用RMT资料指导扶余东区调整开发方案

扶余东区是一个有30多年开发历史的老油田,目前产油量下降较快,综合含水率已经达到88％。为了寻找剩余油饱和度相对较高的区域和层位,2002年用油藏监测仪RMT在该区测井30多口。RMT测井资料显示,该区块大部分油井上部主力油层剩余油饱和度较低,水淹严重;油井下部油层剩余油饱和度相对较高,但动用程度较差;部分油砂体内纵向上剩余油饱和度差异较大,水淹不均匀。针对这些情况制定并实施了调剖、堵水、补孔、压裂等措施,收到了较好的控水、增油效果。实践证明,RMT在这类油田过套管测量含油饱和度方面具有较大适用性。

调剖增油机理模型建立及分析——以大港油田为例

为了从理论角度探索现场调剖增油与否的原因,以大港油田为例,建立了调剖增油机理模型。调剖增油量分为调剖期间增油量和调后水驱增油量,并以调后水驱增油量为主。本文系统分析了调剖之后调剖增油产生的确定性及不确定性和调剖后无增油效果的原因。结果表明,为获得最佳的调剖效果,应将增加“调后水驱增油量”为调剖技术应用的重点,并以专门封堵强吸水层、启动含油饱和度相对较高的新层作为调剖目标。该模型的建立对今后完善现有调剖工艺,实现技术经济最大化具有一定指导意义。

复合强凝胶调剖体系在百色油田百49块裂缝油藏的应用

百49油藏为低渗透裂缝性油藏,平均孔隙度为15.5%,平均空气渗透率为16.3×10-3μm2。该区块曾历经多次大规模压裂改造,但由于调剖有效期短,调堵剂耐压强度低,抗冲刷能力差,导致效果不明显。至2008年底,水驱效率下降,产量大幅度下降。综合考虑膨胀倍数、强度和韧性,筛选出A作为封堵有机填充剂,B作为裂缝封堵剂,并根据实验结果和现场取样分析,最终选用配方为0.5%强凝胶。2008年、2009年百49块共进行了两个井组4井次的调剖施工,水井从过去被动周期小剂量注水转变为可连续稳定注水,累计有效温和注水18077.9m3。其中百水1井组注水压力平均提高8.2MPa,吸水指数平均下降0.81m3/(d.MPa)。证实复合强凝胶体系适合低渗裂缝性油藏,能够有效封堵窜流通道,达到了深部调剖的目的,具有较好的增油降水效果,区块累计增产原油152.7t。

氮气抑水增油技术研究及现场应用

河南油田第二采油厂靠边水能量开发的油藏,因含油宽度窄,储层非均质性强,边水能力强等因素影响,采油井见水时间短,采收率低。根据第二采油厂边水油藏的特点,建立了能够模拟油藏边水生产过程的物理模拟试验装置,从氮气抑水增油机理、油藏适应条件2个方面进行研究。结果表明:氮气抑水增油技术适用于中高渗透储层边水淹的油井,达到了抑制边水的目的,在改善边水淹油井的开发效果方面效果明显。

控水增油支撑剂在致密低渗油田的应用

针对长8油藏部分水平井压后生产含水率高的特点,开展了控水增油支撑剂的适应性研究与现场试验。通过破碎率、体积密度、圆度、球度等基本性能测试的比较发现,控水增油支撑剂FSS-3具有更小的破损率,可保持长期高导流能力,且支撑剂体积密度较小,对压裂液性能要求较低。为检测控水增油支撑剂FSS-3的控水增油性能以及导流能力,以常规石英砂为对比材料,分别开展了在水相、油相不同条件下的短期导流能力以及抗压3d的长期导流能力测试。测试结果表明,FSS-3控水增油支撑剂能长期保持高导流能力。红河油田长8油藏HH36P44井的现场试验表明,该井压裂后含水率相对较稳定,压后最高日产油18.1t,目前日产液16.8t,日产油10.3t,含水率38.7%,累计产油3946.3t,具有一定的推广意义。

