轮南油田2井区高温高盐油藏整体调驱先导试验油井受效差异

轮南油田2井区TI油组是典型的高温高盐油藏,经过注水实现高效开发,但长期注水导致层间、层内矛盾凸显,注水开发效率不断降低。为改善水驱开发效果,采用高温改性“微米微球+颗粒+凝胶/冻胶”调驱体系,在该油组东部开展了4井组的整体深部调驱矿场先导试验。试验实施后整体增油效果明显,但不同井组和油井增油差异很大。研究认为,油井控制储量、储层物性和注采对应关系是影响调驱油井增油效果的关键因素;注采井组控制剩余可采储量越大越有利于调驱、储层物性越好越利于调驱受效,注水一线受效油井调驱增油好于二线井。     

哈得逊油田东河砂岩油藏水驱采收率预测

哈得逊东河砂岩油藏目前采出程度低,含水上升较快,需要明确水驱剩余可采储量,指导该区块后期合理开发。采用室内实验、水驱曲线法及油藏数值模拟法3种方法对哈得逊油田东河砂岩油藏水驱采收率进行了预测。室内水驱实验表明,在注入2倍孔隙体积水体时驱油效率为50.14%,利用谢尔卡乔夫公式计算目前井网水驱采收率为33.56%；水驱曲线法分析认为丁型水驱曲线与该区块实际生产数据符合程度最好,预测水驱开发采收率为31.47%；数值模拟法预测目前井网水驱采收率为33.76%。推荐丁型水驱曲线预测该区块采收率。目前哈得逊东河砂岩油藏的采出程度为27.15%,水驱剩余可采储量相对较小,建议对于剩余油富集区域完善注采井网,提高储量控制程度和动用程度,进一步提高水驱采收率。     

缝洞型碳酸盐岩储层重复酸压改造技术

哈得逊薄砂层属于超深超薄油藏, 纵横向上储层具有较强的非均质性, 注采井组内油井受效不均衡导致开发效果变差。之前采用稳定同位素监测剩余油分布情况及注入水推进方向、速度等, 存在药剂种类少、易受井间干扰、水样后处理有较强放射性等问题, 近年逐渐改用可选种类多、无放射性污染、在该油藏适应性较好的微量物质示踪剂。以该油藏中部3个相邻注采井组为例, 13口油井中有6口井在297d的取样监测后见到显示, 推进速度为2.87~5.04m/d,其解释结果与前期同位素监测的变化趋势、生产动态基本吻合。经分析认为注入水突破是导致含水率快速上升的主要原因, 采取油井堵水、水井调剖或分层注水工艺可提高注水波及体积及驱油效率。迄今在哈得逊薄砂层油藏应用65 井次,在轮南、塔中、东河塘等老区应用近179井次,取得了较好的效果。     

东河塘油田注气驱机理研究与应用

东河1石炭系油藏1砂层组储层物性差,注水效果差,地层能量不足；油藏2及其以下砂层组纵向上储层物性差异大,层间、层内矛盾突出。通过国内外调研,结合室内机理研究成果,提出了在构造高部位部署注气井,油藏中下部部署生产井,注入气重力超覆形成人工气顶,逐渐向下驱替,与原油不断接触混相,形成重力辅助混相驱,实现混相驱提高驱油效率、重力辅助驱提高注气波及效率,从而大幅度提高油藏采收率。通过前期的现场试验,已初步见效。     

哈得逊油田东河砂岩油藏油气运移特征

通过断裂特征、构造演化和油气地球化学指标对哈得逊油田东河砂岩油藏油气运移特征展开研究。结果表 明油气总体运移特征为“先垂向后侧向, 多期运移, 晚期成藏”, 先由下古生界古油藏垂向运移至石炭系, 再在石炭系 内进行侧向运移。哈得逊油田古生界发育5 条断至基底的油源断裂, 在晚加里东期—喜马拉雅期继承性幕式活动, 是油 气垂向运移的通道。哈得逊油田地球化学指标表明油气存在沿油源断裂的垂向运移及自北向南的侧向运移。结合分析测 试及构造断裂研究, 建立了哈得逊油田的油气运移模式。哈得逊油田东河砂岩油气主要来自于晚喜马拉雅期下古生界古 油藏的大规模调整, 同时不排除乡3 井区油气远距离侧向调整的贡献。根据运移模式指出了未来两个有利勘探方向。     

