浅层稠油油藏（通用7篇）
浅层稠油油藏 篇1
1 目前开发面临主要矛盾
1.1 注采矛盾日益加剧
蒸汽驱大致分为热连通、蒸汽驱替、蒸汽突破三个阶段[1], 目前九6区齐古组蒸汽驱基本进入蒸汽突破阶段, 蒸汽的单向突进在注采井之间形成突破后, 汽驱效果变差, 从而导致油藏逐步递减, 在生产指标上表现为产油水平下降, 含水逐渐上升, 油汽比也呈下降趋势。该阶段主要存在两方面的矛盾, 一方面地层亏空随着蒸汽驱开采时间延长逐年增加, 另一方面由于地层非均质程度严重, 平面上油层渗透率级差达6.5倍, 纵向上同一口井渗透率相差8~9倍, 非均质系数0.43, 蒸汽发生指进和汽窜频率增加, 导致区域内高含水井增多, 大大降低汽驱的波及效率, 蒸汽的无效循环矛盾日益突出。
1.2 油层纵向动用不均匀
由于蒸汽的重力分异作用, 蒸汽进入到油层的上部, 油层上部的原油不断被加热采出地面, 随着汽驱进程的增加, 蒸汽超覆现象更加明显, 加热层的厚度逐渐减小, 不同时期同一口井的温度测试结果可以看出, 温度剖面的高点逐渐的向上移, 动用主要都为油层的中上部, 油层下部动用程度较低。
2 治理措施及效果评价
2.1 分类分治, 优化注采参数
根据生产动态和油藏静态结合研究剩余油分布的理论和方法[2]研究九6区汽驱区剩余油分布, 以沉积相带作为井组分类的主要静态参数、日产油水平﹑综合含水率﹑汽窜状况等参数作为蒸汽驱井组动态分类重要依据, 把汽驱井组分为4类, 见表1。
表1中, 整体见效井组:注采井都处于河道微相, 注采井之间驱替关系好, 典型井组96211生产曲线, 1998年5月转入蒸汽驱生产后, 井组产液水平和产油水平较吞吐阶段大幅度上升, 平均产液水平由转驱前的29.5t/d上升到转驱生产后60.2t/d, 平均产油水平由6.8t/d上升到16.7t/d。主要采取连续注汽方式, 注汽速度控制在55t/d, 继续扩大蒸汽波及范围, 提高驱油效率。
表1中, 局部见效井组:注汽井处于河道微相, 采油井处于河道和心滩微相, 由于井组内各单井见效时间不一致, 导致井组见效时间有所延迟, 典型井组96244生产曲线, 于1998年5月转驱后, 2000年5月以后产液水平、产油水平呈现上升趋势, 转驱前平均产液水平25.6t/d, 产油水平6.4t/d, 转驱后1998年5月到2000年5月平均产液水平22.9t/d, 产油水平5.0t/d, 可以看出2000年5月进入蒸汽驱替阶段后, 产液水平和产油水平大幅提升, 平均产液水平54.8t/d、产油水平9.3t/d。同时对井组中生产效果不理想的采油井实施吞吐引效, 既有利于提高单井采出程度, 也利于建立注采井之间连通, 调整平面的驱替关系。
表1中, 汽驱低效井组:注汽井处于心滩微相, 采油井处于河道和心滩微相, 注采井之间的驱替关系较差, 典型井组96027生产曲线, 于1998年5月转驱生产后, 产油水平变化不大, 转驱前的产油水平3.1t/d, 转驱后产油水平为2.6t/d, 表现为汽驱低效井组。井组主要采取间歇汽驱[3]注汽方式, 通过注汽速度的交替变化, 均衡油层温度、压力场, 改变蒸汽驱扫方向, 驱替死油区, 提高油层动用程度。注汽速度控制60t/d, 间歇周期为停6个月注6个月。
表1中, 产地层水井组:油藏南部位于构造的低部位, 水型分析资料表明产地层水, 一般井组日产油水平<2.0t/d, 综合含水>95%, 表现为产地层水井组, 目前油藏地层水主要为不活跃的边底水和岩性封存水。井组实施缓注强排措施, 停止注汽井组149井次, 节约蒸汽90.5139×104t, 累积增油量0.8677×104t。
2.2 整体高温封堵与优化注汽方式相结合, 提高蒸汽波及效率
目前蒸汽驱进入中后期生产, 汽窜干扰已经由井组内扩大到井组间, 当汽窜由井组间扩大到整个区域, 井组的窜扰矛盾进一步加剧时, 单井组的封堵措施不能改变区域的整体窜扰情况, 采取整体高温封堵调剖措施[4], 为了改善蒸汽在平面上的波及方向, 采取平行主河道的方向进行间注措施, 采取分两批平行于主河道方向间注的, 间注过程中垂直主河道方向压力低, 蒸汽会沿着垂直主河道方向推进, 从而改善蒸汽沿主河道方向突进快的矛盾。
2.3 人工地震辅助采油
人工地震辅助采油[5]是利用地面人工震源或井下人工震源与油藏岩石频率共振所建立的波动效应, 以低频的机械波形式传到地层, 调整井间油水运动状态, 从而实现多口井增产的目的。振动波具有强穿透力的机械振动作用、空化作用、在液体、固体介质中传播距离远等特点, 振动有利于清除油层堵塞及提高地层相对渗透率。
九6区油层埋藏浅, 震动能量损失小, 于2000年开始共在5个区域实施, 累积增油量1.1687×104t。人工地震辅助采油技术现场实施操作简单易行, 见效快, 而且不会对油层产生污染。
3 结论
(1) 汽驱井组存在物性差异, 导致汽驱井组的见效程度不一致, 通过对汽驱井组的精细划分和分类管理, 能有效建立注采井之间的驱替关系, 达到提高油藏采收率的目的。
(2) 汽驱中后期汽窜、水窜的增加, 导致油藏含水逐步上升, 利用整体高温封堵调剖和大规模平行主河道的间注方式相结合, 扩大蒸汽在平面上的波及程度。
(3) 人工地震辅助采油技术现场实施操作简单易行, 见效快, 经济效益明显, 而且不会对油层产生污染。
摘要：为提高蒸汽驱效果, 采取分类分治的原则对不同类型井组实施不同的注汽方式, 整体高温封堵调剖与大规模间注相结合、人工地震辅助蒸汽驱等措施, 形成蒸汽驱中后期开采配套技术, 对提高浅层特稠油蒸汽驱开发效果具有重要意义。
关键词：九6区,蒸汽驱,特稠油,井下震动,治理措施,连续注汽,间歇注汽
参考文献
