吉林油田注采系统腐蚀、结垢防治技术

针对吉林油田注采系统普遍存在的严重的腐蚀、结垢现象,对腐蚀、结垢因素进行了分析。研究、开发了投资少、见效快、工艺简单的水质化学处理工艺及油井腐蚀、结垢防治技术。实践表明,该技术可有效地控制注采系统的腐蚀、结垢问题,并极大地减少作业工作量和腐蚀、结垢造成的损失,具有显著的社会效益和经济效益。

我国吉林油田大情字井区块CO2地下埋存试验区地质埋存格架

目前,我国在CO2地质埋存的试验研究才刚刚开始,其研究方法与研究思路需要不断探索。本文立足于吉林油田大情字井区块,从储层埋存潜力、埋存体稳定性及水文地质条件3个方面对试验区实施CO2地质埋存工程进行评价。通过对注CO2层段的储层砂体有效厚度、空间展布范围、储层物性及储层微观结构,以及在此基础上,对各砂体横向和垂向上的连续性、砂体间的连通性等等方面的分析和评价,试验区具备一定的埋存潜力,其有效储层厚度平均为273m;同时对试验区盖层的封盖性、断裂的稳定性及井筒的密封性3方面的评价,建立试验区埋存体稳定性评价体系。研究表明,试验区具备厚层泥岩封盖层、盖层内断裂不发育且比较单一以及储层内广泛发育隔夹层,可以有效地对CO2的运移或渗漏实施封盖和遮挡;另外,结合试验区矿化度、水化学成分的研究表明,试验区与邻近区域存在明显的矿化度分带特点、水化学成分也相对较单一以及含水层和隔水层均较发育。在一定程度上说明,试验区目的层段具有相对独立的地下水水体环境,比较有利于适合注入CO2,并进行地质埋存。通过这3方面的研究,建立大情字井区块适合CO2地质埋存的埋存格架,为该区实现CO2长期有效安全埋存奠定基础。

新立油田低渗透油藏超前注水技术实践与应用

针对新119区块低渗透、低丰度油藏递减快、稳产难、采收率低的特点,采用了超前注水技术开发。在油藏研究基础上进行井网优化设计,应用储层整体改造技术保证油井产能发挥,及时进行油藏监测、动态跟踪评价及注水方案调整保证注采关系协调。经新立油田试验区块18个月的生产实践,与相邻的储层性质相同的区块对比,开发同期超前注水区块平均单井产能是滞后注水区块的2·3倍。超前注水开发试验的成功,对同类油田或区块的开发具有借鉴作用。

利用大剂量调剖技术改善高含水期油田水驱状况

油田注水开发到中后期,高产液、高含水是其主要特点,但仍存在未充分动用的低渗、高含水油层。2001年扶余油田东区针对其高含水开发的特点,实施区块大剂量深度调剖试验取得成功,单井2个月增油61t,预测单井累计增油150～180t,为探索低渗、高含水油田的后期开发方式提供了借鉴。

安塞油田高52区低渗油藏储层敏感性研究

为提高安塞油田油井产能,针对该区低渗储层的敏感性特征进行了细致研究。通过系统的岩心流动实验,定量评价了储层敏感程度。研究结果表明:高52区长10段低渗透储层整体存在强水敏性(水敏指数平均为77.80%,临界矿化度为10 000 mg/L)、弱碱敏性(碱敏指数平均为15.82%)、强酸敏性(酸敏指数平均为90.58%)损害;储层速敏性不仅与储层黏土矿物组成含量有关,还与储层渗透率和孔隙结构有一定关系。对该区块储层的敏感性研究为下一步的油气开采提供了依据。

扶余油田东区水驱转注蒸汽开发可行性研究及矿场实践

扶余油田东区属于普通稠油油藏,注水开发30a,已进入高含水开发阶段,存在采油速度低、采出程度低、无效水循环严重等问题。通过物理模拟和数值模拟研究,确定东区水驱后可转为注蒸汽方式开发,进而优选合理的井网方式和蒸汽注入参数。2007～2008年,通过现场试验,注蒸汽方式开发获得较好的效果,为改善开发效果、提高采收率提供了技术支持。

新北油田出砂机理和防砂、治砂技术对策研究

针对新北油田油层地质特点,对油层出砂机理和历年来所采取的各种防砂措施进行了系统分析总结,并结合目前油藏开发状况和出砂特点,提出防砂、治砂的技术对策。

新立油田影响深井泵泵效因素分析及合理泵挂的确定

通过对大量现场数据进行统计分析,研究了影响深井泵泵效的各种开发因素,得出含水率、泵挂深度和沉没度与泵效的内在关系。并得出了新立油田扶杨油藏合理沉没度和合理下泵深度的范围。对新立油田抽油机井生产管理和抽汲参数优化设计具有指导意义。

油田效益现状描述及效益形势分析方法研究

在制订了单井区块统一效益分类标准和确定了效益状况评价指标的基础上 ,以某油区为例 ,从产量和成本状况、区块和单井效益分类、各类区块和单井分布状况及效益状况不确定性分析 4个方面对效益现状进行了描述 ;采用操作成本、高效区块产油量比例、高成本区块产油量比例、边际井和负效井比例和盈亏平衡油价等 5项评价指标对效益形势进行了分析。上述评价方法能够比较全面系统地反映已开发油气田的效益状况 。