哈拉哈塘油田缝洞型挥发性油藏注水保压开采实践与认识——以热瓦普区块为例

哈拉哈塘油田南部热瓦普区块奥陶系缝洞型油藏部分试采井为弱挥发油生产特征,当油藏压力低于饱和压力后,原油急剧收缩脱气,油层内气饱和度增加,生产气油比持续攀升,日产油能力迅速下降,导致天然能量过快衰竭,造成油藏最终采收率偏低。针对该区油藏地质特征,借鉴国内外此类油藏开发实践和经验,首次在热普3-5井实施超深缝洞型挥发油注水保压开采现场试验。通过多轮次注水补充能量,将油藏压力恢复至饱和压力以上,生产气油比显著下降,单井日产油量升高,有效遏制住由于地层脱气造成天然能量过快衰竭的不利形势。     

生物酶稠油解堵剂室内实验研究

针对哈拉哈塘油田缝洞型油藏连通单元井组实施注水驱替开发效果差异较大这一问题, 开展了缝洞单元连通方式及注水开发对策研究。对于3种不同的缝洞单元连通方式: 暗河岩溶管道、大尺度缝、弥散缝伴有大尺度缝, 开展机理性和矿场试验研究, 提出了合理的注水开发对策。暗河体系连通井组低注高采、洞注暗河驱洞采的注采关系; 大尺度缝沟通缝洞单元, 建议以单独机采为主；弥散缝伴有大尺度缝沟通缝洞单元, 因不同单元之间的匹配具有差异性，应控制合理的注采比。后续动态调整, 提高了注水开发采收率, 极大改善了区块连通单元注水驱替效果。该研究对相同或类似的缝洞型碳酸盐岩油藏连通单元注水开发具有一定的借鉴及指导意义。     

颗粒荧光技术可快速判别致密砂岩油层

颗粒荧光技术可快速探测储层颗粒中油包裹体和颗粒表面吸附烃, 能较好地反映储层中油气包裹体丰度及油气性质,可以很好地确认现今油藏和古油藏,有效判别油层、水层、油水过渡带以及古油水界面。用颗粒荧光分析技术,分析了依合2A井志留系柯坪塔格组近20块样品,发现该方法可以较好地识别柯坪塔格组致密砂岩储层中的油层、油水过渡带和水层,为致密砂岩储层油水层判别提供了一种新方法;利用该技术还在志留系柯坪塔格组上段底砂岩中识别出一套含油层,表明该技术具有较好的推广和应用价值。     

微量元素示踪剂井间监测技术在哈得逊油田东河砂岩油藏的应用

哈得逊油田东河砂岩油藏具有较强的非均质性,注采井组内油井受效情况不均衡。之前主要应用稳定同位素监测井间连通状况及注入水速度、推进方向等,但受限于可用同位素品种较少且水样的后处理过程有较强放射性,近年逐渐改用品种较多、全程无放射性的微量元素示踪剂。该微量元素示踪剂在哈得逊油田东河砂岩油藏3个相邻注采井组进行试验,通过362天的取样监测,13口油井中有6口井见到示踪剂显示,推进速度3.02～4.78m/d,基本符合井组的生产动态变化,表明微量元素示踪剂在本区有较好的适应性,为下步高含水井稳油控水、区块生产调整提供了很好的技术支持。     

大宛齐油田薄互层油藏提高采收率对策研究

大宛齐油田属于复杂断块油藏,纵向多套油层发育,含油砂体面积小且厚度薄,注采井距仅为50~70m,油田开发过程中采用多层合采和合注的方式,层间矛盾突出。基于大量的产液剖面、吸水剖面等资料对井区层间矛盾进行系统分析,同时建立油藏数学模型,采用正交实验设计方法对含油单砂体采收率的主控因素和层间矛盾进行了系统研究,明确砂体规模、水体大小是影响砂体采收率的关键因素,基于研究成果对井区提出了砂体分类、分级动用、对应精细注水等开发调整对策并取得了良好的应用效果,对井区的下步调整和同类油田开发具有一定的指导意义。     

