尕斯库勒油田E31油藏整体调驱技术的研究与应用

以矿厂实例说明气驱段赛设计
尕斯库勒油田E31油藏作为采油一厂的主力油藏，自1978年试采以来，经历了六个开发阶段，目前油藏进入高采出程度、高含水、低采油速度阶段，水驱开发已不能满足油藏稳产的需要，迫切需要转变思路，寻找新的开发方式。

"目前我们站给27口油井注气，这27口油井基本上都已经采了20多年了，剩余油无法用之前的技术开采出来，所以我们用减氧空气驱的手段将剩余油开采出来，这样的话就增加了剩余的可采储量，可以起到稳产的作用。

"舒威说。

作为青海油田第一座减氧空气驱注气站，站内的班组人员大部分都是转产过来，对于他们来说，这里也是需要一切重新开始的地方。

“来之前根本没有接触过这些技术小到一个注气管线的流程，大到压缩机的工作原理，完全是一头雾水。

”今年35岁的申琳娜说，她2020年从采油二厂转产来到注气站，主要负责资料数据的收集，对于全新的岗位挑战，她没有退缩，经过同事的帮助和自己的摸索，现在已经完全适应了岗位工作。

负责设备维护、保养的陈占峰说起站内的设备，如数家珍。

“这里昼夜温差很大，冬天夜间的时候甚至会达到零下一二十摄氏度，对于设备的维护要更仔细。

”陈占峰说，“氮气浓度在92%的标准下，我们要随时注意不能发生管线泄漏，参数是动态的，随时会发生变化，压力高的时候我们要及时调整各个点的参数。

”。

尕斯E31油藏减氧空气泡沫驱开发试验方案经济评价尕斯库勒油田E31油藏曾经作为青海油田第一大油藏，自1978年试采开发，1989年全面投入注水开发，经历了试采、基础方案实施、加密调整方案实施、局部调整控水稳油、注采井网转换完善六个阶段。

该油藏已保持年产油60万吨以上连续稳产18年，作出了突出贡献。

目前，尕斯E31油藏开发处于高含水期，需要转换开发方式，进一步提高采收率。

该论文结合该油藏开发特点，评价利用减氧空气泡沫驱开发试验利用后的经济效益和风险，为该类油藏增量经济方案的制定提供了经验。

案例数据经过技术处理。

标签：减氧空气泡沫驱;有无对比;增量决策;经济评价1 油田开发现状尕斯库勒油田E31油藏开发至现在年产油60×104t以上已实现了18年稳产，取得了较好的开发效果和巨大的经济效益，目前油藏已进入高含水期。

目前尕斯E31油藏含水已高达86.7%，采出程度43.96%，采油速度0.39%，井口累计注采比0.9。

迫切需要“二三结合”转换开发方式。

为进一步提升老区采收率，使油藏焕发生机，决定开展尕斯E31油藏减氧空气重力驱开发试验。

2 开发方案简介2.1油藏方案按照《油田开发管理纲要》有关要求，参考国内油田注气重力稳定区的做法，结合油藏实际特点，以顶部驱、井型、面积驱、辅助注水综合设计对比方案。

重力稳定驱方案考虑在构造高部位部署注气井;尽量利用老井，降低试验成本。

制定了开发方案，评价期内累计产油量120.37×104t。

2.2新井钻采工程方案钻井工程：新钻8口注气井，新钻8口采油井。

注采井均采用三开井身结构;注气井的生产套管采用气密套管，其中注气井段上界以上100m至人工井底采用13Cr防腐气密套管，配套70MPa套管头;注采井的生产套管采用增韧水泥浆体系固井并返至地面。

采油工程：注采井均采用套管射孔完井;注气井采用气密封隔器密封油套环空，封隔器以下采用L80-13Cr油管，封隔器以上采用P110气密油管且进行防腐涂层处理，油套环空加入防腐保护液，配套70MPa注气井口;采油井采用抽油机-有杆泵举升工艺，配套防气抽油泵、21MPa环空测试采油井口;观察井采用光纤实时动态监测工艺;为防气窜优选了高温抗盐地下发泡剂体系。

