枣园油田Z 1281断块三次采油可行性研究
华北油田晋45断块注水井解堵技术研究
个 注 水 井组 。５月 份 开 始 注入 Ｒ Ｓ表 面活 性 Ｏ
动 ， 品中未磺 化成 分较高 ， 面活性 剂 的溶 解性 产 表 变差， 引起 ２０井 注人压 力居 高不下 。因此 ， 要 ４ 需 有 针对性 地 采 取 解 堵 措 施 来 降 低 注水 井 的 注 入
图１ 晋４ ５断块 注水 井平均压 力变化 情况
从 图 １可 以看 出 ，０７年 ３月 份注 可动 凝胶 ２０
开始， 压力 有 了明显上 升 ； 份 开始 注 入表 面 活 ５月
收稿 日期 ：Ｏ １一 ｌ一 Ｏ ２ｌ Ｏ ２。 作者简介 ： 郭东红 ， 士， 博 高级工程师 ， 主要从事三 次采 油表 面活性剂 、 稠油开采 高温化学剂 、 解堵 剂以及原油破乳 剂 的 研究。 基 金 项 目： 国石 油 天 然 气 股 份 公 司 科 技 管 理 部 资 助 项 目 中 （ ６一 ２ Ｏ ０ ） 中国石油天然气勘 探开发公 司资助项 ０ ｏ ｃ— ｌ一 ３ ，
解堵剂 能够处理 的地 层半径更大 ， 拟采取注入５ｔ 解 堵剂后 ， 注入表 面 活性剂 溶 液顶替 ， 段塞 每注 一个
块 ２ ０注水井 组 的解 堵技术 研究 ， 于 ２ ０ ４ 并 ０ ７年 ｌ ２ 月进行 了现场 解堵试 验 。 １ 晋４ ５断块 注水井 的压力变 化情况
２ 表面活 性剂产 品 中未 磺化 油的分 离、 分析 与解
堵 剂的研 制
用 滤纸 多次过 滤 表 面 活性 剂 溶液 ， 收集 未磺 化油 或浮油 （ 观 见 图 ２ ） 外 ａ 。对 收 集 到 的未 磺化 油进 行 四组 分组 成 分析 ， 果 如表 １ 示 。可 以 结 所
油田开发中后期的采油工程技术优化途径
油田开发中后期的采油工程技术优化途径发布时间：2021-09-14T06:33:53.970Z 来源：《基层建设》2021年第17期作者：叶才芳1 侯冰2 代素芳3 [导读] 摘要：油田资源在开采期间，在前期进行开采过程中比较简单，但是由于油田的深度越来越大，开采难度也会增加，为了更好对油气进行开采，还要不断对其后期开采过程进行优化，将其技术提高。
1,2长庆油田分公司第一采油厂王东采油作业区陕西延安 717409；3长庆油田分公司第二采油厂西峰采油一区甘肃庆阳 745110摘要：油田资源在开采期间，在前期进行开采过程中比较简单，但是由于油田的深度越来越大，开采难度也会增加，为了更好对油气进行开采，还要不断对其后期开采过程进行优化，将其技术提高。
基于此，本文专门针对油田开采后期的采油工程技术进行优化，同时为相关工作人员提供一定参考价值。
关键词：油田开发；后期；采油工程；技术 1 石油资源开发中后期存在的特点油田在开采后，由于开采的深度越来越大，其含油量也会随之降低，含水量增加，这种情况会对油井日产油量造成一定威胁，使其越来越低，一般状况下油水井生产效率都需要通过压力处理工作，并且对其套损井修复水平可以得到提高，使油水通过其生产中能够恢复到正常水平。
现阶段为了更好将油井的含水速度提高，可以运用更先进且稳定的油控水技术。
这样不仅可以将采油的效率提高，同时还能对油井的含水量大小进行合理把控，使油井含水量可以控制在规定范围内，这样在油井进行开发等过程当中，还可以实现开发的要求。
由于当今相关技术的快速发展和使用，使注水井可以获得非常好的水驱效果，主要是由于吸水剖面进行了有效调整。
现阶段对油田资源进行开采过程中，一般情况下主要都是以机械采油井的方法进行操作，然而在实际进行工作期间，其工作时间长短以及维护周期相对而言比较长。
有可能会出现水淹问题，因此油水井维护方面，不断对其进行把控，使其成本能够得到减少，进一步推动油田技术的快速发展和优化。
大庆油田敖南区块扶余油层致密油提高采收率潜力评价
