井下流量平衡器完井技术在疏松砂岩底水油藏水平井开发中的应用

针对南海珠江口盆地疏松砂岩底水油藏水平井开发中底水快速锥进问题,采用了新型完井工具,即井下流量平衡器(简称ICD)完井。阐述了ICD延缓底水锥进的原理以及应用中ICD下入长度、水平段分隔段数、ICD用量和开孔数等参数基本设计及其优化。XJG231油田应用效果表明,ICD完井可明显延缓底水锥进,挖潜效果明显,可为类似油田开发提供借鉴。

强底水砂岩油藏水平井含水上升模式及不同开发阶段下产水规律影响因素——以塔河油田九区为例

强底水砂岩油藏生产中后期,进入中高含水期,底水锥进现象突出,产量递减严重,需采取排水控锥等调流场措施维持正常的生产,明确油藏的含水上升规律的主控影响因素及含水上升模式能有效地指导调流场工艺措施的实施。基于塔河油田九区生产现状,对井区水平井产水情况进行了统计,总结了现阶段井区水平井含水上升模式图版;根据井区地质及工程特征,结合不同生产阶段条件下的含水上升规律模式,在时间与空间上定性分析了油藏含水上升规律的主控因素;结合灰色关联法及机器学习方法计算不同区域不同生产阶段各影响因素的关联度,在时间与空间上定量分析油藏含水上升规律的主控因素。结果表明:现阶段塔河油田九区水平井含水上升模式图版为:爬坡型、阶梯型、快速水淹型和开井水淹型四种。结合定性定量分析,生产初期含水上升规律的主控因素为:构造位置、避水高度水平井井段与古河道方向夹角;开采中期含水上升变化规律由层内夹层展布为主,储层非均质性为辅;后期流场调节主要受储层非均质性及夹层展布影响。为不同生产阶段条件下的提液控液及流场调节等工艺措施的实施提供一定的理论指导。

塔河油田强底水砂岩油藏CO_(2)/N_(2)驱提高采收率机理

塔河油田强底水砂岩油藏开发后期,受强非均质性和底水锥进影响,大部分水平井出现了点状水淹,导致低产低效井增多,油藏含水率不断上升,井间剩余油动用难,且该油藏具有高温、高盐特点,常规提高采收率技术难以取得较好的开发效果。因此,主要通过高温高压三维物理模型进行油藏的模拟,采用注CO_(2)/N_(2)(体积比为7∶3)混合气提高强底水砂岩油藏采收率。一方面,CO_(2)与原油易混相,能够大幅度地提高驱油效率;另一方面,N_(2)具有较好的压锥效果,在一定程度上抑制了强底水快速锥进,提高油藏的波及系数。这样使“驱油”与“压锥”进行有机结合,大大提高了油藏采收率。同时,对比不同注气方式、不同注气速度和不同注采部位等驱油条件,优选注气参数。实验结果表明:注入CO_(2)/N_(2)后地层原油体积膨胀了21%,黏度降低了24.9%;CO_(2)/N_(2)混合气与原油的最小混相压力为39.62 MPa;优选出了最佳的注入参数:注气速度为1 mL/min(提高采收率幅度为14.25%)、注气方式为水气交替注入(提高采收率幅度为15.8%)、注采部位为高注低采(提高采收率幅度为14.5%)。研究结果为塔河油田强底水砂岩油藏CO_(2)/N_(2)混合气驱先导试验提供可靠实验依据。

底水砂岩油藏CO_(2)驱效益分析与评价研究——以某油田采油厂为例

某油田底水砂岩油藏动用地质储量丰富。随着开发深入,井周潜力逐年减小,井周措施工作量和增油量逐年降低;井间潜力富集,但常规手段难以有效动用。近些年,采油厂结合开发实际对该油藏采取CO_(2)驱进行先导实验以提高采收率。该文首先对CO_(2)驱项目实施的背景进行了分析,描述了CO_(2)驱机理与经济效益评价分析方法;后通过案例详细对CO_(2)驱的选井原则、事前效益、事后效益效果进行分析评价,并提出了思考、认识与优化提升建议。