尕斯库勒油田复合调驱调剖工艺的研究与应用【摘要】随着注水开发的进行，尕斯库勒油田油水关系进一步复杂，原有的调驱调剖工艺无法满足开发要求。

复合调剖的研究，通过改变油层深部的液流方向，实现深部调驱，提高了注水开发效果。

【关键词】酸化工艺；增注；分层酸化；排量；1.尕斯库勒油田调驱调剖工艺的研究现状尕斯油田随着油田注水开发的不断深入，油田的含水不断升高，油水关系进一步复杂，大部分油井见水生产，高含水油井逐渐增多，注水井单层突进严重。

尕斯油田E31油藏具有高温高矿化度的油藏特征，综合含水已达71.79%，N1-N21油藏注水井套损套变井比例大，依靠机械分注改善纵向吸水的空间已很小，该油藏综合含水55.14%。

由于调剖堵水剂在高温、高矿化度条件下易产生破胶、降解等现象，因此，对调剖堵水化学剂的选择提出了严格的要求2.复合调驱调剖研究经过生产实际和实验发现，按先强后弱顺序注入调剖剂比按先弱后强顺序注入调剖剂的水驱采收率高。

因为按先强后弱顺序注入调剖剂时，强调剖剂能有效的封堵大孔道，后续注入的低强度调剖剂优先进入未被封堵的低渗层，能够起到提高水驱波及体积，和水驱效率的作用，同时还能启动次非主力层，从而提高水驱采收率。

优化次序为预交联颗粒或可动凝胶+微球，微球作为弱堵剂，而可动凝胶和预交联颗粒作为封堵强度高的调堵剂，应优先注入封堵油水井之间的窜流通道，微球应用做后缘段塞的深部调驱剂，最后注入[1-3]。

2.1 微球+预交联颗粒复合调驱研究（1）注入顺序优化研究实验将填砂管模型饱和水、饱和油、水驱后注入0.1pv微球溶液和0.1 pv凝胶溶液、候凝，水驱。

第二组填砂管模型水驱油后先注0.1pv凝胶和0.1pv微球溶液，比较两组实验原油采收率的提高程度。

两组实验对比，复合段塞中，先注微球溶液后注凝胶溶液的采收率增值为19.5%，而先注凝胶后注微球采收率增值为23.6%，水驱采收率比先注微球后注凝胶高了4%。

（2）注入段塞大小优化研究制作填砂管，将填砂管抽真空，饱和地层水，饱和油，并水驱至含水95%，计算油的采收率。

尕斯油田E31油藏整体复合调驱现场试验摘要:尕斯油田E31油藏平面上和纵向上的非均质,造成注入水在平面上向生产井方向舌进现象和在纵向上沿高渗层突进现象。

在尕斯库勒油田E31油藏的开展整体、深部的调驱工作,首先应根据吸水剖面了解纵上上注水的不均衡性,根据井间示踪技术了解平面上注水的不均衡性,选取存在大孔道的水井采用预交联颗粒等堵剂进行封堵,解决近井地带的窜通现象,调整并提高注水油压达到一个较高水平后,然后采用聚合物微胶囊调驱剂进行整体、深部调驱,改变地下渗流场,扩大微观、宏观注入水波及体积,改善区块整体水驱开发效果。

关键词: 注水复合调驱预交联颗粒聚合物微胶囊青海油田采油一厂所属尕斯油田E31油藏位于青海省柴达木盆地西部茫崖拗陷尕斯断陷,主要受构造控制,其次受岩性影响。

E31油藏自投入注水到1991年全面注水开发,注水对保持油藏的地层能量,稳定油藏生产起了决定性的作用。

从注水现状看,E31油藏基本达到均衡注水,油田压力已经持续回升;地层能量充足,油井生产稳定正常;但同时在注采中也出现了另一个问题就是见水、含水和水淹对生产的不利影响。

因此下步需要在E31油藏这种低渗、高温高矿油藏条件下进行整体复合调驱,来改善水驱开发效果。

一、尕斯E31油藏的认识及存在的问题尕斯E31 油藏共有油水井278口,其中油井204口,开井173口;现有注水井77口,开井69口。

平均单井日产油6.77t,2007年年核实产油量为51.8052×104t,采油速度 1.34%,累计产油量为1454.0919×104 t,采出程度为37.5%,综合含水为70.0%,含水上升率为2.42%,自然递减为20.86%,综合递减为13.5%;平均单井日注水95.9m3,年注水量为245.0136×104m3,累计注水量为2916.1514×104m3;阶段注采比为 1.36;累积注采比 1.02。

