Study on Injection-Production System Adjustment of Fault Block Reservoir Based on Equilibrium Displacement

This paper proposed a method of injection-production system adjustment to solve the problem that the water flooding effect was restricted because of the horizontal and vertical contradictions during the development process of fault block reservoirs. Considering the heterogeneity of reservoir, the Buckley-Leverett water flooding theory was applied to establish the relationship between the recovery and cumulative water injection. In order to achieve the goal of vertically balanced recovery of each section, the calculation method of vertical sectional injection allocation was proposed. The planar triangular seepage unit was assumed and sweep coefficients of different oil-water distribution patterns were characterized using multi-flow tube method. In order to balance and maximize the plane sweep coefficient, the calculation method of plane production system optimization was obtained. Then the injection-production system stereoscopic adjustment method based on equilibrium displacement was proposed with vertical sectional injection allocation and plane production system optimization. This method was applied to injection and production adjustment of BZ oilfield in southern Bohai. The effect of water control and oil increase was obvious. This method can greatly improve the effect of water flooding of offshore fault block reservoirs with the adjustment of injection-production system.

大庆油田调整井固井技术研究

大庆油田经过多年的调整开发,受地层非均质性、井网加密、动态注采开发等影响,已改变了原始井下环境。针对大庆油田异常高压层油水侵、高渗低压层界面胶结质量差两方面难题,以“地质先行,一井一策”为指导思想,开展了钻井地质、水泥浆体系、固井工具等技术攻关,形成注水开采油田调整井固井配套技术。现场应用取得了良好效果,为大庆油田原油产能建设提供井筒保障。

五里湾X1油藏如何提高采收率

靖安油田五里湾油藏以开发三叠系X1油藏为主,储层为湖成三角洲沉积,属于低渗透油藏,油藏平面、剖面非均质性较强。开发以注水为主,X1油藏目前综合含水率72.5%、采出程度25.4%,处于双高开发阶段,随着注入、采出程度的增大,油藏的平面单向突进、剖面上层内、层间矛盾日益突出,水驱油效率逐渐下降,从而影响着油田的稳产和开发效果,如何提高最终采收率是油藏开发永恒的主体。本文重点总结了X1油藏实施空泡驱、微球驱、注采井网调整、不稳定注水、精准堵水等措施后提高最终采收率,为后期整个X1油藏提高采收率提供方向。

鄂尔多斯盆地超低渗油藏注采调整技术

超低渗油藏储层物性差、非均质性强、注采比高、地层压力保持水平低,部分油藏驱替方案构建难度大、注入水易于沿裂缝窜留,因而水驱波及体积小且采收率低。为了解决该难题,开展了长8段超低渗油藏注采调整政策综合研究。首先对单砂体的测井识别标志、叠置样式、侧向接触模式和见水见效特征进行精细刻画,裂缝、高渗带对水驱有双重作用。通过微观可视化仿真模型对不同孔隙结构下剩余油赋存模式进行研究,超低渗油藏剩余油分布模式主要有分散状及连片状形式,其分布受孔喉尺寸、并联结构、驱替压差、毛管力等因素影响。最终将研究结果应用于地质建模,指导油藏小层精细注采调整,确定了周期注水方式和周期,形成了超低渗油藏全生命周期精细注采技术。将该技术指导华庆、环江油田超低渗油藏注采调整1.5万次左右,采油速度平均增加0.2%、缓解油藏递减1.2%、年均累计增油5万t以上。

不同条件下的注采井关调实验及数值模拟研究

通过物理模拟和数值模拟两种方法,对不同条件下的注采井关调实验进行了研究;在岩心尺度上,根据相似准则建立了油藏物理模型。结果表明,物理模型的渗透率越高,模型压力越低,关调后平均压力降幅越小;原油黏度越大,模型压力越高,关调后平均压力降幅越明显;随着流量降幅增加,压力调控降幅明显增大。数值模拟结果表明,由于断层的阻隔,断层两侧没有形成连通,造成两侧能量补充不同,随着开采的进行,压力差由初期的0.35 MPa降低到0.15 MPa左右;当调整井断层两侧均为一注两采时,随着开发时间的延长,断层两侧压力存在差异,但生产后期又趋于一致;当调整井断层两侧分别为一注两采和一注四采时,随着开发时间的延长,断层两侧压力系统差异增大。该研究对“双高”油田调整井的钻井具有重要的借鉴意义。

长庆油田精细分层注水及配套测试技术新进展

长庆油田是典型的低渗、低压、低丰度的“三低”油田,采用丛式井组开发模式,对精细分层注水工艺提出了更高的要求。桥式同心分层注水技术结合机电一体化和电缆传感接收技术,利用封隔器和桥式同心配水器实现精细分层注水,在注水过程中,实时监测流量、温度、压力等参数,并通过连接电缆将参数传送至地面,实时对注水流量进行测试与调配,确保注水作业的准确性和高效性。该技术提高了调配测试的成功率,提升了调配测试精度和分注合格率。累计推广应用1850井次,均取得显著进展,并实现了分层注水工艺技术的升级换代,为油气勘探行业在精细化挖潜方面带来有效而可靠的技术方案。

