长庆气区关停气井挖潜措施技术与展望

长庆气区天然气资源丰富,天然气田均为低渗—致密气田,主要以致密气为主。随着气田开发深入,存在气区关停井、低产井“存量大、分布广、复产难”实际问题,为气区的长期效益稳产带来艰巨挑战。文章通过开展长庆气区关停井措施挖潜实践及应用评价,结合气井动静态特征,分析气井关停的形成原因及技术难点,优选挖潜措施类型,优化工艺参数,强化效果评价,初步形成了“储层挖潜、井筒治理、地面配套”三大评价挖潜措施工艺技术系列,实施挖潜井1497口,累计增气超50×10^(8) m^(3),成效显著。随着长庆气区天然气勘探开发不断推进,气藏“埋藏深、储层薄、单井产量低、水气比高”特点更加突出,还需进一步开展老层剩余储量挖潜、层间储量动用、井筒复杂处理、积液停产井快速复产及综合治理、地面工艺技术配套等技术攻关,以实现气田气井挖潜措施工艺关键技术的迭代升级,更好支撑长庆气区的稳产及长远发展目标。长庆气田老井措施挖潜及增产技术体系的建立,助力了长庆气区的增储上产,为长庆气区稳固国内战略大气区地位及长期发展提供了较好的参考及借鉴。

高含水油田开发后期剩余油分布及挖潜措施研究

针对高含水油田开发后期阶段挖潜问题,本次研究首先对高含水油田特点及开发后期难点进行简单分析,在此基础上,对高含水油田开发后期剩余油分布特点进行探讨,对高含水油田开发后期挖潜措施进行研究,为提高我国高含水油田开发后期阶段的产量奠定基础。研究表明:对于进入高含水开发后期阶段的油田而言,其储层的平面以及垂向都呈现出了非均质性的基本特点,地质状况复杂,开发作业相关措施应用不到位,开发过程中面临的阻碍相对较多,因此,需要从确定沉积相特征、井下监测技术、剩余油量化技术、改变油流方向、引入多样化注水方法以及多种措施并行等角度入手,分别采取多项有效措施,全面提高高含水油田开发后期阶段的挖潜效果。

低渗透底水油藏剩余油分布规律及挖潜措施研究——以长庆油田Y19井区为例

长庆油田Y19井区是典型的低渗透底水油藏,目前该区块含水急剧上升,产量递减快,亟需增油提效。为此开展了该油藏剩余油分布规律和富集区挖潜措施研究。研究表明:Y19井区低渗透油藏剩余油富集原因是注采不平衡、井网不完善、储层非均质性和底水锥进,剩余油富集的主控因素是底水锥进和储层非均质性。对于由底水锥进导致剩余油富集的井,采取聚合物微球调驱及封堵底水的措施增产效果最好,可增加产量2.03倍。堵水的效果好于聚合物微球调驱的效果。对于由储层非均质性导致剩余油富集的井,在低含水阶段进行小规模压裂,可动用注采井之间低渗储层的原油;在中高含水阶段进行转向压裂,避免水线过快推进导致生产井过早见水;在高含水阶段采取侧钻,可动用注采井侧向的剩余油,最佳的裂缝转向角度为45~90°。

油藏数值模拟法预测剩余油分布及调整挖潜措施——以临南油田夏32块油藏为例

以临南油田夏32块油藏为例,叙述了边水活跃油藏中高含水期油田调整模式。在精细油藏描述的基础上,利用油藏数值模拟技术研究剩余油分布规律是较为直观的好方法。通过对开发动态进行历史拟合,分析了剩余油的分布特征及其控制因素,针对不同的剩余油分布形式,提出控水稳油的挖潜调整措施。

复杂断块油藏油砂体开发潜力及挖潜措施

复杂断块油藏剩余油分布复杂、挖潜难度大,油藏储量难以计算,常规劈分方法无法适用。为解决该类问题,研制一种新型产量劈分方法,对油水井产量进行劈分。将以层系为整体的常规方法向断块/小层/油砂体进行逐一分析转变。将研究单元细化到油砂体,通过动静态资料相结合的方法,详细解剖油砂体的动用状况,结合井网控制情况、注水受效情况和边水影响,进行潜力油砂体分类。进而针对不同潜力油砂体的驱动类型及剩余油分布类型,提出不同治理对策,改善油田的开发效果。

河31断块特高含水期剩余油挖潜措施

为了进一步提高河 31断块的采收率 ,从精细油藏描述入手 ,开展了特高含水期剩余油分布规律及挖潜对策研究。应用定向斜井及侧钻井技术、水动力学方法等进行调整挖潜。经矿场实施后 ,水驱开发效果得到了明显的改善 ,采收率由 42 .2 %提高到 45 .98%。实践证明侧钻井、定向井、水动力学方法是复杂断块挖潜的有效方法。