断 块 油 气 田FAULT-BLOCK OIL & GAS FIELD 第28卷第1期2021年1月doi: 10.6056/dkyqt202101009大庆油田敖南区块扶余油层致密油提高采收率潜力评价唐维宇1,尚云志2, James J. Sheng 1.3，王秀坤#,邹枫4"1.中国石油大学(北京)非常规油气科学技术研究院，北京102249；2•中国石油大庆油田有限责任公司勘探开发研究院，黑龙江 大庆163712；3•得克萨斯理工大学Bob L. Herd 石油工程系，美国得克萨斯州 拉伯克43111 ；4.中国石化中原油田分公司工程技术管理部，河南 濮阳457001)基金项目：国家自然科学基金项目“页岩油藏空气氧化热破裂机制研究”(51974334)；中国博士后科学基金项目“基于微流控芯片及数字岩石物理的致密油藏两相渗流研究"(2019M660933)；中国石油大学(北京)科研基金项目(2462018YJRC001)摘 要 在致密油藏中，何种提高采收率技术可以取得更好的效果尚不明确'针对此问题，文中建立了由2条半缝组成的注采单元，借此对注水与注气在驱替和吞吐2种开发方式下的提高采收率潜力进行了分析，并研究了基质渗透率、注采间距对最终采收率的影响'结果表明：由于气体的注入性较强，因此注气的开发效果优于注水；对于基质渗透率为1.00X 10-3(Jim 2的储层，气驱的采收率较高；对于基质渗透率为0.10x 10-3 (Jim 2和0.01 X 10-3 (Jim 2的储层，吞吐的开发效果更好；在基质渗透率为0.10X 10-3 i m 2的条件下，注采间距对吞吐的影响较大，随着注采间距的减小，采收率增加明显，但注采间距对驱 替的影响则较小'研究结果为大庆油田外围致密油藏进一步的开发方式提供了选择和理论支持'同时，对于致密油藏开发效果较好的吞吐开发方式，在布井和压裂时应充分考虑注采间距对采收率的影响，合理施工，以将效益最大化'关键词致密油：提高采收率；数值模拟；注气；注水中图分类号：TE327文献标志码：AEvaluation of the EOR potential of the Fuyu tight oil reservoir in Aonan area of Daqing OilfieldTANG Weiyu 1, SHANG Yunzhi 2, James J. Sheng 气 WANG Xiukun 1, ZOU Feng 4(l.Unconventional Petroleum Research Institute, China University of Petroleum, Beijing 102249, China; 2.Exploration and Development Research Institute of Daqing Oilfield Co. Ltd., Daqing 163712, China; 3.Bob L. Herd Department of PetroleumEngineering, Texas Tech University, Lubbock 43111, USA; 4«Department of Engineering and Technology Management, ZhongyuanOilfield Company, SINOPEC, Puyang 457001, China)Abstract ： It is still not clear which EOR techniques can get better effect in tight reservoir. To solve this problem, an injection production unit consisting of two half -fractures is established to analyze the EOR potential of water and gas injection under the modes of displacement and huff and puff, and to study the effects of matrix permeability and injection -production spacing on thefinal recovery. The results show that the development effect of gas injection is better than water injection because gas has a higher injectivity. When the permeability is 1.00X 10"3 (i