中东碳酸盐岩油藏动态稳油控水方法实践

目标区块属于典型的碳酸盐岩油藏,天然水体能量较强,在开发过程中油井见水后含水上升较快,特高含水阶段油井增多,影响油田开发效果。为有效控制油井含水率快速上升,稳定产油量,通过优化油井生产制度,控制油井生产压差,抑制了底水水锥的高度。基于底水油藏临界产量公式,计算单井水锥高度,控水后水锥高度降低,含水率下降。运用动态稳油控水方法,在受底水影响的特高含水井上取得明显控水增油效果,并在同类型高含水单井中得到推广应用。

长庆油田:技术攻关 稳油控水 降本增效

截至目前,长庆油田在线微凝胶调剖技术自2021年开展先导试验以来,已累计应用400余口井,调剖井组平均月度递减率由1.39%下降至0.78%,含水率上升速度由0.28%下降至0.14%,稳油控水效果凸显,成为破解低渗透油藏水驱矛盾的新利器。

多层非均质低流度油藏稳油控水技术研究与应用

针对大港南部油田具体地质和开发生产特征,提出以水治水、提速开采、以水促油、高效注水的开发思路和技术措施,在前人精细油藏地质研究基础上,针对不同的油藏类型及所处开发阶段,结合油藏微观渗流特征、剩余油分布规律,通过Logistic旋回数学模型、开发动态分析法和经验公式法确定最大采液量、合理注采比、合理采油速度等开发参数,最终使得大港南部油田水驱开发效果得到明显改善,并对多层段低流度油藏减缓层间及平面矛盾起到重要作用,也为国内同类型的低流度复杂断块油藏注水开发开拓了一条捷径。

调驱技术是低渗透油藏稳油控水的重要手段

彩南西山窑组油藏微裂缝发育、储集层非均质性强,是典型的低一特低渗透油气藏。经过几年高速开发之后,因水窜、水淹而使油藏含水上升快、产量递减大、地层压力场分布复杂。对此,在深入进行油藏研究,认清砂层在纵向、横向上的发育程度、注采连通程度、储集层沉积微相、岩石物理相、储集层裂缝相、流体流动单元等油藏特征的基础上,对注水井进行普通调剖、深度调剖、“2+3”调驱等措施,使油层动用程度由68%提高至95%,并且在横向上起到了深部液流转向的作用,较大幅度地提高了水驱波及体积和洗油效率,对整个油藏的稳油控水起了重要作用,而且投入产出比在以上,经济效益显著。

适于高矿化度地层水地层的稳油控水绒囊流体

为验证绒囊流体在含高矿化度地层水地层中稳油控水效用,在温度120℃、围压15 MPa、回压1.5 MPa条件下,采用恒流速法测定绒囊流体封堵前后,含不同矿化度盐水和煤油的人造砂岩柱塞稳定流动渗透率和注入压力变化。实验结果表明,0.1 m L/min恒定流速下,绒囊流体封堵前后,含Fe2＋＋Ca2＋＋Mg2＋矿化度分别为1×104 mg/L、10×104 mg/L、20×104 mg/L盐水岩心驱替压力由0.46~0.63 MPa升至1.39~2.23 MPa,封堵能力提高205.83%~262.64%;渗透率140.82~193.30 m D降至66.96~109.85 m D,损失率43.15%~52.53%。以煤油模拟地层原油,相同条件下测定封堵前后效果,驱替压力0.48~0.52 MPa升至0.51~0.55 MPa,增幅5.83%~8.08%;渗透率232.05~272.52 m D降至211.09~249.25 m D,损失率2.26%~4.51%。在地层水矿化度8×104 mg/L、4×104 mg/L的Y井和Z井实施绒囊流体稳油控水,通过提高泵次、深抽等工艺,油井产水量分别降低46.38%、15.99%,产油量提高6 200%、180%。研究和应用表明,绒囊流体抗高矿化度堵水体系能够实现稳油控水。