[1]许心伟, 张锐, 何中.稠油蒸汽驱开采特征及转驱程序研究[J], 特种油气藏, 1998, 02:24-27
[2]李胜利, 于兴河, 高兴军等.生产动态和油藏静态结合研究剩余油分布的理论和方法[J], 资源与产业, 2006, 02:63-66
[3]刘新福, 宋鹏瑞.间歇注汽法——提高蒸汽驱效果的重要方法[J], 新疆石油地质, 1997, 01:89-91
[4]何德文, 刘喜林, 暴富昌.热采井高温调剖技术的研究与应用[J], 特种油气藏, 1996, 03:36-43
[5]许春梅.人工地震增油技术在克拉玛依油田中的应用[J], 新疆石油地质, 2006, 05:615-616
浅层稠油水平井轨迹控制 篇2
1 水平井轨迹控制特点[1]
(1) 要求高。
普通定向井的目标区是一个靶圆, 井眼只要穿过此靶圆即为合格。水平井的目标区则是一个扁平的立方体, 不仅要求井眼准确进入窗口, 而且要求井眼的方位与靶区轴线一致, 俗称“矢量中靶”。
(2) 难度大。
在轨迹控制过程中存在“两个不确定性因素”。轨迹控制的精度稍差, 就有可能脱靶。所谓“两个不确定性因素”, 一是目标垂深的不确定性, 即地质部门对目标层垂深的预测有一定的误差;二是造斜工具的造斜率的不确定性。这两个不确定性的存在, 对直井和普通定向井来说, 不会有很大的影响, 但对水平井来说, 则可能导致脱靶。
2 轨迹控制原理
水平井轨迹控制实际上就是对井斜和方位的控制, 使得实钻井眼轨迹沿着设计井眼轨道前进。利用MWD测斜仪得到动力钻具的工具面角, 通过调整工具面角来控制动力钻具的装置方向线的方向, 进而控制钻头的走向。
3 现场施工各阶段注意事项
3.1 设备入井前的准备
设备包括井下动力钻具螺杆和MWD测量仪器。
首先要对井下动力钻具螺杆进行筛选, 所选的螺杆钻具的造斜率K应当比井身设计造斜率K高出10%～20%, 这样不但可以满足施工需要, 同时可以提高趟钻成功率, 缩短建井周期。其次是MWD测量仪器地面的检查、连接及检测与设定, 以及相应的一些配件的筛选。以北京海蓝仪器为例说明:MWD测量仪器的检查包括脉冲、探管是否正常, 电池电量是否充足, 然后将脉冲、探管、电池用扶正器正确地连接起来, 接着进行地面检测与设定。
另外在进行井口测试时记录好螺杆钻具与定向接头之间的角差, 井口测试一切正常后设备方可入井。在地面监控系统中, 一定要注意的是仪器系统角差和螺杆钻具与定向接头角差设定正确。这两个参数一旦出现错误, 将会导致轨迹控制南辕北辙, 轻者造成填井, 重者可能扰乱整个油藏开发方案。
3.2 直井段井身质量
直井段井身质量的好坏对于水平井轨迹控制影响较大, 所以许多情况下要求轻压吊打, 避免直井段出现严重偏移, 现场可参考钻井工程设计。如果直井段视位移为负, 相当于靶前位移增加, 对于遇到靶窗调整问题, 会有很大的调整余地, 如果是正常情况则相当于提前中靶;如果直井段视位移为正, 则相当于靶前位移缩短, 要求开始阶段造斜率相对较低, 入靶前造斜率较高, 这要才可以实现合理的中靶位置和中靶井斜角。
3.3 造斜段控制
在整个轨迹监控过程中, 可以比较实钻数据与设计数据来分析决定后续监控方案;同时也可以利用软件预测等手段进行监控。造斜段控制要注意以下几个方面:
(1) 井斜角不大于10° (开始阶段) 一定要将方位摆正, 否则会造成后续轨迹控制相当的被动。以HWkq017水平井为例说明:HWkq017水平井开始定向施工过程中, 在下钻和钻进过程中, 钻具振动比较厉害, 造成脉冲一处扣松动, 导致测量工具面比实际工具面大了30°左右;由于滞后距的存在, 造成现场工程人员判断也相应发生滞后;当井斜角达到8°左右时, 工程人员发觉不对, 果断提钻检查仪器, 发现问题并解决问题, 仪器经过再次调试, 一切正常后方才入井继续钻进。虽然工程人员及时发现问题, 避免了事故的发生, 但之前的实钻轨迹方位比设计方位大了30°左右, 因此需要先进行全力扭方位, 力争将方位摆正, 这样则牺牲了井斜的增加, 从而增加了后续控制的难度。如果在开始阶段将方位摆正, 那么即使在直井段水平位移偏离设计方位线距离较远, 也可以将实钻轨迹向设计方位线靠上去, 在向设计方位线的靠拢过程中不要着急, 应当选择慢慢地靠拢, 因为在开始阶段, 垂深的增长率大于水平位移的增长率, 因此就决定了实钻轨迹的水平投影不会迅速靠向设计方位线。随着井斜角的增加, 靠拢速度会越来越快, 通过工具面的微调, 慢慢地靠上去[2]。
(2) 井斜角在45°之前, 要组织有效的增垂深措施。随着井斜角的增加, 垂深的增长率越小, 因此要想增加垂深, 且不影响后续需求的造斜率和入靶井斜角, 如果螺杆造斜能力大于设计造斜率, 需要通过导向钻进降低井斜变化率从而增加垂深的话, 最有效的办法是在45°以前组织合适的导向钻进。由于在造斜段完钻后有几次通井, 下套管固井后末端井斜角会降低2°～3°, 为了给三开做好准备, 一般入靶井斜角大于设计井斜角, 适当地增加垂深可以满足造斜段末端的全力造斜和入靶井斜角。
(3) 当井斜角达到70°左右时要做好入靶分析, 一般此时已经钻开油气层。地质工作人员通过相关分析, 有可能要修改靶窗垂深, 所以定向工作人员要及时和地质工作人员保持联系, 及时调整轨迹控制方案。如bHW069水平井中靶前就对对靶窗垂深进行了修改, 加深了1.5m。像这样的情况每口井都有可能发生, 作为定向工作人员应做到会随时调整轨迹方案。
3.4 水平段控制
