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,解决多层系多井网条件下的开发矛盾。

脉冲试井在油田开发中的应用

简述了脉冲试井的基本原理和资料录取过程,通过实测资料给出了脉冲试井在判断油水井连通、压力传导方向、断层性质、渗透率分布状况等方面的应用,为油田的进一步开发提供了更为可靠的理论依据。

特高含水期层状砂岩油田周期注采的实践与认识

针对萨北开发区油层沉积特点及特高含水期剩余油分布特点,以水动力学原理为指导,对以往周期注水的效果进行分析,在已有的实践经验基础上,结合数值模拟研究,优化周期注水方式及各项参数,引入了油井间歇采油改变液流方向改善开发效果的做法,在实践中取得了较好的效果。

高含水后期保持和提高油井压裂效果的途径

保持油井压裂效果不降,是大庆喇、萨、杏油田“八五”期间“3、6、9、10”工程主要目标之一。几年来,油田已在大量油藏研究和工艺实践的基础上,逐步形成一套包括井层确定、压前培养、时机选择、工艺优选、压后配套措施及注水保护等在内的保持和提高油井压裂效果的方法。本文试图以高含水后期开采的喇嘛甸油田为例作一介绍,以供借鉴。

萨北开发区特高含水期油田开发的实践与认识

针对萨北开发区特高含水期存在的主要矛盾,系统总结了“十五”期间油田开发调整所做的主要工作及效果:扩展采用新型适用技术,剩余油描述技术形成系列;水驱开发调整技术取得新突破,水驱指标得到进一步控制;聚驱综合调整技术不断完善,聚驱采收率进一步提高;先导性试验取得新进展,开发技术储备有新突破。并提出了“十一五”及以后油田开发的主要攻关方向,对萨北开发区可持续发展具有重要的指导意义。

龙虎泡油田的稳产实践

龙虎泡油田位于松辽盆地中央坳陷区齐家—古龙凹陷西侧,是一个轴向近于南北向的短轴背斜三级构造。主要储集层为一套浅湖—三角洲相沉积,砂体薄而分散,连续性差,泥钙质含量高,非均质性严重,储层物性差。平均空气渗透率87×10_(-3)μm^2,有效渗透率19×10^(-3)

应用水力探测方法确定储层大孔道及剩余油分布状况的研究——北2-20-P60井组典型实例解剖

以大庆油田萨北开发区北2-20-P60井组为实例,解剖分析了该井组4口井水力探测曲线的形态、大孔道识别结果和剩余油分布状况。通过对该井组精细地质研究及井组注水开采动态变化的对比分析,认为该方法对于加深层状砂岩油田地质认识、研究储层大孔道和剩余油分布状况以及探索治理挖潜的有效途径具有实用价值。预计扩大应用范围后,将对高含水后期控制注入水的低效和无效循环,降低开采成本,改善开发效果产生积极影响。

聚能等流度高效驱油新方法研究

对于非均质多油层油藏，现有开采理论和技术难以大幅度挖掘难采及滞留的剩余油，提出了同步聚能等流度调控大幅度提高采收率的新方法和驱油机理。通过等流度设计，实现了非均质层内的分流、聚能、聚流过程，达到大幅度驱油节能、节约注入水、减少注剂、降低投资、高效挖掘难采剩余油及大幅度提高采收率和开采效益的目的。数值模拟研究和对岩心渗透率为0.1-3.0μm^2的非均质油层室内实验表明，水驱后聚能等流度驱油均获得较好效果，大幅度减少了注剂量、提高了驱油效率和采收率（60％-80％）。现场试验分析表明，该方法能大幅度提高采收率。

大庆油田聚合物驱后微生物调剖先导性现场试验研究

针对大庆油田聚合物驱后进一步提高原油采收率的问题,从大庆油田聚合物工业化区块采出液中分离、筛选出DT-1和DT- 2两株微生物调剖菌。菌种性能评价结果表明,所筛选的两种调剖菌不仅能够在聚合物驱后的油藏条件下有效地生长繁殖,而且与地层本源菌有很好的兼容性。物理模拟岩心实验结果表明,调剖菌对聚合物驱后的油层有很好的封堵调剖作用,封堵率可以达到70%以上;聚合物驱后利用微生物调剖,原油采收率可进一步提高3.9%(OOIP)。现场试验证明,聚合物驱后实施微生物调剖,能够有效改善注水剖面,增加吸水层位和吸水厚度,采油井见到明显降水增油效果,为聚合物驱后进一步提高采收率探索了一条有效的途径。

