古城油田B125断块表面活性剂驱技术

对古城油田B125断块油藏地质和开发动态进行了分析与研究,结合该块注热水区块的油藏特性,进行了表面活性剂驱提高采收率技术室内试验。通过表面活性剂与油田水的配伍性研究、乳化性试验和表、界面张力的测定,筛选出适合本区块的表面活性剂,并进行了室内驱油试验和先导试验方案设计。结果表明,用表面活性剂HPS-3B、HPS-3C能大幅度提高普通稠油的采收率,具有较好的经济效益。

泌阳凹陷古城油田油气成藏过程分析及勘探方向

在对泌阳凹陷古城油田油气成藏条件及其空间配置关系进行分析的基础上,利用流体包裹体技术确定油气成藏期,结合生烃史模拟、油源精细对比和构造演化史分析结果,分析油气运移充注方式,剖析油气成藏过程。结果表明:古近系核一上亚段至核三下亚段生成的大量低成熟油气缓慢向古城鼻状构造充注,形成一定规模的古油藏(第一期充注成藏);早喜马拉雅期(古近纪廖庄期末构造抬升期)构造运动造成区域性地层抬升剥蚀和大量断层活动,导致早期古油藏的破坏和核三上亚段生成的成熟油气大规模快速充注,驱替核三下亚段生成的油气,形成了大量断块、断鼻油气藏,奠定了现今古城油田油气分布格局(第二期充注成藏);晚喜马拉雅期(新近纪凤凰镇末期)构造运动导致第一、第二期形成油气藏的调整和少量高成熟油气的再次充注,形成了现今的古城油田(第三期充注成藏)。

古城油田B125区块稠油油藏超高分子量聚合物驱技术

古城油田B125区块普通稠油油藏储层非均质性严重,原油平均黏度达1 000 mPa·s以上,进一步提高采收率难度大。为此,通过增黏性、流变性和驱油试验,评价了超高分子量聚合物提高普通稠油采收率的技术优势,考察了含硫污水对聚合物溶液性能的影响。试验表明,超高分子量聚合物增黏性优越,相同质量浓度下较常规聚合物溶液黏度高40%以上;黏弹性强,相同黏度下较常规聚合物采收率提高3.4百分点以上;含硫污水会造成聚合物溶液黏度降低10%以上、弹性明显减弱和采收率提高幅度降低3.0百分点。B125区块部署注聚井22口,截至2018年底,累计注入0.22倍孔隙体积的聚合物溶液,注入压力上升3.5 MPa,日产油量增加45.0 t,含水率降低9.0百分点,累计增产油量1.84×10~4 t,阶段采收率提高1.19百分点。研究与应用表明,超高分子量聚合物驱技术可以大幅提高较高黏度普通稠油油藏的采收率。

HPAM-酚醛树脂凝胶在古城油田稠油调剖中的评选和应用

根据河南古城油田B12 5区地层结构疏松及注水温度高于地层温度的特点 ,将聚丙烯酰胺 (HPAM) -酚醛树脂凝胶用于稠油调剖 ,并合理地控制成胶时间 ,保证施工过程中在地面不交联、在地下能够充分交联 ,确保施工的有效性和安全性。在该区调剖施工 6井次 ,施工后增油效果显著。

古城油田泌123和泌124区块核三段Ⅳ砂组沉积微相

针对古城油田泌123和泌124区块核三段Ⅳ砂组聚合物窜流严重,注采结构调整难度大的特点,基于岩心、测井、粒度等资料识别沉积相标志,对其沉积微相进行精细研究。研究区核三段Ⅳ砂组为三角洲前缘亚相沉积,主要发育水下分流河道、水下分流间湾、前缘席状砂、河口坝、远砂坝、河道侧翼和浅湖7种沉积微相。在湖平面上升时期物源供给充足,水下分流河道砂体在研究区分布范围明显减小,三角洲前缘中心部位发育叠置的主河道砂体组合、水下分流河道—河道侧翼砂体组合,向湖方向逐渐变为叠置的河口坝—远砂坝砂体组合;在三角洲前缘末端,沉积微相垂向上主要表现为水下分流河道—河口坝—前缘席状砂微相的正韵律构成的退积序列。水下分流河道、河口坝和河道侧翼微相砂体储层物性较好,前缘席状砂和远砂坝微相砂体厚度较小,储层物性较差,水下分流间湾和浅湖微相砂体不发育。