水平段一般为稳斜段, 现场上基本是通过导向钻进完成, 钻速比较快, 控制也相对比较简单。水平段开始阶段钻进方式的选择有一定的讲究, 选择错误, 会影响后面的轨迹控制。根据中靶情况 (入靶井斜角和入靶垂深) 来确定三开开始阶段的施工方案是要选择导向钻进还是滑动钻进。三开阶段前20m钻进中, MWD测量仪器还在套管内, 磁干扰的影响, 方位是假的, 但井斜工具面都是真实的;同时由于滞后距的存在, 对三开初始井斜的判断存在差距, 如果钻进方式选择错误就有可能造成钻穿油层底部或造成脱靶, 从而对后续钻进造成一定影响。例如:HWkq010井二开完钻中A靶的中部, 实钻井斜角和设计井斜角差不多, 经过通井下套管固井后A靶处井斜角比设计井斜角要小, 在三开开始阶段选择了导向钻进而不是滑动钻进, 造成井斜角未能及时提高, 因此所钻遇的油层岩屑显示变差, 不得不在随后选择较长段的全力增斜来弥补, 造成该井段出现较大的狗腿度, 导致后来的水平段通井时遇阻, 因此在水平段的开始阶段必须选择好钻进方式。
整个水平段钻进最佳的钻进方式是导向钻进, 尽可能不选择滑动钻进, 尤其是不选择用180°的工具面进行滑动钻进。从钻具受力的角度来看:降斜井段会增加井眼的摩阻, 引起更多的复杂情况。增斜井段的钻具轴向拉力的径向分力与重力在轴向的分力方向相反, 有助于减小钻具与井壁的摩擦阻力。而降斜井段的钻具轴向分力与重力在轴向的分力方向相同, 会增加钻具与井壁的摩擦阻力。因此, 应尽可能不采用180°的工具面进行滑动钻进, 而选择小钻压导向钻进, 如果是迫不得已的情况, 则要求在滑动钻进后进行反复导向划眼, 对其进行扩眼, 而且不宜长井段采用180°的工具面进行滑动钻进。
4 其他要求
4.1 钻具组合
一般无磁钻铤和普通钻铤具有很好地提供钻压和承压能力, 但使用钻铤, 钻柱的旋转扭矩大、摩擦阻力大以及高密度钻井液引起的粘附卡钻几率增加, 为了减少钻柱的旋转扭矩、摩擦阻力以及高密度钻井液引起的粘附卡钻, 一般采用钻杆加重钻杆和斜坡钻杆来代替钻铤施加钻压和承压。而加重钻杆和斜坡钻杆相比。加重钻杆提供钻压效果好, 而斜坡钻杆降摩阻效果好。由于造斜段开始阶段钻具轻, 使用加重钻杆可以尽快增加钻具重量, 从而保障钻压;而水平段中由于摩阻比较大, 斜坡钻杆放在底部可以有效地降低摩阻, 而且上面的加重钻杆可以保障钻压。
一般情况下, 新疆油田浅层稠油水平井造斜段和水平段钻具组合如下。
造斜段钻具组合:
Φ311.2mm-HJ517G钻头+Φ197mm单弯螺杆1.75°+MWD接头+Φ127mm无磁钻杆十Φ127mm加重钻杆+Φ127mm斜坡钻杆+方钻杆。
水平段钻具组合:
Φ215.9mm-HJ517G钻头+Φ165mm单弯螺杆1.25°+MWD接头+Φ127mm无磁钻杆十Φ127mm斜坡钻杆+Φ127mm加重钻杆+方钻杆。
4.2 钻井液性能
水平井钻井对钻井液要求更高, 不但要求能保障井况安全和设备安全, 同时还要求其具有优良的悬浮和携屑能力, 防止岩屑床的沉降, 有效清除岩屑床, 防止阻卡;且所形成的泥饼具有薄而韧的特性, 降低摩阻, 有效传递钻压, 尽可能避免污染油藏。在新疆油田, 造斜段一般使用聚合物钻井液体系, 水平段使用聚磺钻井液体系。
5 结论
1) 采用水平井技术开发动用薄层油藏在新疆油田已得到了广泛的应用。
2) 水平井是一项高投入高回报的工程, 同时又是高风险工程, 现场工作人员必须深刻理解水平井方面的基础知识和掌握这方面的基本技能才能胜任。
参考文献
[1]王慕玮, 范海燕.井眼轨道设计及监控软件的开发[J].甘肃科技, 2008, 24 (12) :18-20.
浅层低渗油藏采油工艺探究 篇3
关键词：低渗透,机械采油,工艺技术
0 引言
低渗透油藏的研究和开发已经渗透到石油工业的方方面面, 全国已动用的低渗油田的数量越来越多, 获得的产量也越来越大。而且未探明或已经探明但无法开采的低渗油田的储量更大, 因此, 提高勘探技术发现更多的油田和改善低渗油藏的开发效果提高产量是非常有必要的, 这不仅可以满足人们对石油日益增长的需要, 而且也有利于我国石油行业的稳定成长。
1 低渗透油藏采油工艺技术
采油工艺技术包括:超完善完井技术、注水井增注技术和大压差采油技术。
1.1 超完善完井工艺技术
对于低渗透砂岩油藏, 我国已普遍采用超完善完井技术, 为保证应有的产能, 取得了很好的效果。
低渗透砂岩油藏一般需采用压裂措施改造油层, 因此一般都采用套管射孔完井。油管输送射孔技术、电缆输送过油管射孔技术和套管枪负压射孔技术都是是我国广泛应用的射孔技术。射孔弹较多使用的是YD-73型射孔弹, 穿透深度可达700mm以上, 射孔密度大多在15~20孔/m, 射孔效果良好。
1.2 注水井增注技术
低渗透油藏难以开发的主要问题在于孔隙度低, 渗透率低, 油水难以在孔隙介质中流动。而且低渗透油藏的开发过程中, 要保证地层压力水平较高, 所以要保证注水量能满足压力要求, 所以进行注水时要注意以下几点。
1.2.1 保证注水系统整个过程中的水质合格
保证合格水质是低渗透砂岩储层注好水的关键, 要在水源容器罐开始到井下注水管柱全流程实施保证水质的措施。
1.2.2 高压增注技术
一般来说, 注水压力是不能高于储层的破裂压力的, 但是对于启动压力过高, 自主吸水不能满足要求的低渗油藏, 可以适当提高注水压力至破裂压力水平, 这时近井位置就会产生一些微裂缝, 这些微裂缝的存在能大大提高储层的注入水量。
对于应用高压增注不能明显提高储层的吸水能力时, 也可通过短裂缝压裂增注技术进行改善。必须要把半缝长和缝高控制在合理的范围之内, 以短裂缝为原则, 应根据井距、裂缝方位与注采井排方位关系以及增注需要进行优化设计。比如, 鄯善油田在350m井距, 裂缝方位与井排方位斜交情况下, 在注水井中压开半缝长小于75mm的人工裂缝, 增注效果明显, 而且无明显水窜现象。