专业研究・Ｐｒｏｆｅｓｓｉｏｎａｌ　Ｒｅｓｅａｒｃｈ112 大陆桥视野·２０１６年第１６期一、油藏简介尕斯库勒油田Ｅ３１油藏位于青海柴达木盆地西部茫崖坳陷尕斯断陷，紧邻花土沟、狮子沟、油砂山和砂西油藏。

尕斯库勒油田Ｅ３１构造为一构造完整、轴向近南北的潜伏背斜构造，闭合高度为４００ｍ，构造轴部较平坦，两翼不对称，东缓（１２°３０＇）西陡（２０°５０＇）。

构造南北长约１２Ｋｍ，东西宽约４Ｋｍ，含油面积３７．４Ｋｍ２，地质储量３８７７．８１×１０４ｔ。

二、长停井分类整理根据２０１６年配产需要，考虑油藏的措施潜力，以完善注采井网、剩余油挖潜为重点，从井间、砂体边部及断层附近剩余油挖潜等方面考虑，２０１６年尕斯Ｅ３１油藏建议长停油井恢复５口，暂缓３口井。

三、长停井单井分析１．跃６－３３井。

跃６－３３井为Ⅰ－Ⅳ层系采油井，射开２８．８ｍ／８层生产。

跃６－３３井于２０１４年６月由于高含水关井至今，该井Ⅱ－１、Ⅱ－２、Ⅲ－５小层剩余油较为富集，具有一定恢复潜力，下步建议补孔Ⅱ－１、Ⅱ－２、Ⅲ－５三个小层恢复生产，同时加强Ⅱ－１小层注水。

２．跃１－３３井。

跃１－３３井为Ⅰ＋Ⅱ层系采油井，射开１９．４ｍ／４层生产。

跃１－３３井于２０１３年８月由于高含水关井至今，通过小层砂体图分析，该井Ⅰ－６受跃１－２２井Ⅰ－６小层注水突进，导致该小层水淹，下步建议堵水Ⅰ－６小层恢复生产；同时分析剩余油及小层砂体图，该井Ⅱ－４小层位于砂体边部，判断该小层具有一定恢复潜力，下步补孔Ⅱ－４小层恢复生产。

３．跃２２井。

跃２２井为Ⅰ－Ⅳ层系采油井，于１９８７年９月投产作业，射开Ⅰ－５、Ⅳ－４小层。

跃２２井于２０１０年１月由于低产关井至今，通过剩余油及小层砂体图分析，该井Ⅰ－４ａ、Ⅰ－５ｂ小层砂体周围一线水井跃３－１井主要吸水层为Ⅳ－５小层，属于有注无采区域，剩余油相对富集，下步建议补孔Ⅰ－４ａ、Ⅰ－５ｂ两个小层恢复正常生产。

尕斯库勒油田E31油藏东翼稠油带老井综合利用及效果评价许洋
【期刊名称】《化工管理》
【年(卷),期】2014(000)018
【摘要】为了充分利用尕斯库勒油田E31油藏东翼稠油带老井生产潜力，恢复利
用未动用储量，在老井资料细致复查和精细二次解释基础上，结合实际井况等因素，对稠油带区域老井进行了综合利用。

稠油带老井的综合利用，不仅改善了油田开发效果，获得了较好的经济效益，而且为以后油藏老井的恢复利用提供了宝贵的思路。

【总页数】1页(P172-172)
【作者】许洋
【作者单位】中国石油青海油田分公司采油一厂青海 816400
【正文语种】中文
【相关文献】
1.尕斯库勒油田E31油藏高含水期剩余油潜力精细表征方法研究 [J], 林益康;廖春;胡小燕;史玉成;龙安林
2.尕斯库勒油田E31油藏剩余油分布特征影响因素与挖潜对策 [J], 廖春;史玉成;
徐珊珊;张煜;杜晓炜
3.尕斯库勒油田老井综合利用及实施效果评价 [J], 保吉成;宋建虎;魏风玲;朱立林;
王志亮;马红卫
4.尕斯库勒E31油藏沉积微相及其对剩余油分布的影响 [J], 杨卫国;董伟;苟永俊
5.尕斯库勒油田E31油藏剩余油挖潜方向浅析 [J], 熊坤;曹研
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尕斯库勒油田区块整体调驱技术【摘要】在水驱油田开发的中后期，随着注水力度的不断加大，油水井对应关系日趋复杂，层间矛盾日益突出，集中表现为水井吸水剖面不均衡，油井含水上升，生产成本提高。

