特高含水油藏开发后期剩余油精准挖潜技术

油藏进入特高含水期,剩余油储量及分布复杂,挖潜难度大。为改善水驱开发效果、提高采收率,本文以文中油田"老三块"为例,采用油水两相相对渗透率曲线法核算了剩余油储量,并在精细地质研究的基础上,结合测井二次解释结果和生产动态资料,以砂体储能系数、地层系数以及流动带指数等为指标,将油藏划分为一、二、三类。通过分析不同类型油藏的剩余油分布潜力,提出了不同类型油藏的剩余油挖潜方法。研究结果表明"老三块"油藏剩余油潜力较大,呈现出"普遍存在,局部富集"的基本特征,纵向上各小层剩余油分布差异大。利用该方法对文中油田"老三块"剩余油进行了挖潜,水驱效果大大提高,取得了较好的增产效果和经济效益。

文209块高含水后期井网重组研究及现场应用

文209块属于多层砂岩油藏,目前已进入高含水后期,随着井网多次调整,井网加密和细分的范围逐步缩小,层间非均质性对开发效果的影响显得尤为突出,采用传统井网调整技术,提高水驱采收率的效果变差,在油藏开发动态上表现为调整井效果明显变差,含水很高,单井产油量下降,另外措施效果也逐年变差,导致油田递减加大。为充分挖掘剩余油潜力,打破原有的井网界限,根据层间开发特征进行注采井网的重新匹配,并对不同的层位采用不同的开发对策,提高油藏的产能与采收率,并获得明显经济效益。

复合堵剂挤堵分注技术在复杂断块油田的应用

复杂断块油藏是我国一类重要的油藏类型,目前开发中主要问题是主力层采出程度较高,Ⅱ、Ⅲ类储层动用程度低,因此对注水井实施分层注水就显得尤为重要。本文以某中渗复杂断块为例,分析了研究区近年来水井分注效果,认为采用封隔器分注效果不理想,封隔器平均有效期只有135天,频繁换封不仅加大了生产成本还影响到了注水的效果。本文介绍了堵剂挤堵原理,给出了堵剂的技术指标,并进行了现场应用,结果达到了降水增油的效果,为解决研究区频繁换封问题提供了技术支撑。

降低特低渗透储层注水启动压力室内研究及现场应用

随着勘探开发技术的提高,特低渗透油藏投入开发的比例越来越大,但是开发过程中却碰到了越来越多的问题,例如,启动压力高,水井注不进水就是问题之一,针对这种情况,在室内进行了降低特低渗透储层注水启动压力实验,优选了表面活性剂体系并进行室内性能评价,最后,将体系进行现场应用。结果表明,X特低渗透油田Z储层启动压力梯度分布范围主要为0.0308～0.2215MPa/cm,优选出的助剂体系能大幅度降低油水界面张力,降低注水井注入压力40%～50%,现场应用有效率为75%,说明通过加入合适的助剂体系来降低特低渗透储层注水启动压力是可行的。

深层稠油开采技术的应用

稠油开采的关键是降粘、降摩阻、改善流变性。针对中原油田文16块S3中7油藏深层稠油高粘、高盐、高凝的特点,从套管掺稀降粘、双通空心杆循环加热、地面伴生气加热等方面进行了集成技术的应用和完善,有效地解决了深层稠油开采难的问题,取得好的开采效益。

高压低渗油藏提高水驱动用程度技术研究及应用

针对文东高压低渗油藏注水开发中层间矛盾突出,水驱动用程度差异大、构造复杂,局部区域注采井网不完善、井况损坏严重,储量控制程度不断降低、二三类储层动用程度低的问题,采用油藏工程方法与数值模拟技术相结合对剩余油分布进行精细刻画,明确了剩余油的分布特征。研究结果表明文东高压低渗油藏剩余油潜力较大,剩余油主要为断层遮挡、层间干扰、注采不完善三种类型,但不同区块剩余油类型有所不同。根据剩余油研究成果,在矿场实践过程中利用各种精细工艺配套技术,并结合精细注采管理,实施了各类注采调整挖潜措施,提高了文东高压低渗油藏水驱动用程度。

整体调驱稳产技术在中原油田文十西块的应用

文10西块属中渗复杂断块油藏,目前已经进入特高含水开发阶段,含水高达96.6%,地质采出程度达到42.8%。针对文10西块含水逐年上升,递减进一步加大的开发形势,结合油藏特点,优选区块内储层发育好且与油井连通性较好的水井,同时筛选出适合区块的调驱剂进行整体调驱。整体调驱实施后,区块产油量保持稳定,综合含水与上年相比从96.6%下降到96.3%,含水上升速度得到控制,达到了控水稳油的目的,使得区块开发形势好转。