1.2.3 粘土稳定技术
对于具有敏感性的储层来说, 例如速敏、酸敏储层, 储层敏感性的原因是因为其岩石粘土矿物颗粒所占的比例较大, 因此, 为了降低储层伤害, 可应用粘土稳定技术, 以保证各层位的吸水能力不受太大影响。
1.3 大压差采油技术
1.3.1 有杆泵抽油工艺
1) 改进杆式泵技术
有杆泵分为两种:管式泵和杆式泵。管式泵的优点有:装置简单、价格低, 对于相同的油管可以下入的泵径较大。管式泵适用于高产井, 但是检泵时需要起下油管, 操作复杂、工程量大, 是适用于深井作业。
杆式泵虽然有检泵不起下油管作业的优点, 但其结构复杂, 在相同油管内允许下的泵径较小, 从而限制了其应用范围, 因此各油田对杆式泵进行了研究改进。
2) 玻璃钢抽油杆深抽技术
因为受常规抽油杆强度和抽油机负荷的影响使下泵深度受到限制, 以致一些油层埋藏深、液面低的低渗透油藏的生产能力不能得到充分的发挥。华北油田成功把玻璃钢抽油杆与钢杆组合杆柱、长冲程整筒泵、高效防气泵和油管锚定等技术配套进行深抽, 可使φ38mm泵的最大下泵深度达到3000m, 其泵效和采液量均有明显提高。
3) 有杆射流增压泵抽油技术
有杆射流增压泵的装置是:在常规有杆泵下端连接上一整套射流泵, 射流泵的动力来源于油管中的液柱, 液体通过射流泵的喷嘴时压力降低, 这样就可以提高泵的充满系数, 提高油井产量, 而且这种技术也可以应用于深井。
4) 机采井找水堵水技术
要想降低层间干扰的程度, 抑制注入水推进的速度, 可以将高含水层实施堵水。机采井找水除采用井温—动态综合分析法外, 还研制成功环空找水技术。在机械堵水中采用Y141-114整体平衡管柱和Y422-114丢手平衡管柱, 对低渗透油井堵水效果较好。
5) 无油管抽油技术
北京石油勘探开发科学研究院与华北油田共同开发的无油管抽油技术是将抽油泵固定在油层套管上, 实心的抽油杆更换为空心的抽油杆, 从而使泵中的原油通过空心杆直接到达地上。
1.3.2 螺杆泵空心杆举升工艺
因为螺杆泵具有成本低、泵效高、损耗小和管理方便等优点, 所以它特别适合应用于低渗透油井中。螺杆泵的性能总体上来说是优于抽油机的, 所以它的使用可以获得较好的经济效益和社会效益。以大庆油田为例, 平均单井可比抽油机井节约一次性投资30%~50%, 为高效开采低渗透性油藏提供了新途径。
1.3.3水力活塞泵抽油工艺技术
水力活塞泵 (如图1) 以热液体作为动力液, 工作时动力液连续地由四通阀进入油管, 入泵后经液力马达带动抽油泵, 产出液经泵增压后排往油套环形空间, 与用过的动力液混合返到地面上进行测量。
1.3.4 气举采油工艺技术
对于存在气源的低渗透油藏来说, 应用气举采油工艺可以有效提高采油效率。在我国的中原油田和吐哈油田, 低渗透油藏的气举采油工艺已经得到了广泛应用, 效果良好。气举系统示意图如图2。
2 结论
在低渗透油藏开发的具体工作中, 不仅要要采用先进的技术对待必须的环节和前期准备工作;还要在现有技术允许的条件下合理简化工艺技术的操作步骤, 将开发费用降低到最低。通过这些工作的努力, 才能有效地开发低渗透油藏, 提高储量和产量, 更好地为消费者服务。
参考文献
[1]胡文瑞.低渗透油气田开发概论 (上册) [M].北京:石油工业出版社, 2009.
[2]李道品.低渗透砂岩油田开发[M].北京:石油工业出版社, 1997.
浅层稠油油藏 篇4
河口油区中浅层低渗透油藏分布广泛,主要分布在罗家油田罗17块、罗10-x1块、罗34-21块,大王北油田大80块、大65块,埕东油田埕91块等区块,油藏埋深在2500m以下,需要压裂提高产能。常规压裂存在着投入大,成本高等问题,通过利用压裂模拟软件优化压裂规模,优选合适的支撑剂和压裂液,选择合适的压裂工艺和方法,进行压后裂缝监测、指导压裂设计等一系列压裂配套技术优化与应用,显著降低了压裂成本,提高压裂效果,保证中浅层低渗透油藏高效低成本开发。也为其他同类油藏提供宝贵的借鉴作用。
一、压裂规模优化设计
压裂规模包括裂缝的长度、高度、宽度、砂量、排量等参数。压裂规模是否合适直接决定了压裂的效果和有效期。压裂设计主要是压裂规模的优化,目前主要采用压裂模拟软件进行压裂规模优化。该技术是在测井、试井资料基础上,通过细致描述储层岩石力学剖面、地应力剖面、物性剖面、压力剖面在空间的变化,可以考虑储层天然裂缝开启、重复压裂、垂向与水平相渗透率的差异等因素对水力裂缝延伸的影响,提高了复杂地质条件下影响裂缝扩展敏感性因素的研究,很好的消除了处理方法和人为因素的影响,提高了压裂工艺设计与实施的水平。目前的压裂施工设计都是基于该软件模拟设计,保证了压裂成功率和有效率。
二、压裂液体系优选
压裂液体系作为压裂施工中的重要环节,对有效裂缝长度、裂缝导流能力以及施工作业费用等有着显著的影响,根据中浅层低渗透油藏条件和压裂需要,经室内实验,优选出合适的压裂液配方,具体配方为:0.55%GRJ+0.2%FP-Ⅱ+0.2%SL-P+0.2%甲醛+0.1%纯碱,交联剂是有机(SB-1)。
粘温曲线和粘时曲线如下
中浅层低渗透油藏压裂液体系能够较好的适应油藏的需要,具有良好的性能。
三、中浅层低渗透油藏压裂工艺技术改进与应用
(一)、压裂管柱及参数改进与应用
罗17等区块油藏埋深较浅,为提高油井供液能力,降低压裂成本,采用中浅层压裂,沟通地层和井筒,降低渗流阻力,提高油井的产能,节约压裂成本。
1、压裂工具改进与应用
在压裂工具方面,优选了Y531B型压裂封隔器,适应了高压施工的需要,避免砂卡封隔器的风险。
2、压裂管柱
采用的压裂管柱自下而上:31/2"压裂油管+31/2"(母)×27/8"(公)变扣+Y531B封隔器+27/8"油管+球篮
3、支撑剂优选:
