剂＋沉降稳定剂＋石英砂）.经不同完井方式的固井应用,固井施工一次成功,固井质量合格.     

葡西油田油水同层油藏储层初期含水率解释方法研究

利用密闭取心资料对相对渗透率实验得到的分流量关系曲线进行校正,得到油藏条件下的分流量曲线,通过对油藏条件下的分流量曲线进行内插,建立油水同层初期含水率解释图版.油水同层初期含水率解释图版可以根据储层空气渗透率和原始含油饱和度查得储层初期含水率,从而界定开发井射孔井段、预测单井产能等.利用葡西试验区11口井单层射孔资料验证,该方法解释符合率为82%.     

多层聚合物驱影响因素

1 试验区基本情况孤岛油田中二中Ng3- 4单元 1972年投产 ,1975年采用 2 2 5m四点法井网投入注水开发 ,1988年改七点法注水 ,1998年 1月开始注聚试验 ,试验区采用了笼统注入分层采油的开发方式 ,共有注入井 9口 ,注入层Ng3- 4 ,共有油井 19口 ,其中Ng33 -4油井 4口 ,Ng35层油井     

单井极限含水率的确定及其应用

在油田注水开发过程中,由于各层系之间物性差异及同一层系非均质性的影响,致使在同一注水开发区内,有些采油井含水很低,而另一些采油井含水却很高。另一方面,随着含水率的不断上升,采油成本也必将不断增加。当含水上升到某一数值时,油井生产出的原油价值恰好抵偿油井生产过程中的全部劳动消耗。这个数值称为极限含水率。当含水率高于极限含水率时,油井生产必将出现亏损局面,油井应立即停止生产。因此,     

特低渗透油水同层油藏油层初期含水率解释图版

在特低渗透油水同层油藏地质特征分析的基础上，利用相对渗透率资料计算出不同渗透率油层含水率与含水饱和度关系式，并在3口密闭取心井岩心分析和试油(采)资料校正下，得到油藏条件下不同渗透率油层含水率与含水饱和度关系式，建立特低渗透油水同层油藏油层初期含水率解释图版。经葡西油田古109试验区11口井单层射孔资料验证，图版解释符合率为82%。该图版为油水同层油藏开发中确定开发井完井下限和界定开发井射孔层位提供了有效依据。     

焉耆盆地低含水油层产生原因及解释方法探讨

针对焉耆盆地部分生产井,在投产过程中存在随时间的延长含水率下降的反常现象,提出了低渗地层存在低含水油层的观点.在分析研究化验资料的基础上,探讨了储层存在多孔介质、微细孔隙水等产生低含水油层的原因.通过对低含水油层的试油与投产对比,对电性、录井显示特点的分析,提出了用测井自然电位与自然伽马对比、含油饱和度、电阻度、气测全烃曲线形态、灌满系数、地化亮点指数的变化等识别油层、低含水油层、油水同层的方法.运用该方法对该盆地部分区块的老井重新评价,改变了原观点,取得良好的效益.低含水油层的存在,可能改变部分区块的油水认识,并为增储上产提供依据,改变部分平面油水关系矛盾所致的困惑.     

萨中高台子油层浅调剖的实践与认识

由于高台子油层小层多,隔层不明显,所以通过细分调整减缓层间矛盾及控制含水上升速度的难度都很大。南一区西部高台子油层应用浅调剖技术,通过精细选井选层,针对层间差异较大,且与之连通采油井含水上升过快的注水井,降低了中、高渗透层的渗透率,提高了低渗透层的吸水能力,改善了水驱效果,达到了稳油控水的目的。浅调剖技术在南一区西部高台子油层的成功应用,为整个高台子油层高含水期的稳油控水工作提供了实践依据。     

直井-水平井组合蒸汽氮气泡沫驱物模实验

稠油开采在蒸汽吞吐（CSS）阶段出现的高渗层蒸汽窜流影响了开采效果,利用稠油油藏水平井开采可以增加泄油面积,增强导流能力,提高最终采收率,但用水平井开采稠油更易受窜流通道的影响,造成水平井段动用不均、高含水等问题。笔者采用三维物理模拟手段研究了直井-水平井组合蒸汽氮气泡沫驱提高采收率机理,用不同驱替阶段平面和剖面三维温度场数据评价了蒸汽驱转蒸汽氮气泡沫驱温度场发育效果。在高含水下采用氮气泡沫辅助蒸汽驱后,含水率先降、后升,最终采收率为63.3%,相比蒸汽驱提高了6.2%。蒸汽氮气泡沫驱降低了蒸汽单井突进和蒸汽超覆现象,增加井间波及区域,扩大了整体的波及体积,改善了蒸汽驱效果。     

萨尔图油田北三东注采系统调整的实践与认识

萨北开发区已进入特高含水期采油阶段，选取含水最高且水驱开发矛盾较为突出的北三区东部进行注采系统调整，探索特高含水期改善开发效果的新途径，这也是萨北开发区进入特高含水期后首次开展的大规模水驱调整。通过配套优化注采系统调整方法和跟踪调整技术，特别是将一、二次加密调整层系的注采系统调整与改善三次加密调整层系的开发效果相结合，进一步提高薄、差油层及表外层的动用程度，同时将注采系统调整与油水井补孔、局部区域钻打补充井及井网综合利用相结合，进一步完善单砂体注采关系，解决多层系多井网每件下的开发矛盾。     