完善测井解释模板提高储层认识

利用岩心分析资料重新建立文10块沙三中4测井解释图版,从纵向和横向对文10块沙三中4储层深入剖析,认为具备储油条件。研究结果表明:沙三中4储层孔隙度最大值为19.99%,最小值为13.14%,平均值为16.09%;渗透率最大值为23.56×10-3μm2,最小值为3.12×10-3μm2,平均渗透率为11.07×10-3μm2,含油饱和度最大值为68.19%,最小值为24.2%,平均含油饱和度为51.94%。圈定含油面积0.74km2,容积法计算地质储量为23.56×104t,可采储量为10.83×104t。物性相对好的区域位于北部构造高部位,由北向南,逐渐变差。

文中油田文15块分类储量挖潜研究

处于特高含水开发后期的中高渗油藏通过油藏工程的方法,对其分类储量进行定量研究,找出剩余油的分布规律,提出重返主力层、细分调整二三类层、对薄差层中的水淹层、油水同层和干层重新认识挖潜、强化复杂带高效调整和注采完善,在东块北部进行扩边。这四种挖潜方案,取得较好的开发效果。

基于多点地质统计算法的多重网格研究

多点地质统计学相比于传统的地质统计学具有明显的优势,能够描述几何形状较复杂的河道砂体等的连续性和变异性。介绍了多点统计算法的基本原理及具体执行步骤,阐述了多重网格思想,并对多重网格数及其对模拟结果的影响进行了研究。

特低渗透油田注水井储层伤害因素分析

随着勘探开发技术的提高,特低渗透油藏投入开发的比例越来越大,但是开发过程中却碰到了越来越多的问题,例如,储层易受伤害,注入压力不断升高,水井注不进水就是问题之一,针对这种情况,以X特低渗透油田Z储层为例,通过室内实验确定了注水过程中导致储层伤害主要有以下几种类型:①注入水中的机械杂质形成的堵塞;②注入水与储层岩石的不伍性;③注入水与储层流体的不配伍;④注入水中各种细菌对储层伤害。

浅谈流固渗流理论在油气发中的应用

随着现代石油工业的不断发展,需要解决的石油工程问题越来越复杂,也逐渐增多,技术人员越来越重视流固耦合问题的研究。在油气开发领域内,流固耦合理论主要运用来解决套管损坏、井壁稳定性分析、提高采收率、防止储层破坏、压裂优化技术、储层变形和孔隙坍塌等一系列问题,具有重要研究意义。

MM区块油藏三维地质建模

地质模型指的是能定量的表示地层地质特征以及油藏参数三维空间分布情况的数据体。这个数据体不仅要求要忠实于有井控点的实际数据,而且还要对井间的数据作一定精度的插值。最终得到能尽量准确的反映地下储层物性特征以及沉积特征的模型,为我们后面进行认识和开发油气藏打下基础。

普通稠油注水开发井网井距数值模拟论证

A区域储层基本呈南北向席状分布,试井解释也得到同样认识,而且砂体分布均匀,物性好、含油面积小。所以在方案设计中正方形井网,南北向排距等于东西向井距。井网形式应依据砂体展布情况决定,井距根据单井控制储量、稳产时间等开发指标来确定。

侏罗系延安组底水油帽油藏控水压裂技术研究

本文在认识侏罗系延安组底水油帽油藏储层地质特征和工艺特点的基础上,介绍了控水压裂技术的基本原理,深入研究了该项技术成功的关键和影响因素,并结合实际应用情况进行了分析与总结。

西峰长8储层特征研究及敏感性分析

西峰长8油藏受岩性变化的影响比较大,定义其为岩性油藏,主力油层深度在1700~2220m之间,砂体的厚度在10~30m之间,储层的平均有效厚度为12.3m,属特低产、低渗、特低采油指数、特低丰度、中深层的大型岩性致密油藏。由于堵塞作用容易在储层内形成,所以从投入以来至今,加之开发程度的不断深入,有些注水井的注水压力呈现出上升的趋势,个别井口由于高压的影响注水难度加大或注不进水,从而出现对应的油井产液量出现下降。

张渠区块见水规律研究

张渠作业区位于安塞油田的三角洲上,下倾方向为延长组,钻遇的地层自上而下分别为第四系、第三系、白至系、侏罗系,其中侏罗系包括安定组、直罗组、延安组、富县组,三叠系包括延长组。长2层构造比较弱,发育的三级构造—鼻状隆起,该油层含油性比较差,主要特点是低渗透,储层主要以原始粒间孔隙为主,浊沸石溶孔则由东向西减少,然后消失。张渠油区长2油层组自正式投入开发以来,距今只有短短的10年的开发历程。先后经历了天然能量的开发、边缘注水的开发以及边内注水开发、边部注水加内部点状注水开发等四个阶段。

MM油藏单井产能预测方法及其评价

产能是未动用储量评价的核心,产能预测是编制油田开发规划部署、进行开发方案设计、开发动态分析、油井配产及开发方案调整的重要内容。准确预测单井产能是合理开发油藏的重要决策性因素。本文以MM油藏为例,根据三叠系油藏开发井在油层改造方式和规模相近的情况下,采用5种方法对产能进行分析和预测,然后将这5种方法的预测结果进行对比分析、筛出,最后得出MM油藏的产能预测值。