中浅层井油层深度较浅,闭合压力较低,采用段塞支撑剂技术,选用低强度0.45-0.9mm陶粒和0.4-0.8mm的石英砂,先加入石英砂,后加入陶粒封口;石英砂和陶粒的比例根据油层深度的不同加以优化,油层深度越大,陶粒的比例也越大,既降低了压裂成本,也满足了压裂后裂缝导流能力的需要。
4、施工排量改进:
根据油层厚度的不断增加和压裂需要,增大施工排量的选择范围,使排量从3.0-3.2m3/min增加到3.0-4.5m3/min,增加小规模压裂的使用范围。
5、
压裂车组使用900型压裂车组,施工限压50MPa,在满足压裂需要的同时,显著降低了压裂成本。
6、
与常规压裂相比,组织方便,占井时间短,可以有效增加开井时率。
7、
采用600型压裂简易井口,在保证施工安全的情况下,显著降低了压裂成本。
(二)、特殊压裂工艺改进与应用
1、限流压裂工艺:
针对大北油田大80块储层多而薄。主力油层为沙二段,井段长,多薄层,划分为7个砂层组63个小层,一般单砂体厚1.2-3.5m,平均2.45m,最厚13.7m,最薄0.6m;针对渗透率低、非均质较强的特点,进行限流压裂,提高压裂的效果。
限流压裂是通过严格地限制炮眼的数量和直径,以尽可能大的排量进行施工。利用压裂液流经孔眼时产生的炮眼摩阻,大幅度提高井底压力,迫使压裂液分流,使破裂压力接近的地层相继被压开,达到一次加砂同时处理及各层的目的。
压力损失与施工排量的平方成正比,与孔眼数量的平方和孔眼直径的四次方成反比。因此要增加孔眼的压差可以通过提高施工排量,减少孔眼数量和减小孔眼的直径来实现,但在实际施工中,由于压裂设备的限制提高排量是非常有限的,而减小孔眼的直径对加砂是不利的容易,研究证明要加入一定浓度砂浆必须保证孔眼的直径大于加入(支撑剂)颗粒直径的6倍才不会因为桥塞作用发生砂卡现象。因此要增大孔眼的压差调整孔眼的数量是简单可行的,也是非常有效的。
2、控缝高技术
河口油区的一部分中浅层低渗透油藏目的层上下存在水层,在压裂施工时需要严格控制裂缝的垂向延伸,提高压裂后效果。采用变排量施工技术,变排量施工,适用于上下隔层地应力差值小的薄油层的压裂改造,在控制裂缝垂向延伸的同时,可增加支撑缝长,提高裂缝内支撑剂铺置浓度,从而可有效地提高增产效果。该工艺应用5井次,成功率100%。
3、斜井水力压裂工艺
近年来,由于受开发调整、地理条件等限制,河口油区中浅层低渗透油藏中定向斜井和长井段射孔井日益增多,对水力压裂施工造成了很大困难。
斜井压裂施工加砂困难的原因是大斜度井往往会产生较大的近井筒效应。压裂液和支撑剂从井筒内进人主裂缝时,往往存在着附加摩阻,它经常会造成提前脱砂,使压裂施工在裂缝长度、裂缝导流能力等参数上达不到预期的要求,影响压裂后的产能,甚至造成砂堵。
斜井水力压裂近井筒效应解决方法:支撑剂段塞技术是在前置液中加入低砂比的支撑剂段塞,其作用在于含砂液体可以造成很强的水力切割作用,在不完善的射孔孔眼处和近井地带的复杂裂缝中,这种高速含砂流体形成的水力切割作用可以帮助液体对各种因素形成的节流环节、迂曲构造及粗糙表面进行水力切割、打磨,使流通路径趋于完善、光滑,降低摩阻,节流作用越大、迁曲曲率越高、表面越粗糙,这种效应越强,实施效果越明显。对于近井带的多裂缝,这种低砂比的支撑剂段塞可以堵塞些缝宽较小的裂缝,有利于造出一条具有较大缝宽的主裂缝。斜井水力压裂工艺应用:实施了22井次,成功率100%,累增油16520吨。
四、结论
浅层稠油油藏 篇5
青海地区昆北浅层稠油油藏是柴西隆起的亚一级结构单元, 在区域构造上位于柴达木盆地西部坳陷区昆北断阶带切十六号断块, 整体主要从山前自西向东延伸呈带状分布, 南北宽度大概是10~40km, 东西长度大概是150km, 而面积则大概是3000km2。盆、山之间在昆—东柴山断裂及昆仑山前断裂的相互作用下而形成了成排分布且向南节节抬升的断阶带, 东柴山及昆北断裂上盘共同构造的南倾北冲的斜坡就是昆北断阶带构造的主要组成部分[1]。
昆北断阶带是柴达木盆地勘探及认识程度比较低的区域, 而且也是新生形成的山前冲断构造带。其区内共发育了8套滨浅湖沉积和辫状河三角洲, 3套目的层路乐河组、下干柴沟组上段、下干柴沟组下段生、储、盖都有比较好的配置关系, 它的东部是茫崖凹陷之地, 而西—中部则向南深入切克里克—扎哈泉富烃凹陷, 有很丰富的油气资源, 尤其是位于此构造带中段切6井区及西段的切3井区。昆北断阶断裂体系主要由一组近SN向次级断层及一组NW—SE向区域断层组成, 其中, 最主要的具有从西向南呈成排成带分布的NW—SE向断裂层, 它在很大程度上体体现了昆仑山向北的挤压作用。总而言之, 对昆仑断阶带主体构造起到控制作用的是NW主要断裂, 而且SN向次级断裂则只对其局部构造及应力调节有一定作用。昆北浅层稠油油藏的平均井深大约是1800~~2000m, 且井内几乎不出砂, 也没有伴生气。但油稠却是其主要特点, 而且它的油基本上没有蜡的成分[2]。
2 生产现状
青海地区浅层稠油水平井主要运用螺杆泵采油工艺或割缝 (冲缝) 筛管进行完井, 注汽生产后通常都有比较高的产能, 其中, 日产量最高的是原油;大部分都有比较好的产油能力, 但某些井区原油的粘度比较高, 也没有配套的生产工具或工艺, 因此, 导致生产效率低, 含水上升快, 以致于产生比较差的生产效果。
3 水平井生产影响因素探究
3.1 地层气的影响
某些井地层含气比较高, 而从某种程度而言, 位于西—中部的水平井的情况和其他地方的水平井相比, 显得特别严重, 而且此处的水平井在很多大程度上还缺少了比较可靠的自动放压装置, 以致使水平井在生产作业的过程中, 因为没有对套管进行比较彻底和比较及时的放气而出现出液含气过高、油井在供液方面严重不足等诸多问题, 这些在很大程度上水平井的安全及正常生产造成了比较严重的影响。
