老新油田老二区储层伤害因素分析及防治措施

江汉油田老新油田老二区在注水开发过程中出现油井低液低产、注水井吸水能力下降,地层能量严重不足,水驱开发效果变差等问题。从注入水的配伍性、储层敏感性、注水水质等方面分析了老二区储层伤害的潜在因素,认为老二区储层伤害的主因素为储层水敏、结垢及注入水水质不达标,并针对伤害因素提出了相应的防治措施,实施效果明显。

老新油田新沟嘴组储层微观特征与驱油效率

运用岩石薄片、铸体薄片、物性、扫描电镜和压汞等资料,对老新油田新沟嘴组的储层特征和微观结构进行了综合研究,认识到储层孔喉分布和孔隙结构的非均质性是影响水驱油效率的主要因素。

老新油田低渗透油藏有效厚度物性下限标准研究

为了确定老新油田有效厚度物性下限,准确识别有效储层段,提高油层解释精度。根据岩心资料统计,老新油田平均孔隙度11.8%,平均渗透率10.5mD,属于低孔、低渗砂岩储层。采用测试法、岩心含油产状法、束缚水饱和度法、饱和度中值压力法、饱和度中值半径法5种方法,确定老新油田物性下限为孔隙度9.5%,渗透率2mD。研究结果为地质储量计算提供有力依据,并为后期开发评价提供了重要的参考价值。

老新油田降压增注技术的应用

老新油田新沟嘴组下段属于低渗透储层,生产中注水压力高,严重影响了油水井的正常生产,主要原因:水质不合格,所含机械杂质堵塞地层;水与地层水不配伍,产生沉淀和结垢。通过室内试验优选组合酸,运用降压增注工艺技术,较好地解决了注水压力高的难题。

提高老新油田泵效研究

泵效是衡量抽油机工作效率及管理水平的重要指标。老新油田为低渗低产油藏,随着油田进入后期开发,抽油泵的泵效在逐年下降,针对这个问题,本文旨在通过理论分析影响抽油泵泵效的因素,结合现场实践,提出老新油田提高泵效的有效措施。

老新油田高含水后期开发调整

新沟嘴组低渗透油藏动用地质储量占江汉采油厂总动用地质储量的12.4%,产量仅占全厂总产量的5.4%,采收率低。新沟嘴组低渗透油藏开发主要面临高注采比与低液低产矛盾和砂体展布变化大、油井产能差异大两大难题。从油藏精细描述、油藏动态分析及潜力分析三个方面开展改善井区开发效果研究,并将相应对策应用于老二区,使得老二区原油产量从11t/d上升至31t/d,采油速度从0.27%上升至0.84%,水驱开发效果改善明显。

岩石颗粒非均质性对水驱开发效果的影响

通过薄片及压汞资料分析,提出岩石颗粒非均质性定量表征参数,明确岩石颗粒非均质性与储层微观孔喉非均质性的对应关系。基于研制的可视化非均质填砂模型和非均质岩心模型开展水驱油实验,结合薄片、压汞测试和实际油井产能分析,讨论岩石颗粒非均质性对水驱开发效果的影响。结果表明:岩石颗粒非均质系数与微观孔喉非均质性具有很好的正相关关系,可以较好地反映储层微观非均质程度;岩石颗粒非均质性与平均孔喉半径、退汞效率呈负相关性,残余油易富集在小粒径岩石颗粒骨架内的孔喉空间,影响整体水驱开发效果;颗粒非均质性是影响油井初期产能的因素之一,所选样品中颗粒非均质系数超过0.6时,油井初期产能明显降低。研究结果可为油井初期产能预测及改善开发效果提供一定的参考。

老油田新生——江汉油田技术攻关提升采收率侧记

截至7月21日,老新油田从2018年初的日产油21吨提高到目前的88吨,日产油水平与采油速度提升了4倍,撬起了江汉油田增储上产的杠杆。老油田焕发出新活力,为江汉油田增储上产找到了新阵地。这是油田开展新沟嘴组油藏提高采收率技术攻关取得的成果。新认识带来新思路江汉油田新沟嘴组油藏,目前已探明地质储量4000多万吨,油藏资源量大,勘探发现和开发提高采收率潜力大,前景广阔。