非均质油藏中高含水期稳油控水措施及效果

桥口油田属典型的非均质复杂断块油藏 ,针对其地质特征及在多层合注合采条件下层间干扰严重、剩余油主要集中在渗透率较低油层的开发特点 ,开展了稳油控水的前期研究 ,确定了“纵向上开发层系转移”的治理思路 ,并采取了高含水油井挤灰堵水、注水井高压增注和高压分注为主的治理措施。通过实践证明有明显的稳油控水效果。

碳酸盐岩油藏稳油控水措施——以塔河A区油藏为例

塔河碳酸盐岩油藏是一个与古风化壳有关的岩溶洞穴型裂缝油藏,储集体类型复杂、多样,非均质性极强,具有三重介质流动特征,稳油控水具有相当难度。在总结2001年以来A区实施的稳油控水工作基础上,提出如下的稳油控水基本做法:油井见水前严格控制生产压差,见水后必须压锥,停喷后转抽,转抽效果不佳则尝试堵水,堵水未果采取堵、酸结合,仍然无效的无潜力井或进行侧钻,或尝试注水试验。实施这些措施后,效果明显,开发指标得到好转。

新疆塔河油田1区低含水期稳油控水效果分析

当油井生产形成压力降落大于油水密度差引起的重力差时 ,砂岩底水油藏锥进即会发生。塔河油田 1区通过采取已有直井减小油嘴以降低生产压差约 0 .2 5 MPa、新投产直井选用小油嘴工作制度、高含水井关井压锥、水平井陆续投产及 TK1 0 6H、TK1 0 8H以略低于临界产量方式生产等措施 ,使油藏达到降低水油比、产量递减变慢目的 ,从而在低含水阶段末 ,采出程度达到 4.85 %,远高于采取控水措施较少的 2区三叠系中油组的 0 .5 %,起到稳油控水。

自适应流入控制装置的稳油控水性能

为了解决长水平井常见的底水脊进问题,延长开采寿命,提高经济效益,采用自适应流入控制装置(AICD)来进行研究.基于流体仿真软件STAR-CCM+对AICD的稳油控水性能进行了仿真分析,采用水油压降比作为衡量AICD稳油控水能力的指标.仿真结果表明:当AICD的入口流量保持恒定时,其水油压降比随着入口数目的增多而增大;当AICD的入口数目一定时,其水油压降比随着流槽宽度的增加先增大后减小;最佳的AICD结构是进口数目为2个,流槽宽度为0.75 mm,该结构的水油压降比可超过5,且对流量、黏度、密度敏感性弱,对环境的适应性强.

珠江口盆地特高含水老油田稳油控水配套技术研究——以LFZ13-1油田为例

稳油控水是海上油田进入开发中后期控制油气生产成本、延长油田经济寿命和提高最终采收率的重要途径。作为珠江口盆地特高含水老油田的典型代表——LFZ13-1油田在多年的增产挖潜实践中,努力推广新技术的开发及运用,探索提高地层产能新方法,同时将超深穿透射孔技术、高能气体造缝技术与"纵向产层置换"的整体方案调整进行有机地结合,取得了很好的增产稳产效果,并为海上油田节能减排闯出了一条新路。

对高含水后期“稳油控水”的认识和做法

大庆油田“八五”头两年坚持实施“稳油控水”的开发调整方针,取得了显著的开发效果,并在实践中摸索总结出一套高含水后期注水开发油田的结构调整技术。

塔河油田强底水油层稳油控水措施

水平井开采底水油层时,水锥界面最高位置只能到达井眼位置,故不能驱扫水平井眼上部的原油,使得油层顶部的原油不能采出而成为"死油"。当采用注气或注水生产方式时,则可能将这部分原油驱替出来。排水采油开发方式是指通过水层采水、油层采油相结合的方法抑制水脊或水锥,达到稳油控水的效果。对塔河油田某区块的井采取尾管排水采油的方式预测含水率,日排液量在400 m3时,在5年后即2015年含水率开始超过衰竭开发的含水率;日排液量在200 m3时对含水率的抑制最为明显。