3.2 井间汽窜、出砂
地层胶结过于疏松, 浅层稠油油层埋藏比较浅, 注汽过程中对井间汽窜带来影响, 从而导致某些生产井产生关井现象, 甚至致使某些油气井出现汽窜或少量出砂的情况, 严重的会导致泵卡乃至砂埋。
3.3 原油粘度高
从某种角度来说, 如果原油有比较高的粘度, 通常会很容易导致水平井注汽结束后出现转抽困难的情况;在推油作业的过程中, 原油从水平段向抽油泵入口流动的工程中, 温降的变化通常会受长距离的影响而不断改变, 通常, 水平段到井口的温降都会在50℃以上, 井筒举升在很大程度上会受原油粘度的影响 (原油粘度越高, 井筒的举升就越困难) , 而光杆又不同步, 因此, 必须对它们进行比较频繁的伴热[3]。
3.4 抽油泵及杆柱故障
某些水平井在起抽后, 会出现不同程度的杆脱, 而且抽油机的负荷也会出现比较异常的变化, 从而导致某些井发生非正常的关井情况, 进而在一定程度上对生产效率和井底热能的有效利用产生负面影响。
4 浅层稠油水平井采油工艺技术的不断完善
4.1 注汽强度和吸汽均匀性的关系分析
通常采用平面均质模型 (BASE模型) 对沿水平井蒸汽的干度、温度、压力的变化进行计算, 此外, 沿着水平井吸热速度及吸气速度的变化及其影响因素也用此计算方法对其进行研究并计算。
对注气过程进行比较时, 可选择水平井始端位置的某个点及末端位置的某个点, 通常, 始端位置的某个点和某端位置的某个点到A点的距离分别是21.5m和656.5m, 然后观察这两个点是吸热速度和吸气速度等参数在注汽时间的影响下会发生怎样的变化, 并根据实际情况把水平井注气分为水平井开始注汽的四个阶段:即初始阶段、吸汽差异阶段、吸汽补偿阶段、降速憋压注汽阶段[4]。
根据模拟结果可知, 经过8d的注汽 (其中, 第一阶段的注气时间为0.6d, 第二阶段的注气时间为2d, 第三阶段的注气时间为2.5d, 第二阶段的注气时间为3d) , 最后, 水平井的末端和始端的累计吸热量之差为32.3%, 而累计吸汽量之差则为7.9%, 这都在一定程度上说明沿水平井的吸汽量经过4个不同阶段后差异已经相对变小, 而差异较大的则是吸热量, 而且接近注汽口的吸热量比远离注汽口的吸热量高很多。
综上, 对水平井长和注汽参数进行有效优选时, 必须以第二阶段的吸汽特点作为重要参考对象。通常, 油层的实际情况并不是均质的, 而且注汽参数等对井长的优化也有着非常重要的影响, 因此, 对水平井进行有效优化时, 必须考虑油层非均质性、蒸汽干度以及注汽速度等因素。
4.2 优化举升
(1) 水平段电加热技术, 此技术可对井下水平段的连续钢管及原油进行集中加热, 并使原油的乃粘度得到一定程度的降低, 进而使油稠入泵困难及流动性差得到有效解决。
(2) 双进油重球泵、长柱塞多功能泵以及空心泵等都能应用于抽油泵优选水平井, 而且都能在一定程度上符合水平井主副管同注的需要。
4.3 优化注汽方式
(1) 逐层逼进式注汽, 即通过对水平井注汽效果进行观察, 提出了适合油层原油含水、含砂及粘度等情况的注汽方案[5]。
(2) 限流法注汽方法。为了对注汽质量进行有效提高, 并使水平井段受热不均匀情况得到有效改善, 可考虑在副管上打孔的限流方式 (流道面积为638.12mm2) , 在注汽的时候, 为了使主副管能够同注, 可使蒸汽从小孔进入到水平段, 这样也能在一定程度上使水平段的受热更均匀, 抽油时, 还可以对A点附近的油层给予适当拌热以使油层的粘度得到有效降低。
5 结语
本文主要对浅层超稠油水平井的应用情况、生产效果及影响因素等进行了简要的分析及论述, 并对其工艺的不断完善提出了某些建议, 在浅层超稠油水平井的实际作业中, 必须根据水平井的实际情况来采用不同的工艺技术, 这样才能使采油作业的开展更加顺利, 也能在一定程度上使采油工程的收益达到最大化。
摘要：通过对青海地区昆北浅层超稠油水平井的应用情况、生产效果及影响因素等进行分析, 进而提出比较完整的工艺技术, 模拟水平井段副管多点注气数值, 提出均匀性注气的改善方法;对水平井注采参数进行有效优化, 对水平井举升技术进行不断完善, 在一定程度上减少杆柱的脱落, 为后续特超稠油水平井的开发给予技术上的支持。
关键词：浅层稠油,热采,水平井,采油工艺技术
参考文献
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[4]由立春, 刘兆俞, 周吉星.采油工程新技术探索[J].中国新技术新产品, 2012, 12 (05) :256—261[4]由立春, 刘兆俞, 周吉星.采油工程新技术探索[J].中国新技术新产品, 2012, 12 (05) :256—261
浅层稠油油藏 篇6
克拉玛依油田六、九区稠油油藏主力油层为齐古组和八道湾组。
齐古组油藏地层主要岩性为中-细砂岩、砂砾岩、粉砂岩, 中-细砂岩含油性好, 其它含油性较差, 非油层主要为泥岩和砂质泥岩及致密夹层。油层厚度5-21m, 平均油层孔隙度31%, 平均渗透率1900×10-3μm2, , 含油饱和度68%, 地层水型多为Na HCO3型, 矿化度3283mg/L, 20℃原油粘度35000-320000 m Pa·s, 原始地层压力1.582.45M P a, 压力系数1.0, 原始地层温度17.419℃, 油藏类型为受构造和岩性控制的浅层层状超稠油油藏。
