三低油藏水驱精细挖潜技术

大庆长垣外围油田具有低渗透、低丰度及低产量的特点,是典型的"三低"油藏。1982年投入开发,到2009年较早开发区块进入中高含水期,需要解决如何挖掘相对分散剩余油、控制递减、依靠老井精细水驱挖潜降本增效三大难题。通过创建5个示范区,历经3年试验研究取得了4方面技术成果:发展了更小尺度的构造、储层及剩余油空间定量表征的精细油藏描述技术;完善了多因素相匹配精细个性化注采系统调整技术;发展了多专业融合精细注采结构调整技术;形成了水驱精细挖潜效果评价方法。应用研究成果取得了前所未有的挖潜效果,为长垣外围油田及类似油田改善开发效果提供了保障与依据。

喇萨杏油田高含水期提高采收率的主要技术对策

喇萨杏油田进入高含水后期开采阶段后 ,针对多层非均质油层的特点和开发矛盾 ,立足于地质研究和矿场试验 ,形成与发展了多次加密调整、稳油控水、控水挖潜和聚合物驱油等重大技术。在对这些技术及应用效果进行总结与概括的同时 ,提出了喇萨杏油田今后进一步提高采收率的攻关方向。

四川盆地普光高含硫气田长周期高产稳产关键技术

普光气田是我国探明储量最大的高含硫气田,储层以礁滩相为主,具有非均质性强、边水能量强、高含硫等特点,面临礁滩储层地震预测精度低、气藏边水推进快、产能快速递减、硫沉积逐步析出、气井产能和气藏储量动用效果差等一系列技术难点和挑战。为此,针对普光气田开发面临的难点和挑战,全面、系统总结了自“十三五”以来,为实现气田长周期高产稳产而开展的技术攻关与矿场实践。研究结果表明:①建立了台内滩储层预测岩石物理量版,提出了有效动用对策,研发了“自转向清洁酸+降阻滑溜水+缝内暂堵”造复杂缝酸压工艺,实现了超深礁滩相低品位台内滩储层有效动用;②建立了礁滩相储层气水前缘运动方程,研发了新型抗硫三元复合泡排剂、高抗硫超高膨胀率比桥塞,设计了过油管注塞堵水工艺,实现了高含硫气井全生命周期控水稳气;③揭示了高含硫天然气单质硫析出机理,建立了高含硫气藏硫沉积分布模型,研发了快速分散型溶硫剂,配套射流冲洗工艺,形成了井筒硫沉积治理技术。结论认为,普光气田目前边水突进导致剩余气分布复杂、硫沉积逐渐从井筒扩展到地层、井口压力接近外输压力,下一步需要开展剩余气精细描述与挖潜、精准堵水、储层硫沉积治理、集输系统增压开采等技术攻关,以期进一步改善气田开发效果进而提高采收率。

柴达木盆地涩北气田提高采收率关键技术与发展方向

柴达木盆地涩北气田是国内最为典型的规模最大的多层边水疏松砂岩气藏,气田开发过程中,受出水、出砂影响,采收率偏低,提高采收率工作始终贯穿于该气田开发的全过程,但仍然存在瓶颈问题和不适应性。为此,在系统梳理涩北气田试采、建产、稳产、调整阶段开发技术的基础上,重点分析了影响气藏采收率的关键因素,围绕“层间储量均衡动用、平面边水均衡推进、降低井筒压损与废弃压力”思路,提出了提高采收率的关键技术,并在评价实施效果的基础上,指出了未来提高采收率的技术方向。研究结果表明:①影响采收率的因素是储层强敏感性使渗流通道闭塞、边水非均衡指进式侵入、划分单元与开发井网对储量动用控制差、排采与集输工艺不适宜导致气藏废弃压力高等;②低丰度剩余气挖潜、人工干预边水侵入、细分加密提高储量动用、积液积砂助排清堵降阻、增压外输是提高采收率主体技术;③调补建产、内控外排、砂水同治、三级增压等取得显著效果,持续精细挖潜、精准治水和井网重构、注剂驱替是进一步提高采收率的关键。结论认为,形成的提高采收率关键技术高效支撑了涩北气田实现了年产天然气超过50×108m3,连续稳产12年的创举,为打造青海“绿色能源高地”,保障甘青藏三省区天然气供给需求和能源安全做出了积极贡献。