致密油藏开发特征及开发技术研究

致密油藏作为近年主力产建及开发层系,是后期稳产增产的主战场,目前,X区长8油藏面临着渗透率低,裂缝发育,注水开发主向井见水、侧向井不见效,地层能量下降快,递减大等问题,通过对开发区块的特征及矛盾进行研究,总结出一些关键治理及调整技术,为后期相类似油藏高效稳定开发提供一定借鉴。

新疆某选矿厂细碎流程生产效率提升改造实践

为了进一步提升破碎系统生产效率,新疆某选矿厂针对原有破碎系统细碎流程存在生产效率低、破碎设备维护成本高的问题,结合该选矿厂现场实际情况,进行了细碎流程生产效率提升技术改造研究。经技术改造,生产流程实现了多碎少磨,生产效率得到了明显提升,该选矿厂生产能力有效提升了5.73%,经济效益显著,可为同类选矿厂技术改造提供有益参考。

渤海某油田B区块注水开发效果评价

渤海某油田B区的开发已进入中高含水阶段,面临油井供液不足、含水上升快、产量递减迅速等问题。针对上述问题,文章应用油藏工程理论方法,利用渤海相似油田类比、水驱储量动用程度、含水上升率、递减率及存水率等评价指标,对该区块的注水开发效果进行评价研究,认为B区具有采油速度高、含水上升快、递减率大的特点。

同井注采配套工艺技术及应用效果

同井注采技术中存在采注泵、封隔器故障难以判断、柱塞故障率高、注采比调整困难等问题,为此研发同井注采井下工况检测方法、可调有效冲程及防气锁液力反馈泵、柱塞组件螺纹防脱技术等配套工艺技术。结果表明:基于载荷曲线法和回注系统完整性检测法的同井注采系统管柱系统故障诊断方法,现场应用458口井,故障识别率达100%;在改变有效冲程抽油泵在不动管柱、不改变冲程和冲次条件下,可实现注采率在1∶6~200∶1间调整,该泵采用螺纹防脱技术和防气锁反馈泵有效解决抽油泵柱塞及丝扣断裂等故障和切槽液力反馈泵气锁现象;防上浮封隔器和稳水器能缩短地层产出的原油充满泵吸入口至封隔器胶筒之间的油套环空的时间,缩短低含油井含水率稳定时间。

普光高含硫碳酸盐岩气田开发调整关键技术

中国石化已在四川盆地成功开发了普光和元坝两大高含硫气田,但进入“十四五”以来气田开发进入稳产中后期,面临水侵及硫沉积日益严重、剩余气分布复杂、部分气井油压接近外输压力等新问题。为实现气田稳产和提高天然气采收率,以普光高含硫碳酸岩盐气田为例(以下简称普光气田),对气田开发调整的关键技术及方法进行了系统研究,梳理了储层精细表征及建模、剩余气精细表征与挖潜、控水、控硫、增压开采等5个方面形成的关键技术。研究结果表明:①揭示了礁滩相碳酸盐岩储层不同储集空间类型的孔-渗特征,形成了“相控+震控”储层精细建模技术,精细表征了储层非均质性空间展布;②建立了普光气田5种类型剩余气分布模式,确定了普光气田储层非均质性控制纯气区剩余气分布,受井网完善程度和高渗条带分布控制,水侵区剩余气分布呈现小零散特征,形成了不同类型剩余气挖潜技术;③提出了普光气田采取“高部位控产、低部位排堵结合”的控水治水对策,实现水侵前缘均匀推进;④明确了储层硫沉积主要发生在近井地带(小于6 m),可导致渗透率最大下降70%~80%(表皮增大6.5~12倍),实验证实了重复酸压治硫效果好于注入溶硫剂;⑤建立了考虑产水及硫沉积的气井多相渗流产能评价方法,确定了气田增压潜力、增压幅度、增压时机及增压方式。结论认为,普光高含硫碳酸盐岩气田开发调整关键技术的实施,确保了气田自“十四五”以来稳产目标的实现,研究成果对我国高含硫气田开发调整具有重要的指导和借鉴意义。

某油田低渗透油藏水平井加密及跟踪调整提产

某油田储集层物性差,纵向上层数少,厚度小,小断层发育且展布方向复杂,直井开发效果差,现有井网难以建立有效驱替体系。在老水平井和2014年先导试验加密水平井开发效果均较好的基础上,在注水受效差的直井区及断层附近未动用区,开展加密水平井及跟踪调整技术研究。通过井震和动静态结合分析,优选储集层发育稳定、水淹风险小且剩余油富集的加密区;通过水平井方位和水平段长度优化,压裂加密布缝及优化缝长,提高水平井产能;通过早期间注及隔强临弱的注水跟踪调整,优化注采方式。按照以上方法,该油田2019年加密水平井19口,砂岩钻遇率达到83.0%,初期单井日产油量为7.4 t,综合含水率为28.8%,建立了有效驱替体系,油田的采油速度由0.8%提高到1.5%,提高了油田的开发效果。