八道湾组油藏下盘油层中部埋深420-570m, 平均为490m。上盘油层中部埋深215-325m, 平均为270m。该区八道湾组下盘平均有效厚度8m, 上盘平均有效厚度4.7m, 平均油层孔隙度27.6%, 平均渗透率890×10-3μm2, 含油饱和度66%, 20℃地面脱气油粘度在3500-290000m Pa·s之间, 平均73000 m Pa·s;原油密度平均0.946g/c m3。地层水型为N a H C03型, 矿化度平均5822.9m g/L。断裂下盘油层原始地层压力5.04MPa, 压力系数1.03, 地层温度为21.1℃;断裂上盘油层原始地层压力3.0MPa。
2 生产现状
目前老油区可采储量采出程度高达76.8%, 已接近经济可采极限, 后备接替资源匮乏。
六、九区油藏超稠油井占公司总井数的27.1%。由于原油粘度高, 超稠油井实际生产能力仅达设计能力62%, 从目前开发效果看, 20℃原油粘度大于50万m Pa.s的超稠油 (井数达200口) 仍然无法进行效益开发。
由于油藏埋深浅、胶结疏松, 出砂、套损造成井点损失, 扼杀着油田生产能力。截至2011年底共证实套管问题井303口, 出砂4015井次。由于井况恶化造成的停关井增多, 2011年底共有停关井2537口, 开井率下降明显, 由2007年的74.9%降至2011年的65.3%。
由于原油粘度大, 产出液在向井口流动的过程中, 存在极大的流动阻力, 井筒举升矛盾突出, 抽油泵泵效较低, 影响单井生产周期及周期产油量。泵效调查显示。受动液面低、供液不足、原油粘度高等因素影响, 2011年机采井抽油泵平均泵效为27.94%, 检泵周期短, 单井产量低。
3 挖潜技术应用及效果
3.1 超稠油化学降粘
针对六、九区浅层稠油油藏原油物性特点, 筛选出超稠油降粘剂及纳米复合驱油技术。根据单井原油物性、储层条件差异较大, 尤其粘度变化较大的特点, 优化现场使用参数和热化学采油工艺, 对降粘剂措施井设计单井工艺方案。2005-2012年, 超稠油化学降粘技术在六、九区共现场实施334井次, 累积增产原油33685t。其中超稠油降粘剂实施288井次, 累积增产原油27978t;纳米复合驱油技术实施46井次, 累积增产原油6707t。
3.2 出砂井防砂技术
3.2.1 改性呋喃树脂防砂剂应用
该防砂剂由改性呋喃树脂、固化剂、催化剂及抗高温老化剂、吸附剂及后处理剂组成。由于官能团中含有一定比例的亲水基团, 在紊流状态下易分散于水中, 不结团沉降, 当一定比例的树脂防砂剂在水的携带下挤入所需的防砂井段时, 树脂便自动均匀分散在砂粒表面及接点处。在一定条件下, 树脂聚合并固化, 在套管外地层中形成一个阻砂井壁, 水则作为增孔剂, 保持地层渗透率。2007-2012年实施52井次, 有效49井次, 单井平均有效时间136天, 单井平均累计增油169吨。
3.2.2 不钻塞人工井壁防砂技术应用
该技术用携砂液将防砂剂携带至井底油层的亏空处, 与岩层胶结固化成具有高渗透、高强度的人工岩层, 由于胶结固化时间为48—72小时, 施工完只需冲砂至人工井底即可把多余的防砂剂冲出井口, 不会形成新的人工井底, 因此不需钻塞等后续作业。2012年, 实施不钻塞人工井壁防砂53井次, 措施后正常生产39口。截止2012年底, 已投产的44口井累计生产2289.1天, 累计增油825.3吨。该技术对严重出砂造成的泵卡井效果比较好, 延长了检泵周期。
3.2.3 挤压砾石充填防砂技术试验
该技术利用挤压充填工具将防砂筛管对准油层并悬挂、锚定、密封, 然后打开充填通道, 用大排量高砂比携砂液将套管外地层和筛套环空用石英砂一次充填压实, 形成连续稳定的高强度高渗透性砂体, 阻止地层砂向井筒运移;管外充填砾石提高了井筒周围地层的渗透率, 从而能改造油层, 达到防砂增产的目的。2011年9月分别在65551、65397两口井完成挤压砾石充填防砂试验, 措施有效率达100%。措施前检泵周期分别为91天和83天, 措施后两口井无泵卡生产周期均达到285天以上, 累计增油654吨, 经济效益显著。
3.3 井下防沉降技术应用
该项技术将抽油管柱作为泵筒, 通过在抽油杆柱上加装多级防沉降装置, 构成一个多只短柱塞与油管相配合的大间隙“油井接力泵”。管柱中的液体只能向上运动, 抽油泵上载荷完全转载到抽油杆上, 减轻抽油泵的压力, 降低抽油泵漏失量, 提高泵效。2008-2012年, 在六、九区浅层稠油油藏实施102井次井下防沉降挖潜措施, 措施有效98井次, 平均泵效提高了7.5%, 累计增油4598t。
4 社会及经济效益
4.1 经济效益
为提高浅层稠油油藏开发效果, 2012年共实施各项挖潜措施171井次, 其中化学降粘36井次, 防砂措施55井次, 井下防沉降技术挖潜80井次。各项措施累计增油9800t, 效果显著。
4.2 社会效益
稠油化学降粘技术、出砂井防、治砂技术、井下防沉降技术等稠油挖潜技术在六、九区浅层稠油油藏中的成功运用, 提高了油井产量、延长了油井生产时率, 有效改善了油藏开发效果, 特别是对一些特超稠油井、计关躺井恢复生产, 提高开井率, 起到了举足轻重的作用, 形成了完整的配套技术储备, 为公司生产决策提供了技术支持。
5 结论及建议
(1) 化学采油技术改善了井筒原油流动状态, 可有效提高单井产量, 对改善超稠油井生产效果具有一定的作用。
(2) 防、治砂技术研究与应用, 延长了单井生产时率, 对出砂井、特别是严重出砂、地层亏空的油井具有较好的改造增产作用。
(3) 井下防沉降技术, 能够降低抽油泵工作压力, 从而降低抽油泵漏失量, 提高油井泵效及油井产量。
(4) 针对六、九区浅层稠油油藏开发过程中存在的各种问题, 开展的各项挖潜技术试验及应用, 通过现场实践, 取得了较好的生产效果。今后应根据不同区块油藏地质条件, 及油井生产情况, 进行精细化配套技术应用研究。