稳油控水技术在渤海油田的研究与应用

渤海油田在生产过程中暴露出的产量递减快、底水上升快、找水堵水困难等问题严重影响了油井产能的发挥和开发的综合效益。为解决海上油田生产过程中含水率上升快的问题,本文进行了在油田开发早期即运用钻完井技术手段进行稳油控水的研究。针对套管井,制定了水淹层避射原则优化射孔方案,同时通过压裂砾石充填技术稳油控水;针对水平井,采用变密度筛管控水技术、中心管控水技术及投产管理控水技术进行稳油控水,最终形成一套适合渤海油田开发的稳油控水技术体系。实际应用表明,该技术可有效控制海上油田产量递减率,减缓含水率上升速度,具有广泛的应用前景。

新庄油田稳油控水综合技术研究

新庄油田构造破碎、油砂体小、油稠、边水活跃 ,靠天然能量开采 ,油层水淹严重 ,平面上调整难度大。针对以上情况 ,通过评价新层系、利用闲置井、故障井、降粘以及采油井工作参数优化技术措施 ,使新庄油田年生产原油 1 .1 2 67× 1 0 4t。

油田高含水期稳油控水采油工程技术分析

油田开发进入中后期,随着油井含水率的升高,使油田生产进入高含水阶段,为了提高油田的采收率,采取必要的稳油控水的技术措施,才能达到预期的生产效率。研究油田高含水期的稳油控水采油工程技术措施,不断提高油田的产油量,降低油田的综合含水率,达到油田开发的经济效益指标。

油田高含水期稳油控水采油工程技术概述

针对油田高含水期存在的问题进行分析,进一步对油田高含水期稳油控水采油工程技术措施进行探究,旨在全面提升油井产油量,降低含水率,促进油田生产目标的顺利实现,仅供相关人员参考。

阿尔善组油藏剩余油精细描述及稳油控水效果

哈南油田阿尔善组油藏是一断层发育、构造复杂破碎的多层油藏 ,其油藏流体类型属于黑油 .该油藏 1 989年 6月正式投入早期注水开发 ,经历了 3次大的调整 (层系细分 )和不断加密、完善井网 ,至 1 997年 1 2月 ,基本形成了 4套较完善的独立井网注采 4套层系的局面 ,综合含水率已达6 4 % ,而采出程度仅为 1 6 % ,稳产难度越来越大 .针对这种局面 ,利用三维三相黑油模型对哈南油田阿尔善组油藏的开发历史 ,分断块分层系进行了精细历史拟合 ,纵向上深入到了小层 ,得到了 40个小层的剩余油分布规律 ;分析了其影响因素 ,并在此基础上分层系提出了进一步挖潜的稳油控水调整措施 ,据此加密了 3口油井 ,效果良好 .

大王北大37块低渗透透油藏稳油控水的策略研究

大王北油田大37块位于车镇凹陷大王北洼陷,储层非均质性严重,目前已进入油田开采的中高含水期,含水上升快,如何有效地稳油控水开采成为该区的重要问题。本文针对大37块的含水上升特点,提出了以下几种策略:(1)加强注采管理;(2)完善注采井网;(3)补孔非主力层;(4)储层改造;(5)调节油井产液剖面和水井吸水剖面;(6)加大分注力度。

堵水在老油田今后稳油控水中的作用及目前存在的问题

目前的含水指标非常紧张,迫切需要加大稳油控水力度。本文首先通过对全厂新、老油田产液结构、自然递减进行分析对比,指出老油田稳油控水对全厂稳油控水起着决定性作用。然后通过一些成功堵水井的效果分析,展示了堵水在油田开发后期稳油控水中的决定性作用,明确了油田稳产潜力之所在。最后通过对堵水成功率低、堵水有效期短的原因分析,提出了一些加强堵水工作、提高堵水效果的建议。

曙古1灰岩潜山油藏“稳油控水”开发效果研究

曙古1灰岩潜山油藏为双重介质块装底水油藏于1979年投入开发，以2．0％的采油速度稳产6年零7个月，其间采取了早期注水，压锥，布钻调整井等措施，有效地延缓了油藏产量递减。1994年针对油井水普遍上升，油藏产量递减加快的矛盾，进行降压开采试验，含水由56．6％降至43．8％，阶段增油2．3562×10^4t,取得了较好的经济效益。