m 2, the recovery of gas flooding is higher; when the permeability is 0.10x 10-3 (i m 2 and 0.01 X 10-3 |i m 2, more oil can be produced by huff and puff process. Under the condition of matrix permeability of 0.10x 10-3 |i m 2, the injection -production spacing has a great influence on the huff and puff process, and the recovery factor increases obviously with the decrease of the spacing, but the effect on displacement is small. The research results provide the choice and theoretical supportfor the further development of tight oil reservoirs in the periphery of Daqing. Meanwhile, for the huff and puff process, which have a better performance in tight oil reservoir development, the influence of different fracture spacing on oil recovery should be fully considered during well layout and fracturing, so as to maximize the benefits by reasonable operation.Key words ： tight reservoir; enhanced oil recovery; numerical -------------------------------------simulation ; g as injection; water injection收稿日期：2020-06-29；改回日期：2020-10-28o常规油藏的储层物性较好，储量巨大且开发难度较低,是油气资源勘探开发的重点。
复杂断块油藏二次开发技术研究
复杂断块油藏二次开发技术研究[摘要]曙光油田是一个开发30多年的老油田，大部分区块已进入开发中后期，可采储量采出程度平均达到80%以上，但受地质条件的影响及开发方式的制约，部分复杂断块仍具有一定的开发潜力。
近年来，曙光油田按照“三重”技术路线，综合利用vsp测井、地震精细解释、油藏数值模拟、储层评价等多种技术手段，在重构地下认识体系的基础上开展二次开发研究。
其中杜99块废弃原直井井网，分两套层系，采用交错叠置式井网进行水平井整体开发，共实施水平井15口，取得显著效果，使一个濒临废弃的老区块重现生机。
[关键词]复杂断块；地震；数值模拟；二次开发；井网；水平井中图分类号：te313.1 文献标识码：a 文章编号：1009-914x （2013）23-0073-011 概况1.1 地质特征杜99块位于辽河断陷西部凹陷西斜坡中断。
开发目的层为下第三系沙河街组三段大凌河油层。
含油面积0.6km2，地质储量222×104t 。
1.2 开发简况区块1993年投入开发，采用100～200井距不规则热采吞吐井网。
2006年底区块总井数17口，开井9口，日产油10t，采油速度0.17%，累产油11.65×104t，采出程度5.25%，可采储量采出程度37.5%，累计油汽比0.42。
2 二次开发前存在的主要问题2.1 地质体认识程度低一是造认识程度低。
早期技术手段单一，主要依据钻测井资料进行的构造认识相对简单，虽然区块边界断层较为落实，但未能发现内部次级断层，对微构造的认识也十分欠缺；二是油水关系复杂。
区块油水关系极为复杂，存在多套油水组合，油水界面均不统一，使生产层位的拟定难度较大。
2.2 直井开发井网不适应区块平均吞吐6.0周期，平均单井产油仅4660t。