从泡沫复合驱先导性矿场试验中取得的认识

通过对泡沫复合驱油试验的效果及动态反映特征的描述和分析 ,对复合体系的发泡能力、发泡效果做了初步评价 ,并探索泡沫复合驱油的注入及采出工艺 ,同时对泡沫驱油效果的影响因素做了深入的分析 。

精细地质研究成果在油田特高含水期综合调整中的应用

利用密井网资料,可以准确揭示单砂体的分布形态和接触关系,使砂体的空间展布更为清楚,应用精细地质研究成果,使措施井及措施层位的优选更有针对性,有效改善了措施效果,在以单砂体为单元的注采关系调整中得到了广泛应用。对控制高含水期油田含水上升速度,提高采收率发挥了重要作用。

聚合物驱不同阶段效果评价方法探讨

在目前聚合物驱系统评价方法的基础上 ,结合萨北开发区聚合物驱开采实际情况 ,进一步提出了评价不同阶段聚合物驱开发效果的方法。该方法以精细地质研究为基础 ,用动态变化的观点来分析判定井组受效情况 ,并结合区块沉积特征、水淹状况、井网及单砂体完善程度 ,对全区见效情况给予客观的评价。运用该方法对实际注聚合物区块进行评价 ,确定不同阶段的综合调整重点 。

深化油田地质和配套方法研究,发展勘探开发一体化

2002年以前,大庆油田勘探开发由于受所处阶段的限制,以及在地质研究、地震资料应用和人才队伍建设等工作衔接上存在问题,储量动用率较低,为此实行了勘探开发一体化。经过几年的努力,迎来了大庆油田探明储量的第3个高峰,积极探索有效开发途经,储量动用率有了很大提高,保证了外围油田有效快速上产,实现了勘探开发的和谐发展。

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。

注水井层间无干扰测试技术探讨

地层压力是油田开发过程中的重要开发指标之一,它反映了油田不同开发阶段的生产能力,是确定油田开发调整措施的重要依据。随着油田开发的不断深入,开发调整对象逐渐转为差油层和表外储层,层间差异逐渐增大,给注水井分层压力、分层注水量的测量带来了很大难度。注水井层间无干扰测试技术是集双压力探头压力计、自缩式测试密封段、径向磁感应流量计为一体的桥式偏心分层压力测试新技术。该技术可以使注入井在层间无干扰的情况下实现准确监测分层压力和分层注水量,确定油管内压力与温度的变化,判断油层吸水能力,对搞好油田开发调整具有重要意义。

对萨北开发区稳产潜力的分析

针对基础井网、一次加密井、二次加密井含水差异小 ,动用状况差异大的分层系开采现状 ,分析了剩余油存在类型 ,提出了细分注水、深度及浅调剖、注采系统调整、优化油井压裂、改善堵水效果等利用现井网对油水井进行针对性调整 ,提高现阶段可采储量动用程度 ,以及三次加密和三次采油可作为“十五“期间新增可采储量的潜力 ,并预测了萨北开发区“十五“期间产量规模。

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。

萨北储层微观孔隙结构随机重建及评价

对萨北开发区高含水期砂岩油层的微观孔隙进行了研究,从岩芯切片入手,采用多向扫描、二维图像统计分析、随机模拟等多项技术,重建萨北开发区油层孔隙网络模型,再现油层微观几何特征,实现了定量计算储层岩石的宏观物性参数以及正确评价储层传导流体的能力,为开发区进一步挖潜(三次采油)提供了技术支持。

高含水中后期油田稳产途径的实践与认识

大庆油田进入高含水中后期开采,弥补产量递减保持稳产难度变大,需要进行储量结构、产液结构和注采结构的调整。为摸索经验,1991年开辟了九个“稳油控水示范区”取得了明显的开发调整效果。

高含水中后期砂岩油田的强化注水

本文总结了砂岩油田高含水中后期采液、吸水指数及压力系统的变化规律,对合理的注采井数比和注采比等问题进行了研究讨论,并介绍了大庆喇萨杏油田全面转抽以来强化注水的做法。