古城油田B区核三段主力油层储层特征研究

利用岩心观测、铸体薄片、扫描电镜、物性分析、压汞分析等方法,对古城油田B区构造沉积特征、岩石学特征、储层特征、孔隙结构等进行了深入研究。结果表明,B区目的层段储集岩石类型主要为长石砂岩;沉积微相包括水下分流河道,河口坝,席状砂等多种微相,属扇三角洲前缘沉积;储集空间主要是原生粒间孔隙和次生溶蚀孔隙,以粗孔喉占主导。研究区孔隙度与渗透率具有较好的正相关性。影响储层性能的因素主要有沉积物成分、沉积微相、压实作用和溶蚀作用等。

古城油田B125断块调剖技术研究与应用

针对古城油田B12 5断块属普通稠油油藏的特点 ,对调剖机理、调剖剂的配方、选井选层原则、施工工艺技术进行了研究、配套和应用。措施实施后 ,区块大孔道得到了有效封堵 ,增油效果明显 。

古城油田泌124区聚合物驱动态调整技术研究与应用

古城油田泌124区块属于复杂断块油藏,由于原油黏度高、开采层位多、构造复杂、井距不规则等多种因素造成开发形势严峻,进入聚合物驱开发后如何提高开发效果尤为重要。研究了聚合物驱动态调整技术,聚合物驱前,通过完善注采井和整体调剖技术,对注采关系进行精细调整。聚合物驱过程中,通过调整注入质量浓度、注入速度、注入方式、注采结构,最大限度地扩大聚合物驱波及体积,改善聚合物驱效果。泌124区块聚合物驱方案设计为段塞量0.567PV,注入速度0.11PV/a,注采比1.05,与水驱相比累计增油4.35×104t,提高采收率8.63%,吨聚合物增油45.3t,取得了较好的聚合物驱效果。

古城油田泌浅10区注热水热损失计算研究

为了开展古城油田泌浅10区注蒸汽开采后转热水驱试验,了解注热水沿程热损失的分布情况,开展了地面、井筒沿程各节点热损失研究,主要分析了地面管线保温层厚度、材料、不同季节、不同热水流量以及井筒隔热、注热水时间等对沿程温度的影响,提出了最佳的地面管线保温和井筒隔热参数,优选确定了四个注热水井组各节点的温度值,为下步工程方案设计提供了理论依据。

“水平压裂”辅助蒸汽驱技术研究及矿场试验

通过物理模拟和数值模拟,总结出“水平压裂”辅助蒸汽驱技术特点和增油机理,即利用水平裂缝控制蒸汽超覆速度、推迟蒸汽突破时间,有效提高了纵向波及系数。针对油藏特点,优化注汽参数,采用双裂缝、密集射孔、蒸汽压裂等技术,确保矿场试验在关键技术上获得了成功,使浅薄层超稠油蒸汽驱采油速度、累计油汽比和最终采收率分别达到了17.4%、0.21和37.7%.

古城油田泌浅10区储层流动单元划分及储集质量评价

选取粒度中值(M_d)、标准化孔隙度(φz)、流动带指数(I_(fz))共3个参数,采用参数概率直方图、多参数聚类分析等方法,将古城油田泌浅10区储层划分为4类流动单元。以流动单元为基础,结合储层物性、砂体类型、毛细管压力特征、孔隙结构对储层的储集质量进行了综合评价,建立了4类储层分类评价标准。研究认为,古城油田泌浅10区Ⅱ、Ⅲ类储层分布广泛,是主要储层类型。

权衡研究方法在古城油田开发技术决策中的应用

在古城油田开发方式转换决策工作中,根据油田地质开发状况,应用权衡研究方法,首先对转蒸汽驱、转水驱、吞吐后期优化技术3种备选方案进行专家评估,确定最大可能实现系统目标的开发方式为转水驱;然后分别在室内进行了清水驱、热清水驱、污水驱3种转水驱开发方式的驱替试验,优选了转污水驱开发的方案。现场实施取得了显著的降本增效效果。

古城油田泌浅10断块构造应力分布研究及应用

在对古城油田泌浅10断块构造特征分析研究的基础上,开展了构造应力场研究,揭示了构造应力分布规律,为有效抑制蒸汽吞吐井间的汽窜提供了理论依据。矿场应用增油效果显著,提高原油采收率3.6个百分点。

