渤海河流相Q油田提液挖潜规律分析

以渤海Q油田为例,针对渤海河流相油藏改善提液措施效果,统计Q油田近5年油井的提液措施效果。从静态、动态两方面分析油井提液的敏感性,总结油井提液措施效果在动态参数及静态参数上的变化规律,分析切实有效的提液时机与提液规模。结合油井措施效果,建立渤海河流相水驱油藏油井提液挖潜分类表。研究结果表明,渤海河流相油藏处于Ⅰ类提液阶段(2.0万mD⋅m<地层系数≤4.0万mD⋅m、0<流动系数≤300 mD⋅m/(mPa⋅s)、2.5万m^(3)<提液前累计产油量≤5.0万m^(3)、0<提液前累计产液量≤30万m^(3)、65%≤提液前含水率<80%)的油井,提液后日增油量大于30.0 m^(3);处于Ⅱ类提液阶段的油井,提液后日增油量在15.0~30.0 m^(3);处于Ⅲ类提液阶段的油井,提液后日增油量小于15.0 m^(3)。该提液高效挖潜时机表在渤海Q油田南区得到了验证,具有很好的实际应用参考价值,可为海上河流相水驱油藏高效开发提供依据。

渤海Q油田特高含水期自然递减率与提液效果影响因素分析

渤海Q油田目前处于特高含水期,提液生产是油田增产挖潜的主要措施手段。通过对油田产量自然递减率定义及理论公式变形推导,明确油田递减率主要影响因素。基于油田生产实际,进行不同水驱类型油藏在扩容后提液、未提液及不同提液幅度下的油井含水上升幅度统计分析,确定渤海Q油田不同水驱类型及提液幅度下含水上升及产量递减影响因素,以此为指导开展扩容后提液井优选,取得良好增产效果。通过对比近年油田实际生产和自然递减率变化情况,预测了油田后期自然递减率变化,提高了油田配产的科学性与合理性。

低幅底水稠油油藏水平井含水率上升规律

为确定低幅底水稠油油藏水平井的含水率上升规律,综合考虑动、静态参数,采用数值模拟、水驱特征曲线和生产动态分析相结合的方法,总结不同参数对底水油藏水平井含水率上升规律的影响顺序,获得与各参数相关的线性回归方程,构建水平井含水率上升规律图版。通过与渤海海域中部Q油田水平井生产动态资料对比,该方法预测精度较高,能够为水平井生产制度的调整以及水平井的初期配产提供理论依据。

海上疏松砂岩油藏高含水期水驱开发规律研究

海上稠油油田开发中后期主要采用强注强采开发方式,在这种大液量冲刷下储层微观孔隙结构及水驱油效率发生变化,给油田高含水期的水驱开发规律认识带来了难度。通过物理模拟实验方法,研究了储层在长期注水冲刷过程中的各特征参数变化规律。结果表明,对于高孔高渗储层经过长期注水冲刷后,孔隙度变化不明显,渗透率明显增大,易形成无效循环通道;孔隙微观变化特征明显,出现孔喉半径增大、渗流能力增强的变化规律;随着驱替倍数增加,等渗点右移,残余油饱和度下降,驱油效率提高近10%。研究成果验证了海上陆相疏松砂岩油藏特高含水期产液量2000 m3/d的先导试验,为海上油田高含水期开发策略的制定提供了理论支持。

海上低幅边底水稠油油藏氮气泡沫调驱技术应用效果评价

由于秦皇岛32-6油田储层非均质性强,油水流度比大,注入水受韵律性的影响沿高渗透大孔道发生窜流,造成油田含水上升快、产量递减大、层间矛盾突出、水驱采收率低。针对上述注水开发存在的问题,开展了氮气泡沫调驱技术室内研究和矿场先导试验。室内试验研究表明,氮气泡沫调驱具有优先封堵高渗层,启动低渗层性能,使注入水由“两极分化驱替”转为“均匀驱替”;同时可在水驱采收的基础上提高采收率24.8%;氮气泡沫调驱技术取得了明显的控水增油效果,井组综合含水下降了5%,累计增油4.5×10^4 m^3。氮气泡沫调驱技术先导试验的成功应用为该项技术推广、应用提供了宝贵的矿场经验,对海上稠油油田的控水稳油工作的深入开展具有重要意义。