双河油田ⅧⅨ油组高含水开发后期剩余油综合挖潜技术

双河油田ⅧⅨ油组经历了30多年的开发,目前已进入特高含水开发后期,调整和挖潜的难度增大,单元开发效果持续变差。通过主力油层细分流动单元、分时剩余油研究、强水淹层细分评价等综合挖潜技术,对双河油田ⅧⅨ油组进行综合评价,搞清了单元的剩余油分布特征,并利用补孔、调层、解堵、复产、大修等手段对潜力层进行挖潜。通过一系列综合调整挖潜后,进一步完善了注采关系,提高了单元开发效果。

北一区断东二、三类油层三次采油前综合挖潜试验

在研究北一区断东二、三类油层砂体发育特征及剩余油分布状况的基础上,通过实施细分注水、注水井调剖等方法进行了三次采油前水驱综合挖潜试验.采收率预测结果表明,水驱综合挖潜提高采收率6％以上,比方案设计高出3％.试验区二类油层与工业区二类油层空白阶段对比及同井数日注水量、日产水量进行对比,少注水50％、少产水50％,见到较好的控水、控液效果.从试验区加密调整对原水驱贡献看,三类油层加密后产能提高近一倍,二类油层加密后产能又提高一倍以上.经济评价表明,试验区测算销售收入为11.98×10^8元人民币,总操作成本为2.44×10^8元,可获得利润为9.54×10^8元.

化学浅调剖的调整挖潜及其效果

应用FW调剖剂 ,对萨南 119口非钻停井区注水井采取了 4种精细调剖方案 ,对比了化学浅调剖技术应用前后注水井的层间矛盾、纵向上的吸水剖面、注水量和吸水指数以及渗流能力的变化 .结果表明 :对注水井化学浅调剖后 ,井区的连通油井受效明显 ,增油量较高 ,水驱开发效果得到改善 .化学浅调剖可以有效地封堵高渗透层 ,扩大低渗透层注入水的波及体积 ,减缓注水井层间矛盾 ,实现对注水井吸水剖面的有效调整 ,这对深化注水结构调整、挖掘各类油层潜力。

濮城油田沙二下亚段油藏精细描述与剩余油挖潜研究

油藏进入高含水开发期以后,主力油层基本上水淹,由于构造、储层非均质性和井况影响形成的剩余油分布零散。针对高含水期多油层油藏的特点,在细分流动单元的基础上,对微构造、储层沉积微相、储层物性和非均质性进行了研究,并建立油藏三维可视化地质模型;在油藏精细描述的基础上,对剩余油分布进行定性分析和定量研究,然后根据剩余油分布特点采取不同的挖潜措施。研究成果应用于矿场生产后取得了良好的效果。

老君庙油田M油藏挖潜调整数值模拟研究

根据老君庙油田Ｍ 油藏顶部区的油藏地质特征和开发生产历史，利用油田注水开发数值模拟软件研究其剩余油分布规律，在平面上和纵向上找到剩余油饱和度的相对富集区，提出了针对性的调整方案和选定新井井位，并预测其将来的开发生产动态，比较了开发效果；目前经生产实践证明此次数值模拟研究为该油田挖潜调整提供了科学的指导，达到了控水稳油的目的，产生了良好的经济效益和社会效益。

特高含水期三类油层剩余油分布与挖潜

针对XB油田油层平面上水淹面积大、纵向上层间水淹不均匀的状况,基于油层非均质性和井网特点,结合检查井资料,研究分析了剩余油在平面和纵向上的分布特点.同时指出剩余油分布主要是受储层非均质性和井网不完善影响,其中物性差型剩余油占整个剩余储量的1/3以上,并依据不同剩余油分布类型,确定了XB油田薄差油层压裂、酸化、层内细分注水、完善注采关系等精细挖潜对策.实践表明,通过分析流体渗流规律,结合剩余油分布情况及目前采油技术工艺水平,强化注采系统和注采结构调整,油田薄差储层动用状况显著改善,取得了较好挖潜效果.

