单83块超疏水界面砂防砂堵水技术

边底水特稠油油藏的开发,其开发过程中不可避免的存在边、底水推进造成水侵的问题,而注蒸汽吞吐开发又加剧了边、底水的推进导致含水不断上升：超疏水界面砂具有较强的疏水亲油功能,在实现防止地层出砂的同时实现阻止边、底水的推进的目的。现场试验表明该疏水界面砂能够在地层近井地带形成防砂挡水屏障,降低油井的含水率,该工艺的实施使使得这类油藏得到了最大限度地开发。     

草4区块Es2-3单元边底水稠油油藏改善开发效果探究

草4块Es2-3单元是具有较强边底水的稠油油藏,该单元采用蒸汽吞吐热采与冷采两种方式开采,具有良好的水驱油条件。但是在开采过程中容易受水侵影响,含水上升率和产量递减加大,降低了采油速度和采收率,影响了开发效果。为此,在深化该单元油藏特征和开发规律认识的基础上,提出了提液依据,对吞吐降压开采的边底水油藏的水侵,采取提控液、堵调、增加注汽井点三种措施,理论与实际相结合制定合理生产压差,降低边底水推进速度,提高无水产油量,延缓见水期含水上升速度,延长生产周期,从而获得较高的最终采收率。     

氮气泡沫在稠油油藏中的现场应用

王庄油田坨82断块作为低品位稠油油藏,具有薄、差、稠、敏、中深的特点。在经数年蒸汽吞吐开发后,稠油开发面临诸多难题。氮气泡沫在治理井间热干扰和边底水入侵方面发挥了重大作用,如氮气泡沫调剖技术可以改善地层的动用程度,扩大蒸汽波及体积,起到治理汽窜和合理利用蒸汽的目的;氮气泡沫压水锥技术可有效治理边底水入侵,达到降低含水提高产量的目的。两技术在现场应用过程中均取得了很好的效果,进一步提高了稠油油藏的采收率。     

义东油田沾四区剩余油分布规律研究

本文针对义东油田沾四区边底水稠油油藏开发中含水上升快、采收率低的问题,为了改善开发效果,提高采收率,在沾四区边底水稠油油藏开展了剩余油分布规律研究,为该油藏下步实施调整奠定了基础,对义东油田沾四区边底水稠油油藏及同类油藏的开发具有重要意义。     

垦641斜6井凝胶堵水工艺与认识

针对垦641断块边底水活跃的稠油油藏,目前高含水是影响其开发效果的主要因素。在垦641斜6井应用耐温凝胶堵水工艺,转周后含水下降了8个百分点,日油增加4 m~3,取得了较好的开采效果。     

深化自然规律认识 探索稠油开发思路

高43块和高424块属于地层不整合稠油油藏,因小层多、厚度薄、边底水活跃,经过多轮次蒸汽吞吐后汽窜严重,周期油汽比下降,含水上升,开发效果逐渐变差。为进一步改善开发效果,通过优化伴注化学药剂、优化注汽方式和生产方式,优化堵水工艺等措施,提出了针对性的治理方案,通过理论研究与现场实施,取得了较好的效果。     

洼38块东二段油层细分与对比方法研究

小洼油田洼38块稠油油藏经过15年的开发,已进入高含水阶段,产量持续递减。为改善开发效果,建立一套以水平井为主的边、底水稠油油藏挖潜技术和方法,需要进行油层细分和对比。对比研究中,对前人对比的不合理之处进行了修正,同时总结了扇三角洲地层对比的模式和规律,对类似扇三角洲油藏的地层对比具有指导意义。     

泡沫堵水技术在稠油开采中的应用研究

针对中原油田毛8块普通稠油油藏蒸汽吞吐过程中,边底水侵入造成油井周期含水上升较快的问题,评价了三种发泡剂的发泡性能。现场应用表明氮气泡沫能有效抑制边底水的锥进,提高蒸汽吞吐井的热波及效率。封堵后试验井产出液含水率由87%下降到64%,蒸汽注入压力有一定幅度的升高,蒸汽施工后油井的稳产期明显延长。该项技术在毛8块具有较好的应用前景。     

气体钻井出水时泥页岩水侵规律研究

气体钻井钻遇地层出水条件下,地层水将在毛管力作用下侵入上部泥页岩地层,并在地层内形成一个气水两相分布地带,针对地层水侵入规律的研究,对研究泥页岩井壁稳定性具有重要意义。本文主要采用数值模拟对其进行研究,通过建立气水两相渗流模型模拟该条件下的水侵过程,可得到水侵范围内含水饱和度和孔隙压力的分布,并由计算结果进一步可得到水侵深度与时间的关系;采用实验设备在模拟地层温度和压力条件下,对其进行实验研究,可得到岩心中的水侵深度与时间的关系,并与模拟结果对比验证,表明模拟结果能对气体钻井钻遇地层出水条件下泥页岩的水侵规律进行模拟。     

应用配套技术改善边底水稠油藏吞吐后期开发效果

边底水稠油油藏开发后期,水侵成为影响蒸汽吞吐效果的主要因素。我们对断块进行精细研究,通过利用新井的电测解释结果、各种监测资料,结合动态分析,开展水侵规律及剩余油分布规律的研究,从而有效地实施剩余油配套挖潜技术,达到改善开发效果的目的。     

边底水油藏开发效果分析及调整挖潜技术研究

孤东油田七区馆下是典型的边底水油藏,经过20多年的天然能量开采,现在已经进入＂三高阶段＂。油藏含水上升速度快,递减速度快,单元稳产难度大。通过深化油藏动态分析,加强剩余油分布规律研究,制定合理的调整挖潜技术,实现空水稳油技术,有效解决了制约油田稳产关键问题。     