单井生产效果差异较大，其中正常生产井只有8口，点总井数32%，平均单井前三周期产油4131t，油汽比0.70；效果较差油井17口，占总井数68%，平均单井前三周期产油1007t，油汽比只有0.19。
枣园油田集输系统优化简化工程效果案例分析
2017年07月枣园油田集输系统优化简化工程效果案例分析赵维张瑞延（大港油田公司信息中心，天津300000）摘要：枣园油田在进行枣2、9、20站集输系统优化简化先导性试验成功的基础上，全面拉开了优化简化工程的序幕。
截至目前，枣园油田集输系统优化简化工程基本完成，实现了原油的单管输送和油井的自动计量，解决了枣园油田集输系统能耗高、管网腐蚀老化严重等问题，达到了节能创效的目的。
关键词：枣园油田;集输系统;优化简化;自动计量;管网;能耗1生产现状及存在问题枣园油田现有枣北、枣南、自来屯3个开发区块，采用三级布站模式，即单井—计量站—转油站—联合站。
目前共有油井391口，开井292口，地层日产液量9974m 3，其中日产油1064t ，日产水8910m 3，日掺水量4304m 3，地层含水85.5%。
地面配套有集中处理站2座，转油站1座，计量站30座。
配套工艺管网314km ，其中系统输油31条43.4km,掺水31条33.7km ；单井集油290条119.3km ，掺水264条117.3km 。
枣园油田经过多年的生产开发，主力区块已进入到高含水开发期，地下和地面生产情况发生了较大的变化，目前地面系统存在工艺不合理、运行成本高、安全环保隐患大等突出问题，主要体现在以下三方面：1.1地面管网庞大，能耗高由于采用三级布站、双管掺水工艺，地面管网庞大，现有各类管线314Km 。
传统的双管掺水伴热集油工艺，运行成本高，年掺水量约151×104m 3，年耗气约508×104m 3，年耗油约2800t ，年耗电约154×104KWH ，合计年能耗费用约3000万元。
传统的高能耗双管掺水伴热集油工艺已不适应油田发展需要。
1.2工艺流程不适应生产变化，运行成本高随着油田开发的深入，油井产液性质与开发初期相比发生了很大变化，地面工艺系统循环输送、重复处理问题较多。
主要集中在枣一联、枣二联、自一联，用于循环输送、重复处理的运行成本约341万元。
三次采油工程技术应用
三次采油工程技术应用自20世纪80年代初期以来，三次采油技术在世界上的应用得到了广泛的推广，尤其是在采取水平井和超长水平井的趋势下。
三次采油技术是指在原油储藏层中注入压缩气体、水或化学物质等，以提高采油效率和产量。
本文将介绍三次采油工程技术的应用范围、目的、优点和局限性。
一、应用范围三次采油技术适用于各种类型的油藏和采油方式，包括常规油藏、非常规油藏、重油和超重油、页岩气和煤层气等。
三次采油技术可以应用于垂直井、水平井和超长水平井等不同类型的井筒，并且对井筒的深度和间距没有严格的要求。
此外，三次采油技术也可以搭配其他采油技术使用，如防水墙、油藏压裂等。
二、目的三次采油技术的主要目的是提高采油效率和产量。
注入压缩气体、水或化学物质等可以有效地减缓原油的黏滞度，降低地层压力和黏度阻力，提高原油的渗透性和流动性。
此外，三次采油技术还可以扩大油藏的有效面积和提高采油率，从而提高原油的采取率和利用率。
三、优点采用三次采油技术可以获得以下优点：1.提高采油效率和产量。
2.降低采油成本和能源消耗。
3.减少对环境的污染和破坏。
4.延长油田寿命周期，减少油井的开采距离。
5.可以应用于各种类型的油藏和采油方式。
四、局限性三次采油技术也存在以下局限性：1.高成本和投资风险。
2.技术难度大，操作难度大，需要严格的监测和控制。
3.注入压缩气体、水或化学物质等可能会对环境造成负面影响。
4.可能会触发地震等自然灾害。
5.可能会导致油井的堵塞和技术失效。
五、结论。
大港枣园油田套损规律初步认识
征、 地质 因素、 地质模 式以及 工程 因素等几方 面的分析 ， 出了枣园风化 店区块在套损 程度 、 得 套损层 位、 套损 与地层
倾 角、 套损与断层 、 套损 与射 孔、 套损 与狗腿度 等几方 面的认识 。对 枣园油田乃至整 个大港 油田套损的研 究都有 一
定的指导和借鉴意 义。
关 键 词 ：套 损 规 律 ；套 损 程 度 ；套 损层 位 ；地 质 模 式 ；工程 因素
