埕东油田埕古13块稠油出砂油藏配套开采技术

埕东油田埕古13块属典型稠油出砂油藏,该油藏的开发面对出砂和油稠两大技术难题,目前采油速度和采出程度较低.从改进防砂工艺着手,通过采用一次高压充填防砂工艺改善开采条件,同时配套了有利于保护油层的负压射孔工艺和行之有效的稠油开采技术,提高了该区块的措施井成功率和开井率.应用表明,埕古13块稠油出砂油藏配套开采技术成本低、成功率高、有效期长.     

稠油油藏控制底水锥进技术研究

高升油田高二、三区属于气顶底水稠油油藏,开发中后期频繁出现底水锥进、管外窜槽等现象,严重影响油藏的开发效果.以高246块底水稠油油藏为例,通过横纵吸水剖面及油水井测井资料对比分析,确定该块底水及隔层的分布状况.利用正交试验对影响区块底水锥进的主要参数进行敏感性研究,应用油藏工程方法和数值模拟法剖析不同情况油层的避射厚度、垂向渗透率大小对底水锥进的影响,通过数值模拟法优选出不同油层厚度、隔层厚度情况下的油井最佳避射厚度、采油速度、生产压差以及临界产量,在确保发挥油井最大潜能的同时,延长了油井的无水采油期,提高了区块采收率,改善了区块开发效果.     

锦99块高含水期热采可行性研究

锦99块杜家台油层为注水开发的稠油油藏.常规水驱效果较差,水驱采收率仅为23.8%.高含水期,油层的平面及层间矛盾十分突出.针对该区块油藏特点和剩余油分布状况,利用蒸汽吞吐热采技术,以吞吐引效为主,解堵降粘为辅.累计油汽比达1.63以上,断块采油速度由0.48%上升到0.77%,累计增油8.96×104t,采收率提高至27.4%.     

埕岛油田提高稠油开发效果工艺改进措施

埕岛油田CB 243稠油区块主力含油层系为明化镇组和馆上段,该区块油藏具有储层埋藏浅、岩石胶结疏松、地层渗透率级差大、粘土矿物含量高、地层温度低、油层较薄、原油物性差等特点.由于受当时海上防砂工艺装备的影响和采油工艺技术的限制,CB 243区块在投产初期采用挂滤砂管、循环充填防砂工艺以及潜油螺杆泵、电泵带电加热机械采油方式生产,投产后出现油井产能低、不能连续稳定生产、检泵周期短等问题.通过CB 243稠油区块投产初期采用工艺技术适应性分析,提出了一系列提高稠油开发效果工艺改进措施,包括端部脱砂压裂防砂、连续杆螺杆泵及小排量电泵采油、简化完井管柱、地层酸化解堵等.实施上述工艺改进措施取得了显著的增油效果.     

雷11块低阻油藏高效开发研究

雷11块莲花油层为深层、中低渗透率、低电阻率砂岩边底水油藏.通过开展精细低阻油层成因、测井二次解释及建立测井解释图版等相关研究工作,有针对性地实施"水中找油",区块含油面积及石油地质储量均明显增加,在此基础上进行大规模二次开发部署,并及时编制注水开发方案,严格按注水方案实施,实现了油田勘探增储与高效开发同步进行,区块产量、采油速度、预计最终采收率均大幅度提高.     

中高含水期油藏开发技术改造的实践与认识

文95块采出程度22．65％，采油速度0．63％，年均含水率78．69％。为了改善该块的开发效果，开展油藏精细描述，深化剩余油研究，加深对剩余油分布的认识，实施了以恢复完善剩余油富集区注采系统为主要内容的开发技术改造，增加了水驱动用储量和可采储量，开发水平显著提高，油藏在采出程度高达30％的情况下，采油速度以1．5％以上稳产了3a。     

卫95块HSG-1油藏流体流向控制技术

油田进入特高含水开发期以来,随着采出程度的增加和油藏水淹程度的加剧,平面上剩余油分布更加零散,措施挖潜的余地小,难度大,产量递减快。卫95块多轮次调剖后,I类油层的增油潜力越来越小,Ⅱ、Ⅲ粪油层受调剖污染,注水井吸水厚度逐渐减少,层间矛盾加剧,调剖措施效果逐年变差。调剖后注水压力上升,甚至注不进水,但吸水剖面改善不理想,启动新层的效果变差。因此,在卫95块开展以HSC—1油藏流体流向控制技术为主导技术的区块深部液流转向,试验5个井组．工艺成功率100％,区块自然递减降低5．6个百分点,PI值提高了2MPa,井组累计增油量1430t,平均井组增油量286t,自然递减得到了有效控制,区块开发形势好转。该技术可以改善区块水驱开发效果,减缓递减,保持持续稳产,并为下一步在该区块及类似特高含水油藏区块开展此项工作提供新的思路和方法。     

千12块兴隆台油层二次开发技术

千12块兴隆台油层1992年3月投入开发,相继有115口井投产,区块自投入开发以后油井水淹严重,53口油井相继高含水报废关井,20舵年底全块共有油井62口,开井2口,日产油12 t/d,采油速度仅为0.06%,区块处于濒临停产状态.自2004年8月开始通过对区块剩余油分布规律研究,采取井间侧钻、深调浅堵、注汽参数优化等综合配套技术,区块开发效果明显好转,截至2006年8月区块开井数27口,日产油恢复至74 t/d,采油速度恢复至0.37%,与2002年底相比采油速度提高了0.31%,取得了很好的二次开发效果.     

双北低渗油藏开发实践

针对双北低渗油田采出程度低,采油速度低的实际情况,在总结油藏存在如井网不完善,注入水水质差等问题的基础上,采取了相应的完善井网,改善水质,高压注水,下电泵强采等措施,使该块的日产油由1998年底的31t上升到目前的75t,采油速度由0．08％提高到0．34％,效果比较显著,对同类型油藏的开发具有借鉴意义。     

冷41-平1井钻井技术在超稠油藏中的应用

针对冷41块在超稠油藏开发中存在着采注比高，油层能量消耗大，压力下降快，底水锥进严重等一系列问题，从有利于油藏整体开发为出发点，在分析油藏地质参数及水平井优化部署的基础上，在该区块第一口冷41-平1井的施工中，采用科学合理的设计、轨迹控制及完井等技术，使油层钻遇率为80％，注汽后投产初期油产量为102．2t／d，取得了显著开发效果，为提高该块超稠油藏储量动用程度，提供一条新的技术途径。