摘要：克拉玛依油田六、九区浅层稠油开发过程中存在老区可采储量采出程度接近极限, 后备经济可采储量不足;超稠油井比例高, 生产管理难度大;井况恶化严重, 汽窜、出砂影响单井产能;机采效率偏低等问题。通过技术创新、新技术推广应用研究等手段, 形成了一套满足生产需要的挖潜技术, 最大限度地挖掘老区油藏生产潜力, 改善开发效果, 保证油田高效开发。
浅层稠油油藏 篇7
关键词：浅层油藏,剩余油挖潜,层系归位,细分注水
柳赞油田浅层油藏是1990年投入开发的复杂断块油藏, 近年来油藏综合含水急剧上升, 导致产量快速递减, 同时油藏动用程度差异较大, 剩余油高度分散。为了有效延缓递减, 持续有效地开发浅层油藏采取多种技术手段进行剩余油挖潜工作。
1 油田地质开发特征
柳赞浅层油藏位于柏各庄大断裂和高柳断层的下降盘, 其总体构造形态受高柳断层控制且被断层复杂化的逆牵引背斜构造, 构造走向近北东-南西向展布, 整个逆牵引背斜构造被三条高柳断层的派生断层所切割形成柳102断块、柳南3-3断块和柳25断块三个次级断块油藏, 储层为河流相沉积, 属高孔隙度高渗透性储集层, 其中明化镇组下段和馆陶组为本断块的主要含油层系, 埋藏深度1450~2300m。其中柳102断块边底水能量充足, 为天然水驱开发, 柳南3-3断块和柳25断块天然能量不足, 为注水开发断块。
柳赞油田浅层油藏从1990年投产L21 X1井获工业油流, 1993年正式投入开发, 大致经过发现阶段 (1984~1990) 、滚动勘探开发阶段 (1991~1993) 、低速稳产阶段 (1994~1997) 、全面开发、调整阶段 (1998~2002) , 水平井高速开发阶段 (2003-2006) 、开发方式优化调整阶段 (2007-至今) 。
2 柳赞油田浅层油藏稳产难的原因
柳赞油田浅层油藏稳产难有多方面的原因, 柳赞油田浅层油藏属于复杂断块油气藏, 地质认识与实际情况的有偏差, 总体开发效果不好——突出表现采收率低、采油速度低、含水上升快、高含水及与低采出程度, 尤其主力小层因为分布面积广, 储层厚度大, 传统定向井开采采油速度得不到保证。同时井网不完善、注采井网不完善、断层发育, 油水关系复杂, 油藏层间、层内、平面矛盾十分突出也是造成柳赞油田浅层油藏稳产难的重要原因
3 针对难点采取的稳产措施
3.1 布署水平井提高主力层采油速度
针对天然能量十分充足的区块, 利用传统定向井开采, 会造成底水锥进十分严重。自2003年开始为改善油藏开发效果, 根据油藏开发数据, 通过动态数值模拟, 对油藏进行精细描述, 在剩余油富集的主力油层部署水平井, 辅助以水平井优化设计技术, 投产后收到非常好的效果, 达到了预期目的, 大大提高了油藏的开采速度, 对区块上产稳产起到了至关重要的作用。浅层油藏水平井共10口, 投产初期平均单井日产油达47吨, 水平井产量占区块总产量的38%, 水平井对稳产起了重大作用。
3.2 井网不完善区域布井提高非主体区采出程度
为提高油藏开发水平, 进行了以精细描述技术为主的油藏二次评价, 对潜在的含油有利区域进行了重新评价, 评价出柳102块主体区的东北部和西部存在局部的含油圈闭, 在东北部和西部圈闭区共部署油井5口, 初期均达到产能目标, 获得较好的生产效果。
3.3 高含水层大泵强采提液稳定主力层采油速度
柳赞浅层油藏分为三个含油断块, 其中柳102块利用天然能量开发, 油层分布面积广, 储层物性好, 天然能量充足。进入开发后期, 由于油藏高含水、高采出程度、加之剩余油高度分散给剩余油挖潜带来很大难度, 调补层措施增油效果越来越差, 为了稳定区块产量, 采取电泵或异型泵进行大排量提液, 通过提高主力层采液速度, 来保证断块产量, 从2007年以来, 采用大泵的采油井占区块开井数也越来越多, 高含水层大泵提液对断块稳产起来越来越重要的作用。随着技术的进步和经济效益的制约, 大排量提液技术也由电泵逐渐向异型泵过渡, 形成适合柳赞浅层油藏特色的提液技术。
3.4 利用数值模拟、饱和度临测手段进行剩余油相对富集区的挖潜
由于柳赞浅层油藏属于复杂断块油藏, 河流相沉积造成储层物性变化较大, 断层发育, 油水关系复杂, 油藏层间、层内、平面矛盾十分突出, 加之目前已进入特高含水、高采出阶段, 剩余油分布高度分散。针对这种情况, 我们采取数值摸拟和动态监测相结合, 寻找剩余油分布规律。剩余油分布规律:1) 剩余油分布在厚油层的顶部, 2) 油层物性发育较差或存在局部夹层的部位, 通过顶部深穿透射孔技术及合理采液强度, 可以有效控制能量强的厚油层初期含水率, 达到稳油控水目的。利用碳氧比测试增油。
3.5 完善注采井网, 通过细分注水和调驱调剖提高注水区块开发水平
柳南3-3块为柳南注水见效明显的一个断块, 该断块含油层系比较单一, 层间接潜潜力小, 断块比较封闭, 初期依靠弹性能量进入开发, 2006年开始转入注水开发, 2008年以来, 实施过三轮深度调剖, 取得一定效果, 目前断块综合含水较高 (93.1%) , 采出程度 (26.0%) , 其中NmⅡ7-1和NmⅢ1-2小层采出程度达40%以上, 累计注采比0.96, 而N mⅡ7-2至NmⅡ10小层采出程度较低于20%, 剩余可采储量9.5万吨, 是下步挖潜方向。
4、结论与建议
通过对柳赞油田浅层油藏地质开发特征的描述, 分析了其稳产难点, 针对稳产难点提出了采用井网完善、层系归位提液、饱和度监测指导剩余油挖潜、细分注水、调驱调剖等技术等稳产技术, 对于我国其他油田类似区块具有现实指导意义。
参考文献
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