轮南2油田JⅣ油组多方法流体性质综合划分原理及应用

塔中T油田石炭系均质砂岩段油藏为块状底水油藏, 历经15a开发, 进入特高含水阶段, 油藏水淹严重,为了搞清剩余油分布规律, 开展了夹层分布特征研究。均质砂岩段为前滨亚相, 夹层以物性夹层为主, 常规方法难以识别。基于岩心观察, 通过测井、岩心分析化验及动态资料对比分析, 明确密度曲线与岩心孔隙度、渗透率的线性关系,将该区夹层分为3类, 建立了定量识别东河砂岩均质段油藏夹层的标准, 实现均质段夹层的精细刻画。在此基础上, 应用数值模拟方法, 开展了夹层位置、夹层分布面积及夹层性质对剩余油分布影响的机理研究。研究结果表明, 均质段油藏构造边部及井间构造顶部剩余油富集, 据此完成塔中T 油田开发调整方案的编制, 夯实了该油田稳产基础。     

Linearly descending viscosity for alkaline–surfactant–polymer flooding mobility modification in multilayer heterogeneous reservoirs

Alkaline–surfactant–polymer (ASP) flooding is considered to be one of the most promising tertiary oil recovery techniques. Nevertheless, its low sweep efficiency in a multilayer heterogeneous reservoir limits field applications. In this work, linearly descending viscosity, a novel injection pattern of ASP flooding, was used for mobility control. Three-dimensional multilayer heterogeneous core models were designed and fabricated. ASP flooding experiments were conducted in the laboratory, and the remaining oil distribution was measured during flooding. Fluid samples obtained from production wells were used for the viscosity measurement. Contrast experiments were made using another two injection patterns including constant viscosity fluid injection and linearly ascending viscosity fluid injection. The results indicated that ASP flooding with linearly descending viscosity improved oil recovery by over 25%, which was a better performance than that obtained using the other two injection patterns. As the different injection patterns presented a similar recovery in the high permeability layer, the sweep efficiency of ASP fluid in the middle and low permeability layers contributed to the difference in the ultimate oil recoveries. In addition, the initial viscosity of the ASP slug had the greatest effect on the mobility modification. Linearly descending viscosity had the highest initial viscosity, leading to the highest fluid distribution rate in the middle and low permeability layers. In addition, higher effluent viscosity was obtained and an earlier viscosity peak occurred in ASP flooding with linearly descending viscosity. Therefore, the sweep efficiency in middle and low permeability layers was remarkably enlarged by using linearly descending viscosity. Thus, increasing the viscosity of the displacement agent as early as possible was found to be significantly in a multilayer heterogeneous reservoir. This study provides an insight into ASP flooding in multilayer heterogeneous reservoirs.

Descending viscosity gradient presented a remarkable performance for improving sweep efficiency of the layers with middle and low permeability.     

动态监测技术在塔里木油田套损井诊断中的应用

塔里木油田砂岩油藏深井、超深井近年来套损井数量增加,套损诊断和找漏采用了油藏工程法、生产测井法、井下作业坐封打压综合分析法,应用了产量和含水变化、压力温度梯度及动静液面监测、产吸剖面测井、工程测井、地层流体分析、井下液性液量等资料,较好地指导了快速准确判断套损位置及有效补救措施。截至2011年底,及时指导套损油井、注水井补救,修复率分别达到71.6%、76.9%,减少了油水井生产综合时率损失,对油田平稳高效开发发挥了积极作用。     

塔里木吉拉克TⅡ储层伤害因素分析及对策

塔里木吉拉克TⅡ储层具有黏土含量高、水敏性强,地露压差小、反凝析伤害严重,气藏出水、储层低渗部位水锁伤害严重等特征,限制了油气井产能发挥。实验表明常规的水基钻井液和压裂液对储层的水敏伤害严重。实验和实际生产动态证实了凝析油的存在会大大降低气体渗透率,从而降低产能。地层水入侵又会对储层低渗部位带来水锁伤害。水敏伤害需通过在入井工作液中加入高效黏土稳定剂来缓解,SA-V黏土稳定剂是效果较好的一种；水锁和反凝析伤害需通过注入高效润湿反转剂来消除,含氟表面活性剂与醇类组合的润湿反转剂体系是有效的选择。     