毛庄科油田注水开发调整对策研究

针对延长油田毛庄科注水项目区现阶段开发的主要矛盾,参考相邻的郝家坪项目区建设中取得的开发经验和认识,通过完善注采井网提高水驱控制程度、强化注水培养地层能量、关停井恢复引导驱替流线等技术对策,改善目前开发效果,提高最终采收率。

同心测调一体化分注管柱测调遇阻原因分析及解决办法

随着油田采出程度的不断增加,进一步完善注采井网,补充地层能量成为当务之急,而精细化注水也逐渐成为注水开采的趋势。同心测调一体化分注技术有利于降低精细化注水成本,提高注水时效和注水质量。同心测调一体化不可避免的就是测调失败的问题,本文从测调失败的原因入手,分析了测调失败的主要因素,结合现场实际应用情况提供了两种解决测调失败的思路。

小规模断块油藏化学驱井网优化调整——以王集油田W17断块为例

河南油田适合化学驱的Ⅰ、Ⅱ类整装油藏已基本动用,并取得了较好的增油效果和经济效益;Ⅰ、Ⅱ类油藏中的小规模断块油藏受构造复杂、储量规模小、井网调整困难等条件限制,还未实施化学驱。化学驱能够进一步提高小规模断块油藏的采收率,井网优化调整是保障化学驱效果的关键。通过使用数值模拟技术,对王集油田W17断块化学驱井网进行了系统的研究,明确了合理井网形式、合理注采井距、油井与断层的合理距离等关键指标,为该区块开展化学驱的井网优化奠定了坚实基础,也为同类型油藏化学驱井网调整提供一定的借鉴。

海上稠油油田注采轮换能量补充联作技术运用与分析

近年来海上平台注水能量补充工艺有效解决了油田开发中后期普遍存在产能递减快、压力亏空、增产难的问题。但稠油油藏开发中流动阻力大、采油转注水需动管柱作业,仍是制约油田实现增储上产及降本增效的重要因素。注采轮换能量补充联作技术在实现分层注水或笼统注水的同时,可不动管柱实现注水层、水源层的单独生产及闭式注水,且利用深层地热水资源实现稠油热驱,提高地层及井筒流动性,提高采收率。本文主要介绍其设计原理、关键工具功能及参数优化、技术现场应用情况。

喇萨杏油田特高含水期开发调整技术

喇萨杏油田进入特高含水期开采阶段后，针对多层非均质油层的特点及其在多种驱替方式、多套井网开发下的主要矛盾，立足于精细挖潜和综合调整，发展了层系井网调整、单砂体注采关系评价及调整、区块开发效果评价和综合调整等特高含水期开发调整技术。通过对这些技术及应用效果的系统总结与概括，明确了改善特高含水期开发效果的思路和对策，有力地推进了老油田进一步提高采收率的步伐。

低序级断层识别技术在复杂断块油藏注采调整中的运用

孤岛油田南区是被断层复杂化的稠油、疏松砂岩油藏,地质条件复杂,区内共有大小断层13条,将该区切割成11个断块,各主要断块都有自己独立的油水系统,对聚合物驱油产生了不利影响。为了准确识别断裂系统,调整油田的注采对应关系,提高油田的开发水平,利用小波多尺度边缘检测技术、相干体分析技术对区内的低序级断层进行了多轮解释,重新绘制了该区的断层分布图,并利用干扰试井、动态分析等方法对新解释断裂系统的准确性进行了检验,在此基础上调整了注采对应关系,开展了注聚合物综合调整,聚合物驱增油效果得到明显提高。

喇萨杏油田注采系统适应性评价及调整方式研究

喇萨杏油田进入高含水后期开发以后,部分区块层系注采系统不适应的矛盾越来越严重。针对高含水后期注采系统的主要特点,研究建立了高含水后期注采系统适应性评价方法,对喇萨杏油田高含水后期注采系统的适应性进行了评价,研究确定了注采系统调整的主要方式,对典型区块的调整效果进行了分析。喇萨杏油田高含水后期注采系统调整可以归结为反九点面积井网、四点法面积井网及注采井网不完善等3种类型的调整模式。高含水后期进行注采系统调整可以取得较好的调整效果,提高水驱采收率0.9个百分点左右。成果对油田高含水后期注采系统调整工作具有重要的指导作用。

大庆油田外围扶杨油层分类评价及调整对策

依据油藏地质特点将大庆油田外围扶杨油层已开发区块分为四类,并结合动态特点分析了各类区块注水开发效果,评价了各类区块井网加密和注采系统调整的效果,在此基础上制定了各类区块开发调整对策。