氮气泡沫在塔河强底水砂岩油藏的应用

塔河油田砂岩油藏具有强底水、埋藏深、温度高、矿化度高等特点,强底水是其主要特征之一。为了探索此类油藏治理方案,2014年在塔河油田二区东区块和塔河九区三叠系油藏进行了氮气泡沫吞吐、调驱技术的应用。氮气泡沫技术是通过向油井中注入氮气,同时注入泡沫剂,改善调剖、驱替能力,对边底水油藏压水锥、提高采收率。现场进行了TK907H、TK923H两口井的单井吞吐试验和TK202H井组调驱试验。试验结果表明:TK907H井组驱替效果优于单井吞吐效果,TK923H井单井吞吐效果不明显,这俩井组累计产生费用273.5万元,增油4942.7t,折算吨油成本553.3元/t;TK202H井组三轮次氮气泡沫驱替累计产生费用377.1万元,增油1132.6t,吨油成本3329.5元/t,氮气泡沫体系的适应性、有效期有待进一步提高。

塔河油田底水砂岩油藏水平井堵水提高采收率技术

塔河油田三叠系油藏为中孔、中—高渗底水块状断背斜型砂岩油藏,水油体积比达到100倍以上,底水能量充足。油田主要以水平井开发,由于受油藏非均质性影响,水平井在开发中表现为底水沿高渗段点状锥进水淹,导致大量剩余油无法采出。在水平段非均质特性和出水规律研究基础上,提出了提高采收率的技术思路:多次堵水,使油水界面均匀抬升到水平段,从而提高采收率。该技术在现场实践中取得较好的应用效果。

塔河强底水砂岩油藏注CO_(2)+N_(2)混合气提高采收率室内试验研究

塔河油田A区三叠系下油组油藏是典型的断块强底水砂岩油藏,具有底水能量强、高温高盐、水淹后治理难度大的特点,继续注水开发或化学驱开采效果不佳。针对这一问题,结合塔河强底水砂岩油藏的实际情况,开展了室内注CO_(2)+N_(2)混合气驱替抑制水锥以及混相作用的三维物理模型试验研究:先底水驱替至产液含水率为88%,再考察不同注气方式、不同注气速度、不同注采部位注CO_(2)+N_(2)混合气的增产效果及对采出程度的影响。研究结果表明,采用注CO_(2)+N_(2)混合气驱替原油可以有效提高原油的采收率,当产液含水率达到88%时,原油的采收率为32.8%;段塞体积比1∶1水气交替注入提高采收率为14.38%,比连续气驱提高采收率(13.37%)高1.01个百分点;注气速度为1、2、4mL/min的提高采收率依次为11.65%、15.28%、13.40%;顶部注气底部采油的提高采收率为15.54%,比底部注气顶部采油提高采收率(13.4%)高2.14个百分点。该研究为CO_(2)+N_(2)混合气驱替在油气开采中的实施和应用提供了可靠的试验依据。

底水砂岩油藏夹层及其对剩余油分布的影响研究——以塔河油田1区三叠系阿一段油藏为例

利用Petrel建模软件,对塔河油田1区三叠系阿一段油藏夹层进行了识别、对比,建立油藏地质模型并进行了数值模拟研究。研究表明,油藏夹层类型以泥质夹层和物性夹层为主,钙质夹层较少;纵向上从上到下夹层厚度变小,数量变少;夹层分布受水流、物源方向影响,长轴方向多为北东方向;油水界面附近的夹层是抑制油水界面抬升和控制剩余油分布的重要因素,而油水界面之下的夹层则不能控制油水界面抬升,与剩余油分布无关。