提高埕东油田水平井日产油量研究

在埕东油田勘探开发后期,水平井以其初产高、含水上升慢和累产高的特点被广泛应用。目前应用油藏类型涵盖稠油边底水油藏、强边底水稀油油藏和薄层稀油油藏。在取得良好效果的同时,水平井实施过程中轨迹质量和生产管理参数成为制约开发稳产的主要因素。本文针对存在问题进行了分析,通过优化单井设计、加强钻井跟踪、严格控制生产压差等相应措施,大大提高了水平井单井产能。     

海外河油田新海27块二次开发探索与实践

海外河油田新海27块为层状边底水普通稠油油藏,利用直井开发15年后进入高含水低速采油阶段,综合含水95．5％,采油速度0．26％,大部分油井因高含水关井,油田濒临废弃,针对开发中存在问题,在精细地质特征及剩余油研究基础上,结合油藏低含油饱和度特点,应用水平井技术开展油田二次开发研究,现场应用后取得较好的实施效果,油田采油速度上升到1．05％,综合含水下降到86％,预计提高最终采收率8．5％．     

底水油藏减缓递减方法探讨——以埕东油田西区馆陶7砂组为例

底水油藏储量品位低,开发中含水上升快导致产量递减快,成为制约开发效果的瓶颈。本文从埕东油田馆陶7砂组底水油藏的开采特征入手,研究了底水油藏不同井型含水上升影响因素,并探索实施了控制含水上升产量递减的方法,结果表明钻井井身轨迹、油层有效厚度、隔夹层发育状况、射孔程度和采液强度等,对底水油藏的控水影响大。     

边底水稠油油藏含水上升规律研究

胜利油田营13东一段为高孔高渗储层,属于典型的边底水油藏。该块边底水能量充足,油水比粘度大。开采特征主要表现为见水早、含水上升速度快、产量低。含水上升速度快是造成产量低的直接原因,本文就含水上升的规律及影响因素进行分析,对指导本油田及同类油田有一定的借鉴作用。     

南海底水油藏ICD控水技术

A油田是一高孔高渗底水稠油油田,底水能量充足,在开发过程中由于储层的非均质性以及井筒内部摩擦造成水平井见水快、产水量高、水锥侵入迅猛。在综合考虑国内外控水工艺和借鉴国内类似油田开发经验的基础上,认为ICD技术在A油田具有较好的应用可行性。根据油藏地质特征,优选3井为研究对象并建立相关地质模型。模拟结果表明,ICD控水技术能有效抑制底水锥进速度,增加日产油量降低油井含水,在5年内可累增油2万方。因此,ICD技术在A油田的成功具有较好的应用前景和开发效果。     

关于埕东油田西区底水油藏水平井挖潜的建议

埕东油田西区为边底水油藏,开发到目前已经有30多年的历史,该块馆上段初期因油稠出砂的原因,只有油性较好的零星井点生产,80年以后才陆续打井,由于构造缓,破坏性开采等原因,该块含水上升快,稳产难度大,本文以埕东油田西区为例对此类地质条件复杂,含水高的构造边底水油藏的地质、构造、储层特征等多方面进行分析,并探讨了利用水平井完善井网,提高油藏储量动用状况的开发思路,根提出实施方案,取得较好的效果。     

底水油藏水平井见水后生产动态预测方法适用性研究

为了指导见水后底水油藏水平井动态分析,本文分析了FM油田水平井生产特征,两种常用动态预测方法,并给出相应的简易预测公式,利用这些方法计算FM油田的生产实例,指出了不同方法的适用范围。结果表明,FM油田底水油藏水平井见水时间早,见水初期含水上升速度快;de Souza与Yang分别基于数值模拟结果,利用回归分析得到不同水平井产水动态预测方法;与生产结果相比,这两种方法预测产水动态均存在一定误差。其中de Souza误差较小,在中低含水期与实际结果符合较好,误差主要产生在高含水期,数值模拟取值范围的局限是造成误差的主要原因。因此,de Souza方法可用于中低含水期底水油藏水平井动态预测,而对于高含水期则有必要结合FM油田实际情况,研究更准确的动态预测方法。     

江苏边底水油藏含水上升规律研究及应用

正确地认识油田含水上升规律,是实施油田稳油控水的前提;只有充分认识油田含水上升规律,弄清哪些因素是必然的、哪些因素是人为造成的、哪些是可以通过后期措施加以调整的,才能为油田的开发、调整决策提供科学、合理的依据,为油田的高产、稳产打下坚实的基础。通过对江苏边底水油藏含水上升规律的研究,分析了常用含水预测方法的特点,研究了边底水油藏含水上升规律并进行了举例验证,还通过分析影响含水上升的主要因素提出了控制含水上升、改善水驱开发效果的一些建议,相信这些建议对指导该类油藏的开发将产生积极的效果。     

埕东油田西区边底水油藏管理模式探讨

埕东油田西区为典型边底水油藏,该类油藏突出特点就是边底水活跃,含水上升速度快,采出程度低,采收率低。为改善边底水油藏开发效果,实现边底水油藏高效、可持续开发,提高油藏最终采收率。本文针对埕东西区边底水油藏地质特征、开发方式、油水关系及开发效果等诸多方面的差异性,运用"差异化"管理理念,对症下药,不同的油藏特点采取不同的开发对策,进一步提升边底水油藏开发管理水平。同时,通过该理念的建立,为边底水油藏的高效开发建立一整套完整的开发管理体系。