水平井技术在秦皇岛32—6油田西区底水油藏中的开发实践

随着油田开发技术的进步,水平井开采技术日趋完善,在底水油藏应用中取得了明显效果。秦皇岛32—6油田西区是典型的底水油藏,该区主体于2002年采用定向井投入开发,投产后基本没有无水采油期,底水锥进、突破很快,经过6年多的开发已进入高含水期,至2008年初,含水83．7％,采出程度5．05％,开发效果较差。基于水平井开发底水油藏试验研究,总结出影响该区水平井开发效果两个主要因素：水平段距离油水界面高度和水平井区隔夹层分布状况。在此基础之上,通过开展隔夹层及剩余油研究,在明下段有利位置布水平井6口,并在实施中应用了随钻跟踪及先进的完井技术。该区6口水平调整井投产后初期产能约是定向井的3倍,全油田预计最终采收率提高0．36％,取得了良好的效益。     

南中国海油田独立开发方案讨论

从南海某油田开发方案研究出发,根据目标油田的油藏规模和储量,兼顾周边油田的区域开发需求,确定油田开发思路和钻完井机具、方式的选择方法。详细阐述油田生产处理、油气水输送、原油储存和外输的主工艺流程设计思想,系统论述油田开发主要工程设施的研究思路和方法。在经过初步工程方案筛选后,针对油田独立开发的关键设施———浮式储油生产装置(FPSO)或浮式储油装置(FSO),以改造升级旧 FPSO、旧油轮改造成 FSO 及新建 FPSO 等三个可行的开发方案为基础,确定相应的主工艺流程,从各方案技术优缺点、工期编排及工程投资估算等方面综合考虑,进行油田开发工程方案的最终选择。在此基础上,总结了南中国海油田独立开发方案的研究思路和方法,该方法对于远离陆地的油田开发方案研究具有借鉴意义。     

无因次等孔隙体积配产配注方法研究与应用

为了改善注水开发效果差的情况,对无因次等孔隙体积配产配注理论改善注水开发效果的方法进行了研究。针对高30断块油藏,分别使用无因次等孔隙体积法和传统的kh值计算其合理配产配注量,接着采用油藏数值模拟进行了无因次等孔隙体积配产配注法和传统的kh法在该断块油藏注水开发的对比预测。结果表明,相比kh法,无因次等孔隙体积法使油田有效开发时间延长27年,采出程度由22．46％提高到27．94％,提高5．48％,增产原油19．88×10^4t。所以采用无因次等孔隙体积配产配注法比传统kh配产配注法更加符合油藏实际,使有效开发年限更长,最终水驱采收率更高。该方法可以为同类注水开发油藏的合理配产配注提供参考。     

东海平湖油气田平湖组沉积相研究

平湖油气田是东海陆架盆地投入开发最早的油气田,平湖组是其主要的产层之一。长期以来,由于对平湖组沉积相认识一直存在分歧,影响了对其油气分布规律的认识。综合古生物、地化、岩心、录井、地震等资料,分析认为平湖组的沉积相为受潮汐作用影响的辫状河三角洲相,发育的主要微相类型包括有水下分流河道、河口砂坝、水下天然堤、分流间湾微相。这为油田下一步勘探开发提供了有益的指导。     

东海平湖油气田中高渗凝析气藏开发效果分析

东海平湖油气田放鹤亭始新统平湖组气藏,属中高渗砂岩中低凝析油含量凝析气藏,1999年3月投入生产,采用衰竭式开采,至今已有8个年头,目前仍处于开发稳产阶段,日生产天然气量在140×10^4m^3左右。通过对平湖油气田凝析气藏开发生产状况跟踪研究发现,其采气速度高、主力气藏气井无水采气期普遍较长、气油比随着压力下降而上升、凝析油含量随着压力下降而下降、天然气采收率将优于开发方案设计值,同时也发现,防止气井出水、出砂是中高渗凝析气藏开发中应予以高度重视的问题。平湖油气田凝析气藏开发,在技术上和经济上都取得了较好的效果,可以借鉴于类似凝析气田的开发实践中。     

胜利油田连续25年新增探明储量超亿吨

从中国第二大油田——中石化胜利油田获悉,该油田2007年共生产原油2770.08×10^4t,超额完成全年原油生产任务,超产12．08×10^4t。这一成绩是在油田综合含水90％上、可采储量采出程度78％的情况下取得的。同时,胜利油田2007年新增探明石油地质储量超过1×10^8t,这也是该油田连续第25年实现新增探明储量超亿吨。     