新立油田注采比变化规律研究

结合水驱砂岩油藏注采关系和水驱油规律曲线,推导出4种预测注采比变化规律的数学模型。研究表明,注采比变化过程是水油比(含水率)的单值函数。依据矿场实际和理论分析,总结注采比曲线的5种基本类型,系统分析了储层渗流特征、导压系数、地层压力等因素对注采曲线形态的影响。应用该套方法可以有效预测注采比或含水率的变化,指导低渗透油藏开发动态分析和注水开发方案的制订,具有很好的实用价值。

微生物采油在新北油田的应用

本文介绍了微生物采油技术在新北油田的矿场试验应用情况 ,通过对其增油机理、适用条件的分析研究以及对现场应用规律的总结 ,探讨了微生物采油技术的可行性 ,为今后该项技术继续在油田推广应用指明了方向。经过对该项技术进行客观评价及经济效益分析 ,认为其投资少、工艺简单、增油效果明显。该项技术对同类型油藏具有借鉴价值。

新立油田断层附近高效调整井部署方式研究

针对吉林新立油田断层发育的特点,以断层对油气分布的控制机理研究为基础,建立了断层对油气富集的控制模式;综合应用多学科技术手段,研究了断层影响下的剩余油分布规律;结合断层附近现有井网类型和剩余油状况,优化确定了合理的高效调整井布井方式。根据研究成果指导实际布井76口,平均单井日产液为11.8 t/d,日产油为6.5 t/d,其日产油是老井产量的5.4倍,取得了较好的效果,为高含水期挖掘剩余油潜力探索出一条新的技术思路。

套保稠油油田火烧油层可行性分析

从火烧油层的筛选标准、实际地质条件及室内物理模拟实验入手,对该油田火烧可行性进行了分析。分析结果认为,套保油田进行火烧总体上是可行的,在实际火烧时应避开底水的影响,火烧区域应选在构造高部位或仅烧其主力层。

有效动用非主力层改善油田开发效果

通过对新立油田扶杨油层非主力层泥质粉砂岩层岩性、物性等的研究,揭示了泥质粉砂岩层分布特点及其与有效储层间的相互关系、潜力规模和可利用条件。利用水力压裂与细分层注水等工艺手段,完善了单砂体注采关系,达到增加可采储量、改善开发效果的目的。通过现场实践,实现了165口油井泥质粉砂岩层的有效动用,取得年增油4.22×104t/a的效果,证明有效动用泥质粉砂岩改善油田开发效果的方法是可行的,具有广泛的适用性和推广性。

套保油田低能量井井底砂清理技术

油田生产中,经常出现井底砂埋现象,影响采油或注水,通常的做法是下光管冲砂,但这种方法在井底压力较低时可能造成井口不返液及冲起的砂液回灌地层,影响清砂效果甚至可能造成清砂作业失败。因此,研究采用保护油层封隔器冲砂技术,来解决这一问题。应用该技术能快速建立起循环,并可将砂子全部冲至地面。另外,为防止冲砂液对地层造成污染,研究了专用抽砂泵,其现场应用操作简单、使用设备少,是一种低成本、高效率的清砂方法。

CJF-002菌在老油田高含水开发后期应用

吉林扶余油田是地质储量达亿吨级以上的大油田，该油田储层裂缝发育，储层非均质性比较严重，地下原油粘度较高。目前扶余油田综合含水近90％，而采出程度仪为20％，随着采出程度增加和含水上升，地下注采关系越来越复杂，由于裂缝发育及多年注水在地层当中形成的注水通道，致使注入水波极不均衡，

吉林油区乾118区块超前注水研究与探索

针对乾118-165区块特低渗透油藏初产高、递减快、稳产难的特点，采用了超前注水技术开发。在油藏精细描述的基础上利用多种方法进行往采井网优化，参照其他油田经验结合本区块地质特点和试验需求，确定了超前注水技术参数和投产时机，并应用超前注水实施后的油藏监测资料、开发动态反应等对超前注水的投产时机选择、并网的优化、注水参数的确定等进行评价。

压力敏感性对大庆某厂油田注水开发效果影响分析

在油藏开发过程中，储层除受不同程度的五敏影响，还会受到压力敏感性伤害，导致渗透率下降，并且这种伤害具有不可逆的特点，特别是对低渗透油藏影响更为显著。通过对大庆某厂油田储层岩石的压力敏感性伤害程度的研究，认为在油田投产后，随着地层流体的采出，地层孔隙压力逐渐降低，储层上覆有效压力增大，导致储层渗透率有较大的降低，影响了该油田注水开发效果，尤其是对油田构造低部位油井的产出和水井的注入情况影响较大。以同步注水或超前注水保持地层压力开采，是有效控制压力敏感性伤害、保持储层渗流能力的主要方法。

精细注采调控改善油田开发效果

针对低渗透油藏进入开发中后期注采矛盾突出、无效水循环严重的特点,通过深化油水运动规律及剩余油再认识,实施细分层注水、高产液高含水液流转向关井以及调堵相结合的措施,改善油田的开发效果。

抓住机遇突破瓶颈高效开发乾安油田

乾安油田于1985年投入开发,现已开发已近20年,目前处于中高含水开发阶段,油田潜力少,井况复杂,平面矛盾和层间矛盾突出,东西向裂缝水淹严重,开发难度大.2005年通过对其储层改造、井况治理、加密调整和东部扩边等一系列措施改善了乾安油田的开发效果,总结出特低渗透油田中后期开发经验,为2006年的开发调整提供了依据和方向.