高膨微粒调剖工艺先导性试验与效果评价

通过对调剖试验区块地质特征的研究,结合试验井注水管柱的现状,设计了YHH高膨微粒调剖施工工艺,阐述了其调剖机理,通过扶余油田西24-9区块内4口注水井的调剖先导性试验取得的成果证实:对应受益井组增油控水效果显著、YHH高膨微粒调剖施工工艺在多段分注管柱内适用,与聚合物交联、黏土、粉煤灰、石灰乳等调剖施工相比具有占井施工周期短、风险小、见效快的优点,为今后调剖工作的开展拓宽了途径。

DL调酸一体化技术在高压注水井家37—53的成功应用

对于一些层间矛盾逐步加剧的高压注水井,单一应用调剖工艺封堵强吸水层,或者酸化工艺降低中低渗透层的启动压力,都不能很好的解决问题。对高、低渗透层同时进行改造是改善剖面和提高水驱动用效果的主要方向。耐温、耐盐、高强的DL耐酸高效交联调驱剂性能进行了评价。引入了调酸一体化技术,把对注水井实施调整剖面的两种工艺有机的结合在一起,用高强耐酸堵剂封堵高渗透层,并利用其耐酸的特性连续施工,最大限度发挥两种工艺的协同作用,避免了单独一种工艺实施的弊端。该技术不仅对低渗透层进行了解堵改造,还解决高渗透层注入水的突进问题,同时避免调驱施工后注水压力再次升高,不需要动管柱,不需要下封隔器,工艺简单,成本低。应用酸调一体化技术在家37—53井进行了施工,一年内累计增油2 125 t,为非均质严重的高压注水井调驱治理探索了一条新路。

ICD筛管环空连续封隔+裂缝充填双重控水实验——以南海东部X油田裂缝型礁灰岩油藏为例

为了探究连续封隔体技术在裂缝型礁灰岩强底水油藏水平井控水中的机理,通过建立双重介质地层与井筒一体化物理模型,进行了不控水、封隔体颗粒+ICD筛管井筒控水、封隔体颗粒+ICD筛管双重(井筒+裂缝)控水对比实验。室内实验结果表明:双重控水实验的井口含水率降幅是井筒控水实验的5倍,且井口含水率对裂缝宽度有明显的敏感性;在对比实验中双重控水实验产液剖面的不均匀系数最小,其次为井筒控水实验,不控水实验的不均匀系数最大;双重控水实验中产油基质的累计压差最大,增油效果最好,其次为井筒控水。现场试验结果表明,2口双重控水井含水率仅为邻近2口未控水井含水率的1/4~1/12,现场试验与室内物模实验结果基本吻合。研究成果可为高效开发裂缝型礁灰岩强底水油藏提供借鉴。

QK111井分层注水工艺及效果

分层注水工艺应用于非均质多油层注水 ,通过分层配注量的调整 ,缓解层间吸水差异 ,提高注水纵向波及系数、增加动用地质储量及提高周边采油井的产量 ,获得良好的经济效益。近年来 ,在调研国内主要油田分层注水工艺的基础上 ,选择了一套两级空心定向分层注水工艺及技术 ,并在苏北QK1 1 1井中应用成功 ,取得了可喜的地质增油效果。

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。

通道压裂支撑剂改性研究

针对当下非常规油气资源开发难度大、采收率低、常规水力压裂效果不佳的特点,经过大量实验和生产实践,筛选硅油类改性剂和烷烃类改性剂作为支撑剂的表面改性剂,并通过支撑剂表面覆膜、表面固化等先进技术使支撑剂表面改性,以达到疏水效果。疏水支撑剂在压裂过程中有控水稳油、有效作用时间长、返排率高、导油能力强等优点,在国外已经得到广泛应用,但国内对疏水支撑剂技术的研究相对起步晚,实践应用少。通过室内实验评价方法对筛选出的复配改性剂制备的改性支撑剂进行了评价,结果表明,该改性支撑剂完全满足支撑剂性能评价标准中对密度、抗破碎能力、浊度、酸溶解度的要求,且具有良好的耐温性、渗透性、粉砂吸附性和导流能力。