１ ８年以后发生套损。从 分析可 以看出 ， 化店 区块套 管平均 风
寿命低 ， 最短套管 寿命 只有 １ ， 年 平均寿命不到 １ ０年。
Ｉ２ 套 损 程 度 分析 ．
二 、 园 油 田套 损 规 律 分 析 枣
枣 园油 田共有三个 开发 区块 ， 中风化店 区块是 枣园油 其 田的主体开发 区， 开发 时 间最早 ， 采储 量是 自来 屯 区块 的 可 近 ６倍 ， 套损套变情况也 最为严重 。而沈家铺 区块 开发时 间
维普资讯
第 ３ 卷 第 ３期 １
Ｖ １３ ０． １ Ｎｏ ３ ．
钻
采
工
艺
・１ ７ ・ ２
Ｄ ＩＬＮＧ＆ Ｐ Ｄ Ｃ Ｉ Ｎ Ｔ Ｃ ＮＯ Ｏ Ｙ ＲＬ Ｉ ＲＯ Ｕ ＴＯ Ｅ Ｈ Ｌ Ｇ
大 港 枣 园油 田套 损 规 律 初 步 认 识
长， 套损 套 变 成 为 影 响 该 油 田 开发 生 产 的 重要 因素 之 一 。截 止 目前 枣 园油 田 共 发 现 各 类套 损 井 １６ 口（９ ８ １６个 套 损
点 ） 占完钻 井数的 ２ ３ ， ， ２ ９ ％ 高于全 油田 １ ． ％ 的平均水平 ， ８１ 是套 损套 变的 高发 油田之一 。尤其是开发 时 间相 对 较 长、 出砂 严重的风化店 区块 ， 套损更为严重 。文中通过 对枣 园油 田套损的现状 分析 ， 对枣 园风 化店 区块 的统计特
化学驱油技术进展及发展趋势探讨
化学驱油技术进展及发展趋势探讨摘要]：目前的三次采油技术中，化学驱技术占有重要的位置。
我国在化学驱方面，以大庆和胜利油田为代表，以聚合物驱技术最为成熟有效。
相比之下，表面活性剂驱、泡沫驱等方法仍处于小规模探索试验阶段。
本文综述了各类化学驱方法及其现场应用情况，并探讨和分析了化学驱的发展趋势。
关键词：化学驱、聚合物驱、复合驱、表面活性剂驱、泡沫驱、碱驱引言化学驱是通过水溶液中添加化学剂，改变注入流体的物理化学性质和流变学性质以及与储层岩石的相互作用特征而提高采收率的一种强化措施。
其基本原理有两个，一是扩大波及系数，二是提高微观驱油效率[1-2]。
自20世纪80年代，化学驱达到高峰以后的近30多年内，化学驱在国外的运用越来越少，但在中国却得到了成功应用。
国外三次采油方法大都以气体混相驱为主，而国内却大都以化学驱为主。
其主要原因之一是我国储层为陆相沉积非均质性较强，陆相生油原油粘度较高，在提高采收率方法中更适合于化学驱。
另一个原因是恢复地层能量的方法不同，从气源、制造业水平和设备等条件来看，国外主要是靠注气，因而发展成混相、非混相技术；而国内主要靠注水，因而必然发展成化学驱。
1聚合物驱聚合物驱是指高粘度聚合物水溶液注入地层后，改善水油流度比、降低水相渗流率，扩大驱替液波及体积。
油田应用比较广泛的聚合物主要有三类，即普通水解聚丙烯酰胺类、黄原胶类和耐温抗盐等特殊聚合物类。
黄原胶类主要应用在高盐油藏，由于产量较低，现场试验不多。
我国油田主要分布在陆相沉积盆地，以河流三角洲沉积体系为主，储油层砂体纵横向分布和物性变化均比海相沉积复杂，油藏非均质性严重，而且原油粘度高，比较适合聚合物驱。
1.1矿场试验研究近年来，国内外专家学者研究指出低渗透油藏可以开展聚合物驱，但须充分考虑聚合物注入性能及不可及孔隙体积(IPV)对驱油效果的影响，同时需综合考虑其他的诸如启动压力梯度、油藏温度、矿化度、剪切和热降解作用等因素。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
枣园油田Z 1281断块三次采油可行性研究
随着全国石油资源勘探形势日益严峻，探索老油田持续开发，是我国油田油气稳产的基础。
本文通过研究探索枣园油田效益开发模式，分析z1281断块三次采油的优缺点，进而为油田后续开发提供稳产思路。
标签：枣园油田;三次采油;油气
1引言
枣园油田枣1281断块内部构造简单，整体上构造西低东高，南北低中部略高，构造高点位于断块东侧中部。
北东向的枣12断层为该区主干断裂，延伸较长，近南北向断裂为该区次级断裂。
该区枣V油组为辫状河三角洲前缘沉积，主要发育分流水道、河口坝、坝间泥、席状砂、滩坝砂、浅湖泥等沉积微相。
河口坝为主体构型要素，河口坝进一步细分为坝主体、坝内缘、坝外缘，砂体发育程度较高，砂体呈条带状、连片状分布，砂体连片发育，相互叠置形成河口坝的复合体。