开发东海油气有技术保证

最近,“东海平湖油气田开发工程技术”科研攻关项目已在上海获专家鉴定通过。该科研项目有6个子项目组成。其中“东海平湖油气田复合油气藏地质特征及油藏工程研究”对平湖油气田开发方案的制定具有实际指导意义;“东海平湖油气田丛式井定向钻井技术研究”成果已用于平湖油气田丛式井的钻井工程优化设计和油气产层保护技术的现场指导,整个研究对东海油气田的钻井工作有推广价值;“东海平     

平湖油气田低渗透储层测井评价研究

平湖油气田P11储层开发是平湖油气田增储提产的重要目标,也是当前平湖油气田开发面临的难题之一。由于埋藏深,储层物性条件差,试油自然产能低下,储层流体性质复杂,气油比低,凝析油含量高,密度大,储层温度高,压力系数高,给测井解释和评价带来很大困难,对开发方案的实施提出了挑战。根据岩心分析资料,从成岩作用、沉积作用等方面对平湖组放鹤亭P11储层低渗原因进行了分析;对P11储层的测井响应特征进行了总结,对P11储层＂四性＂关系、孔隙度结构进行剖析,对储层孔隙度、渗透率、饱和度等参数进行了研究,得到一套适合P11储层测井解释评价的方法,为P11储层的开发提供参数依据和测井解释服务。     

渤海湾盆地埕北油田高采收率主控地质因素剖析

渤海湾盆地埕北油田为带有气顶和刚性水体的普通稠油油藏,表现出油井产能高、采油速度高、开发生产平缓等高效开发特点,目前水驱采出程度已达到42.8%,预测最终水驱技术采收率将超过60%,搞清该油田高采收率的主控因素对指导渤海湾盆地类似油田的开发具有重要意义。在对埕北油田高采收率评价的基础上,从该油田东二段油藏自身的优势地质特点、边部水体能量大小、储层微观渗流特性以及针对开发过程中暴露出的问题采取的及时调整对策等方面剖析了取得高采收率的主控原因。该油田开采的成功经验可为国内同类型油藏高效开发提供借鉴和技术指导。     

埕北油田聚合物的筛选与性能评价

埕北油田具有原油黏度高、油层渗透能力强和非均质性严重等特点,水驱开发效果差,剩余油储量大。目前,埕北油田综合含水90%,采出程度30%左右,而生产平台工作时间已达到设计使用寿命,急需高效、快速的开发技术。针对埕北油藏地质、流体性质和开发现状,利用室内仪器检测和理论分析方法,开展了聚合物筛选和聚合物性能评价,利用模糊综合评判方法对聚合物进行了优选,推荐使用中国石油大庆炼化公司生产＂抗盐＂和＂超高＂部分水解聚丙烯酰胺。     

渤海油田氮气泡沫段塞调驱研究与应用

结合渤海油田开采现状及海上作业条件要求,提出了氮气泡沫段塞调驱措施实现对老油田的挖潜控水。氮气泡沫段塞驱油实验结果表明,在总注入量相同条件下,段塞式注入泡沫好于连续注入方式,且3个泡沫段塞好于2个泡沫段塞的调驱效果,其中＂连续注入泡沫＂方案相比水驱提高采收率为19.7%,＂2个泡沫段塞＂方案提高23.5%,＂3个泡沫段塞＂方案提高31.7%;矿场应用表明,泡沫段塞式注入可以取得很好的降水增油效率,实验井组共计13口油井,其中12口逐步见效,见效率高达92.3%,平均日增油50 m3左右,累增油14 703 m3,展现了氮气泡沫段塞调驱的技术应用潜力。     

低渗油藏采收率确定新方法

通过对油藏相渗曲线的归一化处理,利用达西定律理论,建立采油指数与含水率的关系;再通过油藏确定的单井经济极限采油量和油藏极限生产压差求出极限采油指数,从而得到极限含水率;最后以最终水驱体积波及系数与储层退汞效率计算出采收率。并以低渗透油藏为实例验证了该方法的正确与适用性,说明该方法对油田开发中确定低渗油藏采收率具有科学的指导意义。     

低饱和度油藏原始饱和度计算及含水上升规律

受低幅度构造、地层倾角小、储层渗透率低、油源供给不足等因素影响,油层中存在自由水,若整个开发层系的油层大面积内均为油水同层,则称为低含油饱和度油藏。低含油饱和度油藏油井投产初期就具有一定含水率。由于室内岩心试验获得的油水相对渗透率曲线是在饱和油情况下进行,因此,油田实际含水与采出程度和利用室内试验曲线计算出的理论含水与采出程度曲线不能较好吻合,当油藏原始含水饱和度较高时这种误差会很大,导致含水与采出程度理论曲线无法正确预测油藏含水上升规律。根据试验获得的相渗曲线和实际生产数据,采用试验数据与生产实际相互印讧的方法,修正油藏含水上升规律,计算油藏原始含水饱和度,解决了油藏原始含油饱和度计算以及具有原始含水饱和度油藏含水上升规律预测问题,对正确认识油藏和开发指标预测具有重要意义。     