湖底扇沉积微相及其对底水砂岩油藏开发的影响——以塔河油田轮南地区三叠系中油组为例

针对湖底扇物源复杂、储层展布认识不清导致层间矛盾突出,结合岩心、钻测井、生产资料,对塔北轮南地区L区块三叠系中油组的湖底扇沉积微相和组合模式进行刻画。结果表明,研究区发育富砂型湖底扇,储层以含砾粗砂岩、中粗砂岩为主,物性好,结合古地貌和测井相建立了研究区湖底扇微相沉积模式。依据水平段测井和生产资料,探讨水平井五种沉积微相组合模式和直井三种微相组合模式,并针对组合模式分析剩余气分布建立相应的开发模式。

底水砂岩油藏水平井边部提液机理分析与实践塔河9区三叠系

塔河9区三叠系油藏分为中孔、中高渗底水块状断背斜型砂岩油藏,底水能量相对来说比较充足,而且塔河9区的油藏主要以水平井开发为主,但是由于油藏非均质性的影响使得水平井在石油开发中出现底水锥进和边水现象,使得边部油井受水淹情况严重,进而使塔河9区三叠系底水砂岩油藏水平井边部井存在大量的剩余油无法有效的被采集,而我国现阶段工业生产发展如此的之快,对石油能源得需求量如此大,再加上各大油田开采进入高含水阶段开采难度不断增加,石油的开采量也在不断减少,油井内有剩余石油不能被有效的采集,不能高效的利用地下的石油资源对于现阶段石油的开采情况来说是不允许的,所以通过对塔河9区三叠系底水砂岩油藏水平井边部提液机理的分析,而且还能在石油开采现场进行提液实践,来提高水平井边部井石油的开采效率,以增加石油的开采量。

透镜状薄层底水油藏水平井长度的研究及应用

针对水平井在特殊的透镜状薄层底水油藏实际运用中与油层条件的适应性问题十分突出,国内外研究报道很少等问题。以新疆准噶尔盆地陆梁地区白垩系呼图壁河组低幅度、中高渗、透镜状薄层砂岩底水油藏为研究对象,采用地质、钻井、油藏工程、数值模拟等多种方法,结合水平井实际开采效果,研究认识了透镜状薄层底水油藏水平井长度与井筒压力损失、油层适应性、油层钻遇率和开发效果等多种因素之间的关系,提出了透镜体薄层底水油藏水平井合理长度的技术范围及界限,理论与实际应用相结合,研究结果具有较好的可靠性和可应用性,为类似底水油藏水平井开采研究与应用提供了方法和重要的技术参考依据。

底水油藏特高含水期剩余油分布表征技术研究

XF油田位于渤海海域的西部,含油层系为明化镇组和馆陶组,油藏类型主要为巨厚砂岩块状底水油藏,油藏幅度较低,油田开发主要采用“少井高产”单砂体水平井布井、天然边底水驱的开发策略,是渤海海域底水油藏开发的典型代表。目前油田综合含水达93.9%,动用储量采出程度为14%,开发进入“双高”阶段,针对特高含水阶段含水上升速度快、水平井实施难度大、剩余油分布复杂等问题,通过组织地球物理、地质工程、油藏工程等多学科专业联合技术攻关,在多年开发实践的基础上,建立了一套河流相强边底水油藏水平井开发模式,在底水油藏开发策略、底水油藏剩余油描述、低油柱油藏水平井高效实施、水平井稳油控水等方面形成了一系列配套技术体系,指导了此类油田的高效开发,取得了一系列技术创新,对类似油田具有重要的借鉴意义。

HS乳状液在塔河一区底水砂岩水平井堵水应用

塔河油田一区三叠系底水砂岩油藏以水平井开发为主,底水能量充足,非均质性强,开发过程中底水沿高渗段脊进水淹,大量剩余油无法采出。针对塔河碎屑岩油藏高温、高盐、底水活跃、非均质性强等显著特点,开展水平井出水规律研究,并试验新型乳状液封堵出水孔道,进行稳油控水,该技术在现场实践中取得较好的应用效果。