喇嘛甸油田特高含水期层内精细挖潜工艺

油藏精细描述研究后,厚油层划分到次级沉积单元,结构界面划分到0·5m以下的物性夹层。受结构界面厚度的制约,常规工艺措施已经存在不适应。为此,提出精细挖潜工艺技术思路,充分利用和保护0·5m以下结构界面,形成了以长胶筒封隔器为核心技术的层内细分注水、堵水工艺,封卡界面厚度达到0·2m;以定位平衡压裂为核心技术的层内细分改造工艺,不破坏的界面厚度达到0·4m;以水力割缝为核心技术的层内细分补孔工艺,不破坏的界面厚度达到0·4m。通过对精细挖潜工艺实施效果的分析,对于多段多韵律的砂岩油田,只要层内存在薄夹层,就可以应用该项配套工艺技术进行精细挖潜。该精细挖潜配套工艺,能够满足目前及今后相当长时间内厚油层精细挖潜的需要。

特高含水期水驱精细挖潜效果

为探索特高含水期水驱控递减、控含水的有效方法,在喇嘛甸油田北北块一区开辟了水驱精细挖潜示范区.通过精细调整挖潜,实现了三年“产量不降、含水不升”的目标.通过精细挖潜措施分析,利用多学科数值模拟技术与油藏工程技术,评价了各类精细挖潜措施对增加可采储量、提高采收率的作用和效果.

水驱注聚封堵开发区综合挖潜方法

近年来萨中开发区三次采油规模不断扩大，注聚油层由单一的葡一组一类主力油层上返延伸至萨二、萨三组二类油层，水驱开发区块配合注聚封堵油层厚度比例不断加大，这给原水驱井网造成剩余油层厚度小、物性差，挖潜难度大的开采矛盾。如何在水驱封堵区块继续进行油层措施挖潜成为现实课题，传统做法是在开发区块内局部未封堵井区选井选层，但效果不好。以北一区断东西块为例，打破传统做法，通过优化封堵方法以及系统地对注水井封堵全过程综合优化调整，在封堵区域内寻找措施潜力井，收到很好增油降水效果，提高了对水驱井网薄差油层动用程度，有效改善封堵区域开发效果，同时探索总结出一些新方法、新认识，对同类水驱注聚封堵区块挖潜调整具有借鉴和指导意义。

复合砂体内部建筑结构对聚驱的影响

聚驱过程常有少部分采油井虽位于大规模发育河道上,注采关系完善,注入方案也与其他井类似,但受效较差。为探究其原因,同时探索受效差油井进一步提高采收率方法,精细描述了受效差储层,研究了大面积发育河道砂内部微观建筑结构,对典型侧积体顶部的剩余油进行试验挖潜。结果表明,复合砂体内部建筑结构影响注入方向、波及体积及剩余油分布。研究成果对于指导聚驱过程调整及驱后剩余油挖潜具有重要借鉴意义。

高含水后期水淹层测井解释难点及研究方向

随着油田开发的不断深人,尤其是在化学驱后,老油田挖潜目标、开发方式调整及水淹层测井的表现方式更趋复杂,解释难度也越来越大。经取心井资料统计分析,总结出高含水后期水淹层解释难点:薄差油层开发和化学驱使部分油层孔隙压力增大或放射性异常及相应的测井响应异常且无理论校正方法;大多数测井方法由于垂向分辨率的限制,满足不了薄层及厚层细分精细解释的要求;由于驱替方式的变化,水淹层中导电流体的含盐度起伏不定,地层水电阻率问题一直没有得到有效解决;化学驱水淹机理与测井响应特征不很清楚。从以往可行性探索实例出发,提出了这4个问题的处理设想和今后研究方向,供测井解释及方法研究人员参考。