高含水低幅度构造油田剩余油评价及挖潜措施

针对厄瓜多尔奥连特盆地中部T区块D＆F油田M1油藏，以低幅度构造为主，目前油田含水率高达90％，采用精细数值模拟方法，对该油藏剩余油潜力和分布规律进行研究．结果表明，M1油藏剩余油纵向上主要分布在油层顶部、平面上主要分布在井网稀疏区域和构造高部位．针对此分布特点，制定了水平井、加密井、堵水上返、调整产液量等剩余油挖潜措施；实施后，水平井投产后年平均日产油167t，36口加密井的日产油量是周边老井的2倍以上，堵水上返措施平均单井日增油为62t，合理提液措施单井日产油可以提高30％～120％．该成果对高含水期油田剩余油挖潜具有借鉴意义．

单家寺油田单10块稠油油藏剩余油挖潜措施

利用油藏数值模拟、剩余油饱和度监测、钻密闭取心井、常规油藏工程分析等手段,寻找单家寺油田单10块稠油热采油藏剩余油饱和度的相对富集区。通过新钻井、老井侧钻、深度调剖、注氮气等技术进行剩余油挖潜,油藏开发效果得到明显改善。综合递减率下降10.0％,采收率提高2.94％,油汽比上升0.11。对单10块剩余油研究拓展了多轮次吞吐稠油油藏的挖潜方向,对同类油藏改善开发效果和提高采收率具有参考价值。

王场高温高盐油藏剩余油分布研究及综合挖潜措施

应用先进的地质建模、数值模拟软件以及自行开发的确定剩余油分布软件系统地对王场油田潜四段高温高盐高含水油藏的剩余油分布进行了深入的研究,实现了储层建模—数值模拟和剩余油定量研究一体化.通过完善井网、不稳定注水、采取新型抗盐凝胶堵剂堵水等技术进行综合调整,使水驱采收率提高了3.4%.

二次聚合物驱后剩余油分布及挖潜措施——以河南油区下二门油田H2Ⅱ油组为例

为保证河南油区下二门油田H2Ⅱ油组高浓度二次聚合物驱矿场试验的实施效果,在认识二次聚合物驱见效特征的基础上,采用油藏数值模拟技术,对二次聚合物驱后和水驱后剩余油分布开展了对比研究。结果表明,二次聚合物驱后注聚井附近的剩余油更少、含油饱和度更低,但在压力平衡、物性较差、井网不完善或断层遮挡等区域,剩余油较水驱更集中、含油饱和度更高。根据研究结果,在H2Ⅱ油组剩余油相对富集的潜力区部署3口新井,完善注采井网,新井投产初期产油量为10.5～22t/d,含水率为20%～70%,使H2Ⅱ油组二次聚合物驱产油高峰期的增油倍比达3.04,表明聚合物驱阶段在剩余油富集的潜力区进一步完善井网,可进一步提高增油幅度,延长聚合物驱见效高峰期。

文38断块沙三上亚段沉积微相展布特征及剩余油挖潜措施

文38断块油藏属典型的复杂断块油藏,其沙三上亚段的沉积微相特征尚未得到充分认识,剩余油挖潜难度较大。为了深入挖潜增效,通过泥岩颜色、粒度特征、构造特征等综合分析,进行沉积相展布特征研究。通过沉积微相的精细刻画,明确了各小层河道砂体的平面及剖面展布规律;同时,结合各微相的韵律性特征,剖析了剩余油富集的有利部位;最后,提出了侧钻挖掘的剩余油挖潜措施。

文留油田文13北块剩余油挖潜措施研究与应用

随着油田的开发 ,文 1 3北块沙三中油藏层间矛盾加剧 ,开发效果较差 ,采收率极低。气举转抽、大型水力压裂改造储层、加密井部署 3种工艺在该区块的研究和应用 ,大大提高了该区块的采收率 ,从而为同类型油藏的开发提供了可靠的依据。