用动态物理模拟实验研究夹层长度对底水锥进的影响

采用烧结的平面物理模型 ,实验模拟底水绕过上窜夹层的动态过程 .实验考察了不同夹层位置下夹层长度对水锥的影响规律 ,进而得到夹层相对长度对水突破时间及无水采出程度的影响曲线 .研究表明 ,当夹层位于原始油水界面时 ,较短的夹层对水锥无明显影响 ,只有夹层长度达到一定值后它对水锥的抑制作用才表现出来 ,且夹层越长抑制效果越好 ;当夹层位于原始油水界面以上时 ,夹层长度对水锥的影响就复杂一些 。

提高临二块馆二段油藏采收率的水平井技术研究

临盘油田临2块为典型的高含水、高采出程度油藏,剩余油主要分布在井间的“剩余油倒锥体”和构造高部位非注水主流线区域。本文详细分析了水平井在临2块馆二段原生底水油藏的适应性,提出了本区水平井设计原则和布井方式,部署实施了水平井14口。通过自1996年以来的水平井开发动态分析,证实了该油藏水平井开发效果明显优于直井,水平井日油能力和油藏采收率大幅提高,综合含水基本保持稳定,效果十分显著。

人工夹层的抑制水锥作用的研究

人工夹层在油田开发的堵水防水中具有重要作用。从研究底水突入油井的机理出发 ,分析了底水上窜绕过人工夹层的过程。讨论了K H Coat的底水流模型 ,对底水绕过夹层时的累计水侵量进行了计算 ,分析了夹层所在的位置、大小和厚度对底水锥进的影响。研究表明 :人工夹层处于油水界面之上对底水锥进能有效的抑制 ,使开采效果得到提高 ;夹层半径越大 ,水侵量的减小越多 ,夹层的有效作用时间越长 ;人工夹层的作用还同油层的非均质性和开采速度密切相关。

哈得A-39-2J注水井异常压降资料分析与应用

为评价哈得逊油田西南部超深底水砂岩油藏的注水侧向驱效果,实施了A-39-2J注水井的时间推移压降试井。因首次测试异常,关井后油压、套压不同步归零,压力导数曲线出现2次凹陷,无法区分和准确解释井筒续流效应及内区储层特征参数。通过对比发现,该井正注时套压异常高于油压,结合历次作业井史及井筒流体情况,通过精细计算发现,油套环空还残留有气体和低密度压井液,导致测试时井筒续流效应扩大,采取排放套管气、循环原压井液等措施恢复井筒测试条件,随后2次压降试井均成功,结果显示水驱前缘半径只扩大了2 m,表明仅有少量水注入目的层,未达到预期侧向驱效果。能谱水流测井显示为管外窜,生产动态资料显示井组油井受效差,均验证了时间推移压降试井的结论。该研究为该区注水侧向驱效果评价及下步油田开发方式的转变与调整提供了重要依据。

氮气泡沫在海上高含水油田选择性堵水中的应用

国外海上合作油田在合同期内都以最快的采油速度生产,以追求效益最大化为目的,破坏性开采在所难免,印尼W油田就是如此.该油田为砂岩边底水层状油藏,边底水能量充足,依靠天然能量开发,投产2 年后综合含水率高达70%.全油田共有采油井190 口,因水淹关井33 口,生产井的含水在97%-99% 之间,平台空间小,限制了一些成熟控水技术的应用.针对这些问题,经过多套技术优化研究,探索了一套适合特高含水开发油藏的氮气泡沫选择性控水技术.现场实施32 口井,成功率78.1%,累计增油116 513 m^3,其中具有正韵律特征的油藏井作业成功率高达88%.

塔河油田九区产水主控因素分区特征研究

塔河油田九区进入中、高含水期,底水锥进明显,含水上升快,产量递减严重,油田稳产的难度大,因此准确地把握油藏产水主控因素具有很重要的意义。此次研究是以地质资料为基础,用动态资料研究生产井的产水影响因素,总结出塔河油田九区的产水具有明显的分区特征,即中高构造位置和夹层发育区的油井无水采油期长,含水上升慢,而高渗段和裂缝发育区无水采油期短,含水上升速度快。