喇、萨、杏油田特高含水期水驱开发面临的挑战与对策

经过60年的注水开发,大庆喇、萨、杏油田已处于特高含水开发阶段,油田开发面临三大矛盾加剧、剩余油高度零散、无效循环严重、宏观动用差异变小、套损形势严峻5个挑战,开发难度越来越大。近年来,通过技术的不断创新,逐步实现了由整体挖潜向个性化挖潜、注采井网调整向完善局部单砂体注采关系、井网加密调整向层系井网优化调整、区块层系结构调整向井层调整、套损被动防治向主动防控的5个转变,形成了以“四个精细”为核心的特高含水期水驱精细挖潜配套技术及复杂大系统下精细、高效的开发管理模式。以6个精细挖潜示范区为引领,水驱精细挖潜技术在大庆油田得到全面推广应用,控递减、控含水取得显著成效,有力支撑了大庆油田4 000×10 4t油气当量持续稳产和高效开发。

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。

潜山裂缝油藏开发特征及挖潜方向

潜山裂缝油藏储集空间与渗流规律复杂,开发难度大,不同开发阶段制订合理的挖潜策略是决定该类油藏高效开发的关键。以渤海锦州A油田潜山裂缝油藏为例,在总结裂缝油藏产量递减快、含水上升快以及基质系统原油挖潜难度大等开发难点的基础上,采用数值模拟技术,研究基质系统和裂缝系统在不同开发阶段的供油特征,划分潜山三大开发阶段,针对不同开发阶段提出相应的挖潜方向。结果表明,开发早、中、晚期分别采用液流转向技术、周期注水技术及降压开采技术可充分控制含水上升速度,提高裂缝油藏的最终采收率。该项配套技术对于改善裂缝油藏开发效果具有广泛的实际意义,为同类油藏的开发提供借鉴。

胜二区沙二段3砂层组氮气泡沫驱提高采收率技术研究

以胜坨油田二区(简称胜二区)沙河街组二段3砂层组先导性试验区为研究对象,针对储层的非均质特征以及主力层顶部剩余油富集的特点,采用数值模拟与矿场试验相结合的方法,研究了低张力氮气泡沫驱油体系,利用其耐温抗盐、封堵能力强,"堵大不堵小,堵水不堵油"和界面张力低的特点,结合优选出的交错行列式井网,可进一步扩大波及体积,提高洗油效率,从而提高采收率。已在矿场开展单井试注试验,取得了较好效果,确定采用井口气液混合注入方式,气液比为1∶1,预计矿场实施可提高采收率8%,为胜利油区三类高温高盐油藏的有效开发起到指导作用。

水下分流河道单砂体剩余油分布规律与挖潜对策

依据层次分析法,对升平油田葡萄花油层葡Ⅰ油组水下分流河道单砂体的层次及平面展布形态进行研究,并通过油藏工程分析及数值模拟,研究各类单砂体的剩余油分布规律、影响因素及相应的挖潜对策。结果表明:研究区单砂体相当于复合河道砂体层次,可分为连片式、交切条带式、孤立条带式3种展布样式,单砂体宽度和厚度逐次降低;砂体越连片,厚度越大,受平面非均质性和沉积韵律影响越严重;砂体越分散,厚度越小,受注采不完善影响越严重;高含水期的剩余油挖潜对策为连片式砂体调整为五点法注采井网,交切条带式调整为枝状分散河道注水、交切区采油的注采井网,孤立条带式调整为点状交错注采井网,同时注水井采用周期注水方式,采油井采取放大生产压差提液,对薄差砂体部位的水井实施酸化改造,油井实施压裂改造。