该区原始地层压力19.05MPa，饱和压力5.98MPa，压力系数1.03，地层温度76.4℃，油藏属于正常温度压力系统。
枣1281断块地层水总矿化度22880mg/L，氯离子含量为12555 mg/L，枣V油组水型为CaCl2、NaHCO3型。
2历次开发存在问题
枣园油田枣1281断块孔店组枣IV、V油组自1984年投入开发以来，根据断块开发生产情况，分为五个开发阶段。
即初期投产阶段;井网加密调整阶段;控水稳油阶段;综合调整产量递减阶段;二次开发实施阶段。
目前枣1281断块（下套）层系面临着三方面的主要问题：（1）断块主体部位剩余油分散，断块中北部水淹较东南部严重;（2）层间矛盾突出，受储层非均质性及历史上水驱程度不均的影响，部分储层水淹严重，储层吸水能力不均，造成吸水剖面差异明显;（3）区块内存在渗流优势通道，枣1281断块经过30多年的注水开发，该区发育着不同级别的水流优势通道，实施开展三次采油提高采收率先导试验，对提高本区开发水平，指导同类油藏开发具有现实意义。
3三次采油可行性研究
枣1281断块（下套）层系中剩余可采储量相对较高，剩余可采储量主要集中分布在下套层系主力层V4-3、V5-2、V6、V9。
新井的实施证实了剩余潜力的存在，目前枣1281斷块投产及排液井8口，初期平均日产油4.8t/d，含水66.2%，新井钻遇油层分布较稳定，油层注采对应率高，有利于开展深部调驱及二元驱试验。
注采受益见效程度高，区块注采关系分析对应关系明显。
同时断块具有较完善的注采井网，目前枣1281断块（下套）井网以新井为主，无需实施大的调整
工作量，就可实施深部调驱和先导井组的二元驱工作。
具有足够的注水压力上升空间，能够满足深部调驱及二元驱压力上升空间的需求。
同类型油藏官979-938断块深部调驱已见到显著效果，为枣1281断块深部调驱积累了经验。
4 预计方案设计
深部调驱试验区为北部的“5注8采”注采井网，覆盖地质储量77.8×104t，孔隙体积151.28×104m3。
调驱段塞采用强弱段塞交替注入模式，强段塞主体采用体膨颗粒加连续凝胶复合调驱体系，高强颗粒和无机复合体系作为强段塞的备用体系，用作渗流优势通道发育严重或特别严重时的封堵体系，弱段塞采用连续凝胶调驱体系。
设计调驱液总注入量15×104m3（0.1PV），注入时间480d（16个月）。
注入方式采用常规调驱泵“单泵对单井”在井口注入。
二元驱试验区为东南部的“3注6采”注采井网，覆盖地质储量48.6×104t，孔隙体积94.58×104m3。
实施二元驱前采用体膨颗粒加连续凝胶复合调驱体系进行前期调剖处理。
二元驱试验井组采用“聚/表二元”体系作为驱替剂，体系中聚合物采用缔合聚合物BHAP-90，浓度2500mg/L;表活剂采用表活剂BHS，浓度0.3%;辅剂分别为亚铁离子处理剂浓度10mg/L、杀菌剂浓度150mg/L、稳定剂浓度150mg/L、阻垢剂浓度50mg/L。
二元驱体系站内粘度≥110mPa.s，井口粘度≥100mPa.s，界面张力达到10-3mN/m数量级，90天粘度保留率≥80%。
设计总注入量17.5×104m3（0.18PV），注入时间556d（18.5个月）。
采用橇装式聚/表二元驱井组注入装置在井口集中注入、单泵单井、高浓度母液稀释的注入方式。
5应用前景
考同类试验项目实施效果，预测枣1281（下套）深部调驱试验区6年增油1.580×104t，采收率提高值为3个百分点;二元驱试验区6年增油2.013×104t，采收率提高值为6个百分点。
参考文献：
[1] 薄启亮.海外石油勘探开发技术及实践[M].北京：石油工业出版社，2010：1-17.
[2] 童晓光.跨国油气勘探开发研究论文集[M].北京：石油工业出版社，2015：3-9.
[3] 童晓光，窦立荣，田作基，等.21世纪初中国跨国油气勘探开发战略研究[M].北京：石油工业出版社，2003：1-16.
[4] 吕功训.阿姆河右岸盐下碳酸盐岩大型气田勘探与开发[M].北京：科学出版社，2013：1-6.
[5] 韩大匡.关于高含水油田二次开发理念、对策和技术路线的探讨[J].石油
勘探与开发，2010，37（5）：583-591.
[6] 穆龙新.重油和油砂开发技术新进展[M].北京：石油工业出版社，2012：1-3.。