A油田结蜡规律及清蜡方法研究

A油田属于小而肥的高品位油田,埋藏浅、油层单一、胶结疏松、高孔、高渗、稀油、边水活跃、初期产量高,但是原油中含蜡量高达6％左右,开采过程中结蜡容易造成自喷井油嘴堵塞、机抽井卡光杆、地面管残堵塞而影响正常生产。通过开展恒温溶蜡实验,矿场总结单井结蜡规律,采取区别对待,根据油压、套压、回压变化,对自喷井检查油嘴、启抽、热洗井筒及地面管线、机械刮蜡等有效措施,投入开发三年以来没有一口井和一条管线发生过蜡卡事故,油井生产平稳有序,集输管线安全畅通,以甲方12人的经营团队累积产油72×10^4t,采收率50％,自然递减为-7％,综合含水仅1．6％。     

海上油田泡沫堵水技术研究与应用

如何有效地实现控水增油是目前海上油田进行高效高速开发所面临的问题。泡沫堵水技术作为一项控水增油的增产工艺措施在陆上油田得到了成功的应用,且近年来泡沫设备的改进使得该技术在海上油田的应用成为可能。此文通过泡沫静态实验、动态实验优选出了适合目标油藏条件的高效起泡剂,并对泡沫的油敏性,封堵能力,提高采收率性能进行了研究。实验结果表明,筛选出的起泡剂就有较好的起泡性能,泡沫具有较好的堵水效果,堵水率最高达到97．8％,且对高渗模型提高采收率幅度达到15．9％。通过在海上油田的应用,该技术实现了控水增油的作用,取得了较好的增产效果。     

掺水工艺实施后存在问题及解决办法

2007年1月,腰滩油田全面实施掺水工艺。工艺实施初期,因原油物性差、油井分散、单井产量低、新井生产无水采油周期短、油井产液含水率上升快等导致了掺水量过大的问题,使站区日处理液量增加、原油销售超标,严重影响油田的正常生产。为保证掺水工艺在腰滩油田的顺利实施,依据掺水理论,结合油田实际,通过现场简化流程、完善加药方式、制定合理工作制度等措施,使掺水工艺在该油田得到了正常运行,达到了生产稳定、节能降耗、提高经济效益的目的。     

钙质层发育的普通稠油边际油藏高效开发技术探讨——以Wll-1E油田为例

涠西南凹陷W11—1E边际油田在常规的开发模式和技术下难以投入生产,充分利用现有平台,采用大位移井开发是解决这一问题的有效途径。目前针对发育有钙质层的普通稠油油藏提高采收率方面的研究甚少,主要矛盾是在合理利用水驱能量的同时,最大限度地提高单井产量和采收率但又不至于发生水窜。在水平井参数优化和规避地层原油黏度风险的基础上,充分利用顶、底钙质层对边水锥进的抑制作用,解决了该矛盾。3口大位移水平井投产后效果好,初期产能高,含水率低,最终实现增储上产与高效开发同步进行。     

聚合物驱组合段塞分注实验研究

萨尔图油田南二区东部140号断层以东地区葡11—4油层,以多段多韵律和正韵律沉积为主,平均孔隙度30．0％,平均空气渗透率1980×10^-3μm2。水驱结束时该油层平均含水92％,采出程度39．5％。计划对该区块实施聚合物驱开采。以往经验认为,组合段塞调整注聚技术能够有效改善流度控制作用。然而对组合注入情况下如何进一步提高驱油效果、注入井分注时机、层段注入强度对开发效果有何影响却很少探讨。通过室内驱油实验,在聚驱的组合段塞注入不同时机（水驱空白阶段、含水下降阶段、含水稳定阶段、含水回升阶段）下调整注入强度实施分注以及在含水回升分注基础上进一步调整注入强度,同时对比不分注实验,评价各方案驱油效果。实验表明：不实施分注时聚驱采收率在水驱基础上提高了19．07个百分点,而组合段塞注入时实施分注均能够在不分注基础上进一步提高驱油效果;空白水驱时实施分注采收率提高幅度最大,为26．55个百分点;随着分注时机的滞后采收率提高幅度增加值依次递减,分注时机越早越好。