新5井挖潜措施方法

新 5井是四川盆地东部新市构造侏罗系的第一口获气井 ,由于受到不配套的采输工艺及不合理的生产制度等因素影响而长期关井停产。根据新 5井的具体情况 ,利用钻井显示、测井解释、试油资料及生产动态监测资料等进行综合性分析论证 ,为挖潜措施提供可靠依据。并制定了一系列的挖潜方案 ,改造不配套的生产工艺设备 ,重新安装蒸汽锅炉、油气水三相分离器。由于该井产稠油 ,含腊量高 ,油管易堵塞。因此 ,提出采用柴油注入井筒清腊解堵。在井口操作中 ,采用抽汲复活技术 ,用Φ6 0mm抽子下入井筒 ,从上至下进行多次抽汲 ,将油管内的清腊液和积液抽汲干净 ,随后开井放喷。方案实施后 ,气井复活 ,恢复了正常生产 ,具有了年采气 180 0～ 2 4 0 0× 10 4 m3,年采油 90～ 15 0t的生产能力 ,获得了明显的经济效益。同时 ,也证实了川东地区侏罗系地层具有油气资源的潜在能力。

厚层内部精细地质再认识及挖潜措施效果预测方法研究

文章重点介绍了通过测井曲线微幅度变化和动静结合分析提高对厚油层精细地质再认识的方法,提出了实施油层改造措施前的资料收集及分析方法,并针对不同地质特征对油层改造措施的可行性进行了论证及效果预测,对油田动态分析及措施前的选井选层方法提出了切实可行的方法指导,对促进油田持续高产稳产有较高的实用价值和重要指导意义。

江汉油田中高含水期挖潜措施探讨

江汉油田从1976年到1988年稳产了13年，目前已进入了高含水期产量递减阶段，不含水井或低含水井越来越少，且油层动用程度较高，传统的措施选井选层方法已不能完全满足目前生产需要，本文通过对江汉油区近几年油井挖潜措施效果分析，初步总结出了一定的规律和特点，并结合江汉油田地质特征，提出了油田开发后期挖潜措施具体建议．

同步制造基本步骤和挖潜措施

本文分析同步制造的概念，根据同步制造的要求，提出同步制造的五步骤，然后提出了同步制造挖潜措施；分析同步制造的瓶颈问题，静态瓶颈与动态瓶颈，最后提出挖潜措施的DBR系统。

低渗透油田水驱精细挖潜措施效果评价

挖潜措施效果评价是分析油藏开发的重要方法,长垣外围已开发区块进入中高含水开发阶段,平面及层间矛盾突出,部分区块进行了挖潜措施调整。以龙虎泡油田萨葡油层为例,通过多因素注水开发效果模糊评判法对水驱控制程度、储量动用程度、能量保持水平、剩余可采储量采油速度、年产油综合递减率、含水上升率和油水井利用率7个因素进行综合评判,评价水驱挖潜措施效果。结果表明:龙虎泡油田萨葡油层通过措施调整后的综合评价结果属于"好",与实际情况相符。多因素注水开发效果模糊评判法能够准确地确定低渗透油田挖潜措施效果好坏,可以作为低渗透油田挖潜措施效果的评价方法。

大倾角厚层轻质油油藏含水上升规律及挖潜措施研究

受海上工程及经济因素限制,海上油田厚层油藏多采用定向井多层合注合采的模式开发,但受储层纵向非均质性的影响,油田开发表现出油井见水规律复杂,产量递减快,但受井斜、生产管柱及测试成本等因素制约,油井见水后治理难度大。大倾角厚层轻质油油藏受重力作用影响显著,因此为明确该类型油藏的见水规律并明确油井见水后的挖潜措施,精准实施有效的油水井措施,改善油田开发效果,提高经济效益,通过将考虑重力作用的剖面压力均等模型并结合渤海轻质油油田孔渗分布关系,建立一种标准油藏含水上升规律曲线。应用该曲线可有效地指导油井堵水、提液等措施的实施且效果显著,对类似油田油井的治理值得推广。

梁11-63井组潜力分析及下步挖潜措施研究

梁11-63井组位于梁11断块中区,主要含油层系为沙二7、8砂层组。含油面积0.34km2,地质储量150×104t,可采储量82.2×104t,最终采收率54.8%。梁11断块为常温、常压、中高渗透岩性构造断块油藏。纵向上渗透率差异较大,层间非均质性较严重。目前进入含水上升阶段,井组产量递减快,注采井网不完善,地层能量下降快,为此针对梁11-63井组目前存在的问题进行分析,进一步发掘潜力,并提出了下步挖潜措施,为梁11-63井组更好的开采提供了可靠的依据。

采用滚动油藏数值模拟研究惠州26—1油田的增储挖潜措施

近几年来应用滚动油藏数值模拟方法，借助先进的计算机技术，通过追踪油田实际生产动态，开展惠州26－1油田的生产历史似合，不断加深了对油田地质条件的认识，在此基础上优化各种生产作业措施，并向油田作业者提出了多项合理的生产作业建议，给油田生产动态管理提供了良好的技术支持，有力地推进了惠州油田群的增储挖潜工作，取得了良好的经济效益。