无夹层底水油藏注水开发图版建立与应用

针对无夹层底水油藏能否通过注水实现驱油的问题,基于渗流力学基本公式,考虑注入水到达底水所需的最长时间和最短时间,得到注入水实现驱油或者保压的理论公式,建立无夹层底水油藏注水开发的理论图版。研究结果表明:无夹层底水油藏注水开发要实现注水驱油,必须增大注采比、缩小注采井距。以渤海Q油田西区无夹层底水油藏为例,实际生产数据验证了该理论图版的可靠性。该研究成果对无夹层底水油藏的注水开发具有重要意义,为该类油藏合理注采比及注采井距的确定指明了方向。

渤海底水油藏水平井合理生产能力研究

针对底水油藏水平井计算产能与实际产能差异较大这个问题,以渗流特征为基础,应用物理模拟方法重新研究了水平井在地层中的渗流状况,提出了新的水平井泄油区域。利用等值渗流阻力原理推导了底水油藏水平井产能公式,确定了底水油藏水平井距顶高度对产能的影响。应用新公式对渤海Q油田新投产的水平井进行验证。新公式根据油田实际参数计算的生产压差与现场测试结果较为接近,其结果符合度较高,平均误差小于10%。因此,认为所推公式可靠,具有较强的适用性。根据新公式计算的水平井产能较为合理,为油田水平井产能预测及合理配产提供了理论支撑。

储层物性时变的稠油底水油藏定向井水锥变化

针对现有稠油底水油藏定向井水锥变化公式未考虑由于长期大液量冲刷引起的储层物性变化,导致水驱波及体积偏大,剩余油认识偏悲观等问题,为了更准确地描述高含水阶段定向井水锥变化规律,以及井间剩余油分布规律,综合考虑了长期大液量冲刷下储层物性的变化规律,并运用等值渗流阻力对水锥体内外储层渗透率进行等效表征,推导了考虑物性时变性的稠油底水油藏数值变化关系式。实例分析发现,储层物性时变性对水锥的影响十分显著,相同水锥宽度下,较不考虑物性时变的水锥公式所计算的水锥高度降低了46.3%,与实钻过路井测井解释结果对比,相对误差仅为5.3%。矿场先导试验证实了考虑物性时变性的底水油藏定向井水锥变化公式的可靠性,为准确描述长期大液量冲刷下稠油底水油藏高含水阶段水锥变化及剩余油分布规律提供了技术支持。

秦皇岛32–6油田稠油油藏弱凝胶调驱技术研究及应用

秦皇岛32-6疏松砂岩稠油油田长期高强度注采开发后,受储层强非均质性及水油流度比大等因素影响,注入水水窜严重,水驱效果逐渐变差,迫切需要开展注水井调驱技术研究.针对油田开发实际需求,利用物理模拟实验方法,进行了聚合物弱凝胶调驱技术的室内研究及方案优化,结果表明,聚合物浓度愈高、聚Cr3+质量比愈小,凝胶体系的阻力系数和残余阻力系数愈大,则封堵及液流转向能力愈强,扩大水驱波及体积、提高水驱采收率效果越显著.现场实施过程中采用“前置段塞+主段塞+保护段塞”逐级组合的调驱方案,聚合物浓度分别为2 000,3 600,4 200 mg/L,聚Cr3+质量比为180∶1,注入段塞0.08 PV,先导试验D10井组累计增油2.4×104 m3,含水率下降6%,取得了明显的增油效果及经济效益.

渤海油田低-特低渗储层注水井堵塞规律实验研究

针对渤海油田注水井压力上升快、堵塞频繁等问题,通过对注入水水质分析及固相颗粒粒径分析,并结合物模实验详细研究了低渗储层注水井堵塞因素和规律。实验结果表明,注入水中固相颗粒(平均粒径大于2μm)是造成储层堵塞的主要原因;低渗、特低渗透储层岩心的渗透率随着注入量的增加及固相颗粒的含量和平均粒径增大而不断减小,伤害程度不断增大;固相颗粒对特低渗透岩心的伤害程度大于低渗透岩心。

海上Q油田低产低效井成因及治理技术研究

油田开发过程中存在低产低效井,其治理的好坏直接影响油田的经济效益。根据Q油田低产低效形成原因,将低产低效井分为地质低效、油藏低效和工艺低效三类,并针对每一类低产低效井形成原因,制定出相应的治理措施,包括地质油藏做精做细,逐层挖潜,剩余油精细研究;完善注采井网,优化注水系统;优化工作制度等措施。现场应用结果表明,Q油田2017年完成低产低效井治理43口,日产量增加1 032.9 m^3,为油田的可持续发展提供了一定保障。