普通稠油油藏聚合物驱技术应用——以古城油田泌125区块为例

针对古城油田泌125区块特有的油藏条件,运用油藏工程方法及数值模拟技术系统地开展普通稠油油藏井网调整技术研究,为驱油体系发挥驱油作用提供了适宜的井网条件;采用室内实验及数值模拟技术优化注入参数,有效地发挥了聚合物驱降低油水流度比、扩大波及体积的作用;形成的普通稠油油藏聚合物驱技术应用于古城油田泌125区块,取得较好的增油降水效果。从注入能力、油井见效率、增油降水幅度等方面表现出良好的开采特征,实现了普通稠油油藏化学驱技术的突破,对油田化学驱、资源接替、提高普通稠油油藏采收率具有重要的意义。

古城油田超高分子量聚合物驱分析与应用

为提高古城泌125区块驱油效率,针对该区块油藏条件(油层温度40.9℃、地下平均原油黏度652.7mPa·s)进行了剩余油潜力分析,提出超高分聚合物+井网调整的技术路线。研究结果表明,该区平面上45.6%和54.4%剩余储量分别分布在含水大于90%和含水小于90%的区域,纵向上井间及井网控制差区域剩余油饱和度达60%甚至更高,是下步聚合物驱的挖潜对象。井网调整后液流方向改变率36.8%,预测超高分子量聚合物驱比水驱可提高采收率5.9%,最终增产原油9.16×10^4t。超高分子量聚合物CGF-1具有较好的黏弹性、长期热稳定性、抗剪切性和注入性。当聚合物质量浓度为2500mg/L、注入量为0.6PV时,均质岩心水驱后采收率增幅可达21.1%。在泌125区现场22口注入井进行先导试验,取得了良好的增油降水效果。

古城油田稠油聚合物驱油注入量与提高采收率关系讨论

模拟河南古城油田稠油油藏地质条件,通过实验探讨了普通聚合物(HPAM)提高稠油采收率的潜力,提出峰值阻力系数和单位聚合物増油相对水平来分析驱油特征规律;讨论了注聚浓度和注聚PV数之间的协调关系,并对聚驱采收率"异常值"进行分析。室内驱油实验表明,油藏孔隙微观结构是造成采收率出现"异常值"直接原因,存在一个合适注聚浓度和PV数范围使得采收率增幅达到最大,修正的采收率增幅能更准确反映提高采收率效果。

井楼、古城油田互层状稠油油层吞吐后剩余油潜力

井楼、古城油田互层状稠油油层累计有效厚度在5～20m,经过20多年的开发,因储层平面上非均质性严重,储量动用不均,纵向上高渗透层段蒸汽吞吐动用高,中低渗透层剩余油富集;平面上剩余油主要分布在井网控制程度低的区域,分流河道侧缘和分流间湾处。认清剩余油潜力分布,针对剩余油潜力状况,采用相应调整措施,在稠油后备资源不足的情况下,提高现有资源利用率,对稠油油田的持续稳产十分重要。

古城油田稠油油藏二元复合驱提高采收率研究

古城油田地下原油黏度平均650 mPa·s,为了改善稠油油藏水驱开发效果,研究了聚合物/表面活性剂二元复合驱技术,优化出二元复合体系的配方。与水驱相比,二元复合体系的黏度由0.57 mPa·s增加到81.1 mPa·s,界面张力由19.2 mN/m下降到2.70×10^(-2) mN/m,毛管数增加5个数量级;二元复合体系的乳化性能可降低原油黏度,提高驱替液黏度,进一步改善流度比。研究表明,二元复合驱技术可提高采收率15.99%,能在原油黏度为650mPa·s的普通稠油油藏进行现场应用。

古城油田泌125断块聚驱开发效果分析及调整对策

古城油田泌125断块自2017年4月全面投入聚驱开发以来,由于受沉积相影响,物性差异大,平面、纵向上非均质性强,聚驱过程中窜流加剧,造成驱油效率低,开发效果持续变差。本文在研究聚驱开发中见效特征、存在问题的基础上,重点针对平、剖面矛盾,通过注采联动调整,抑制窜流,控制含水上升率,从而改善区块整体开发效果。