多层宽过渡带油藏开采方法

南海海域希望1-B油田为多层宽过渡带油田,采用纯油区及过渡带同时布井开采,提高了油井控制面积,从而也提高了整个油田的驱油效率。位于底水油层或过渡带区域的油井射开程度30%～40%左右为最好,但要充分考虑到利用夹层、钙质层对底水的阻挡作用;位于纯油区且离边水距离小于200m的油井要适当考虑避射。油井合理的配产在油井生产中至关重要。油井生产管柱采用中心管生产管柱,层间用封隔器封隔。利用中心管中的滑套控制层系的生产,既可混采又可单采,取得了好的生产效果。采用分层防砂,可使各油组开采变得灵活,各油组取资料变得容易。由于油田采用的开采方法得当,油田表现出良好的生产前景。      

正韵律厚油层剩余油分布模式及水平井挖潜--以孤岛油田中一区Ng53层为例

孤岛油田是一个高渗透、高粘度、高饱和的河流相正韵律沉积的疏松砂岩油藏,Ng3-4砂层为曲流河沉积,Ng5-6砂层为辫状河沉积。运用室内实验、矿场测井和动态监测、油藏数值模拟技术,根据Ng5-6砂层正韵律厚油层层内夹层分布特征及实际注采状况,建立了水井钻遇夹层、油井钻遇夹层、夹层在油水井之间三种类型12种注采模式,研究了不同注采模式下的剩余油分布规律及层内夹层对剩余油的控制作用。结果表明,层内夹层对剩余油分布的影响程度取决于夹层厚度、延伸规模和垂向位置。针对孤岛中一区Ng53正韵律厚油层地质特征和特高含水期顶部剩余油富集规律,提出了实施水平井挖潜的原则,并优化了水平井位置、水平段长度、生产压差和提液时机等参数。矿场实施16口水平井,取得了较好的效果,在井区综合含水率已达93.7％,采出程度高达45.3％的情况下,水平井初期产油量达18-33.5t/d,是周围直井的3-4倍,综合含水率只有38.8％,比周围直井低30％-50％。     

喇萨杏油田开发二类油层上（下）返层系方法的确定

大庆油田二类油层一次上返开发将全面结束，二次上（下）返开发面临着选择新钻井还是利用一套井网开发的问题。为确定二类油层不同区块上（下）返开发模式，为区块开发提供依据，以北一区断东的东部区块为例，建立系统经济模型，将区块首段层系与上返层系看作一个系统，建立了不同油价下两种模式的首段层系累产油界限图版，确定了钻新井与利用一套井网开发的首段产量界限，通过建立区块经济极限含水模型、反正切含水与水驱规律曲线联解预测模型，得到区块规划上返时至经济极限含水时的阶段累产油，依据建立的经济界限图版，确定了区块上（下）返开发方式。研究结果表明，北一区断东的东部区块在油价40 美元时，应采用一套井网利用上（下）返开发，油价70 美元时，应采用新钻井的开发模式。     

特高含水期水驱油井压裂潜力研究

针对特高含水期水驱油井压裂对象不断变差,压裂选井、选层难度不断加大等问题,从油藏工程角度和矿场实际出发,综合运用复相关及灰色关联方法进行了主要影响因素的筛选,分析了压裂层段有效厚度、压裂层段渗透率、压裂层段地层系数与全井地层系数比值、压裂前全井含水、压裂前全井日产液、压裂前压差等6项压裂效果的主要影响因素。运用数据组合处理方法(GMDH)建立了压裂增油量与主要影响因素之间的回归模型,运用经济学的投入、产出原理建立了压裂增油量经济界限模型,明确了压裂增油是否经济有效与压裂井投入及相应成本变化之间的关系。研究中所运用的方法及建立的压裂增油量预测模型和经济界限模型,对特高含水期水驱油井压裂潜力的研究具有一定的参考价值。     

过套管电阻率测井(CHFR)在剩余油综合挖潜中的应用

过套管电阻率测井是套后电测油层电阻率的新方法。通过与裸眼井电阻率对比，利用衰竭指数定性评价油层水淹程度。参考碳氧比测井资料，逐一砂体进行论证，综合分析砂体剩余油成因，认为该项新技术能够确定油层剩余油富集部位。萨北开发区采用此新方法测井3口，对方法的适用性有一定的认识。以该测井资料为指导，在聚驱后的北2-丁5-P17井上采取补孔措施挖潜，效果突出，认识到该项技术是高含水后期测试剩余油行之有效的方法之一，将在多学科油藏研究以及指导北三东CHFR试验区措施挖潜中发挥重要作用。     

高含水复杂断块油田加密井井位智能优选方法及其应用

高含水复杂断块油田地下剩余油高度分散、多层叠置、犬牙交错,对老油田二次开发新钻高效加密井的井位优选提出了苛刻的要求。通过研究复杂断块油藏剩余油分布特点,分析了井位优选的主要影响因素。利用复杂断块油田三维地质模型和油藏数值模拟后的多种三维场数据,以剩余可动油量为目标函数,以油井控制半径、经济极限井距和经济极限剩余可动油量为约束条件,建立了剩余可动油量计算模型,并给出了复杂断块油田单井控制范围和主要参数的计算方法,实现了直井、斜井井位的单因素智能优选。采用模糊综合评判方法综合考虑影响井位优化的多种因素,建立了多因素井位优选方法。通过编制相应的计算机软件,实现了复杂断块油田加密井井位智能优选的精细化和定量化。该方法应用于大港港西油田二区二次开发工程中,优选出的井位符合油藏动、静态认识,钻井实施后取得了良好的开发效果,为高含水复杂断块油田持续效益开发提供了技术支撑。