渤海Q油田油井出砂的原因分析及开发对策

基于渤海Q油田的地质油藏特征,及60多口出砂井的生产数据,从地质及开采两大方面动静结合分析了油井出砂量与孔隙度、泥质含量、渗透率;原油黏度、原油密度;生产压差、采油速度、含水率及增产措施之间的关系,明确了这些因素之间的内在联系,确定了油层控制出砂的参数有利值,并以此优化油井工作制度,取得良好的增油效果;根据油井出砂量的变化情况及出砂后的生产动态响应,将Q油田出砂井总结为三种出砂类型,针对每一种类型提出相应的生产制度及后期开发对策,以降低出砂对油田生产的影响。

渤海Q油田复杂底水油藏高含水期精细注水研究

渤海Q油田西区是典型曲流河沉积储层的稠油底水油藏,目前处于高含水开发阶段。为提高高含水期底水油藏注水效益,针对区块局部夹层发育特征,将目前注采井网抽象分为无夹层、半封闭夹层和封闭夹层三种模式,利用油藏数值模拟和正交设计法对三种模式下的最优注水方式及注采比进行了研究。研究结果表明,基于夹层分布状态实施层内分段注水,不仅可以维持地层压力,还可起到较好的驱油效果。研究成果应用于渤海Q油田西区后,油藏地层压力稳中有升、自然递减率明显降低,分注注采井组产油量上升,改善了西区的开发效果。

渤海Q油田提液井生产规律分析

为改善渤海Q油田提液生产效果,对油田实施大泵提液井生产动态参数进行分析,总结出油井提液前后含水率变化、后期递减率变化和含水上升速度与含水阶段、能量补充类型、储层厚度和提液幅度有一定的相关性。据此确定Q油田提液井筛选及优化方向为:优选能量补充类型为底水油藏、储层厚度超10 m、含水率达到95%的井实施提液。从理论上对提液井生产的合理性进行分析探讨,并对两口井的提液情况进行了验证,为油田下一步提液井筛选、提液时机优化等提供指导。

渤海Q油田稳油控水工艺效果分析与探讨

底水脊进是水平井生产过程中面临的最大问题,严重制约着海上油田的高效开发。针对该问题,介绍了当今国内外现有的多种水平井控水技术,如井筒流入控制技术、中心管控制技术、化学堵水技术和油水分采技术等。并结合目前渤海Q油田的实际生产情况,分析了近几年来油田范围内各类水平井控水技术的应用效果,讨论了海上油田水平井稳油控水工艺几个关键问题,并指出智能化控水技术将成为今后水平井控水的发展趋势。

海上油田电泵机组打捞技术探讨

海上油田因地质和地理条件限制,常采用电泵机组生产管柱进行开采,也是目前应用最广泛、产油量最高、最稳定的开采措施之一。随着石油开采的稳步推进,电潜泵断裂落井事件明显增加,断裂后导致井下事故,复杂情况也随之增多,为油水井的生产造成严重影响。电泵断裂落井后会造成起管柱时遇卡、井架负荷增大、井下复杂情况等,为油田正常开采造成一定的损失。本文将分析电泵落井情况并结合一些成功打捞案例,对海上油田电泵机组断裂打捞进行探讨分析,为今后的类似打捞作业提供依据和借鉴。

片片枫叶情

这是一年里最让人心动、怀念的季节。 放眼望去，昔日苍翠欲滴的松柏已不再是麓山的主角，取而代之的则是艳红似火．绚丽夺目的红枫。也正是因为她的存在，原本满目萧然的秋天多了一丝生命的气息。

渤海Q油田微球调驱井组优选及效果认识

渤海Q油田储层属于高孔高渗储层,具有非均质性强、油稠以及正韵律沉积的特点。经过多年开发,底部水淹严重,易形成底部大孔道渗流层。为了改善油田开发效果,控制含水增长,分析了Q油田高渗稠油油藏的动态特征及成因,采用敏感性分析方法量化注水压力指数(PI值)在该类油田调剖选井中关键参数适用性,并优选出C05井组进行调驱堵水作业。针对C05井组目前存在的状况,从油藏动态出发、对该井组采用3种不同类型的微球颗粒调驱,封堵大孔道。作业后注水井PI值与充满度指数(FD值)大幅提高,周边油井降水增油,取得良好调驱增油效果。

渤海P油田油水井环空压力管理实践

本文以渤海P油田为例,介绍了油水井环空以及环空屏障的组成部分,计算环空最大允许井口操作压力,以此压力为基础进行压力监测,并根据压力泄放情况进行危险等级评判,形成了一套环空压力管理制度,取得了良好的现场实践效果,为海上油水井环空压力现场管理提供经验,指导了现场生产实践。