油井含水率异常下降原因数模机理

由于断层或夹层的遮挡作用,同一油藏不同区块或不同层位的油水界面可能存在一定的差异。在油田开采过程中,由于多向边水、底水驱动能量的差异,在油水的动态平衡过程中,油井含水率可能出现异常下降的现象。考虑两个以上地质因素的影响,建立典型数值模型,通过数值模拟手段模拟实际生产时油井含水率异常下降的情况,对于数值模拟历史拟合和油藏后期调整,都具有一定的理论和现实意义。     

塔里木油田迪北区块致密砂岩气藏氮气钻井技术

塔里木油田迪北区块气藏低孔低渗,属典型致密砂岩气藏,水锁损害严重,采用常规钻井加储层改造技术难以获得工业油气流,为此,油田在迪北区块开展了储层氮气钻井的前期研究与现场试验,形成了氮气钻井工艺、井控装备研制与配套、安全监测、控制系统四大技术系列。该技术在该区块致密砂岩气藏的成功应用,创造了中石油氮气钻井产量、井口压力等最高纪录,为塔里木油田致密砂岩油气藏规模性增储上产提供了重要的技术支持。     

依合2A井志留系柯下段致密含油砂岩储层特征

致密砂岩油藏是塔里木盆地石油增储上产的重要资源基础之一。台盆区志留系柯下段是近几年新发现的一套海相碎屑岩含油气储盖组合,储层为典型致密砂岩。依合2A井是新钻探的一口重要的区域探井,该井在志留系柯下段获良好油气显示,通过该井系统取心、取样分析,使深入研究这套致密储层特征成为可能。通过对岩心样品进行岩石薄片、物性、铸体薄片、扫描电镜、高压压汞和黏土矿物等系统测试分析,详细研究了柯下段致密含油砂岩储层特征及其主控因素。研究表明,柯下段致密砂岩储层主要为细粒、细—中粒岩屑砂岩,岩屑含量高,成分成熟度低,结构成熟度中等;为特低—超低孔、特低—超低渗储层;孔隙类型主要为晶间孔、粒内孔等微孔隙,次为粒间孔;孔喉结构为细孔 —微孔微细喉型,根据毛细管压力曲线的特点可分为4类。造成储层致密的主要控制因素是强烈的压实作用和胶结作用以及较弱的溶解作用,使得孔隙不发育,同时黏土矿物含量较高,孔隙空间和结构进一步变差,储层渗透性进一步降低,并具较强敏感性。     

Comparison of portable CdTe(CI) detectors with stationary NaI(TI) detectors for subcutaneous 133Xe disappearance measurements

Summary. ¹¹³Xe washout measurements from locally injected depots in the subcutaneous tissue of the thigh have been performed intermittently by a NaI(TI) detector placed 15 cm from the depot and a cadmium telluride [CdTe(CI)] detector fixed to the skin surface above the depot. In 19 experiments, the measurements were performed during rest, before and after bicycling and during circulatory arrest during an occlusion cuff pressure of 240–250 mmHg. The disappearance rates measured by the two detector systems showed a linear correlation(r = 0· 934, P < 0·001). However, the rate constants measured by the CdTe(CI) detector were an average of 1·48 times the values obtained by the NaI(TI) detector during a period of 1–4 h after the injection. The coefficient of variation of the proportionality factor is 3·3%. Only the central part of the local depot area is exposed to the CdTe(CI) detector. Using the Nal(TI) detector and lead shielding of the peripheral or central part of the depot area, it was demonstrated that the disappearance rates obtained reflect the measuring geometries. The correction itself is therefore due to differences in the measuring geometries of the two detector types, and possibly to diffusion and convection of xenon. For quantitative determination of the subcutaneous blood flow, the disappearance rate constants determined by the CdTe(CI) detector thus have to be corrected by division with the factor 1·48.