本文旨在探求高含水区块整体调驱治理方案的可行性。

【关键词】层间矛盾；高含水；整体调驱；经济效益一、前言尕斯库勒油田是青海油田的主力油田，2011年原油产量101.3938万吨，占整个青海油田的45.3%。

经过近20年的开发，尕斯油田目前已进入中高含水开发阶段，层内、层间、平面三大矛盾突出，油田综合含水近70%，自然递减速度达到21%。

注水无效循环严重使水驱单元的开发效果下降，油田开发难度进一步加大。

油田E31油藏储层物性从Ⅰ油组到Ⅳ油组逐渐变差，渗透率级差2.2；N1-N21油藏北区Ⅱ-Ⅷ油组渗透率级差9.6，中南区Ⅱ-Ⅷ油组渗透率级差为3，油田非均质性严重。

随着油田开发的不断深入，水驱单元的非均质性、注水指进、水窜等导致的注水利用率低已成为制约油田进一步提高采收率的一个关键问题。

为提高原油采收率，近年来国内发展了聚合物驱等三次采油技术，虽然取得了很好的效果，但存在着对油藏适应范围小、驱油成本高、现场实施难度大等问题。

调剖调驱技术以扩大波及体积为主，一直是油田改善注水油田开发效果、实现油藏稳产的有效手段和主导采油工艺。

二、PI决策技术PI决策技术主要是使用由注水井井口压降曲线计算所得的压力指数（Pressure Index，PI）进行决策。

该技术可解决区块整体调驱的六方面问题：1、判别区块调剖的必要性；2、决定区块上需调剖的井；3、选择适当的调剖剂用于调剖；4、计算调剖剂用量；5、评价调驱效果；6、决定重复施工时间。

PI—注水井的压力指数（MPa）；p（t）—注水井关井时间t后井口油压（MPa）；t —关井时间（min）。

根据前期测试的水井压降曲线结果，得出区块各井PI值，结和各井注水层厚度与注水量，得到各井PI值、PI修正值和该区块PI修正值的平均值。

尕斯E31南区次非主力层动用取得的效果及存在的问题浅析【摘要】尕斯库勒油田E31油藏经过了二十多年的开发，剩余油分布高度分散，油藏南区常年混层系开发，层间矛盾突出，主力层动用好，采出程度高，次非主力层动用差或不动用。

根据油藏南区实际情况，结合油藏数值模拟，搞清水淹状况和剩余油分布，找出剩余油潜力区，通过油水井现场措施，提高次非主力层动用程度，找到一两种适合油藏南区稳产的行之有效的方法，促进油藏南区的稳产，指导油藏后期的合理开发。

【关键词】次非主力层；剩余油；动用程度一、尕斯E31油藏南区概况尕斯E31油藏为一构造完整、轴向近南北的潜伏背斜构造，闭合高度为400米，构造轴部较平坦，两翼不对称，东缓西陡。

三条大逆断层均分布在构造北端和西翼，有二条小正断层分布于南北端。

构造南北长约12km，东西宽约4km，含油面积38.7km2，地质储量3877.81×104t。

目前共有油水井121口，其中投入生产的油井66口，水井43口。

含油面积15.3km2，地质储量1666.99×104t。

二、油藏南区次非主力层动用效果评价根据剩余油分析及小层的动用状况评价，自2011年10月起，尕斯库勒油田E31油藏次非主力层动用工作逐步展开。

前期根据项目的需要，首先在油藏南区开展了4口油井的试验工作，同期开展2口注水井的有机+无机调剖工作。

但由于2012年油藏南区10排—13排实施了整体调驱工作，涉及水井15口，油井30口，导致了在井位选取工作中，可行性较高井位比较少，因此后期在南区开展次非主力层的同时，把油井选井工作扩展到了油藏中区（见表1）。

三、存在的问题1、大部分次非主力层在南区分布不连续，砂体小，难以形成有效注采井网（图1）。

2、部分井措施后因次非主力层无注水补充，产液量下降较快。

跃12-7井封堵Ⅰ-4、6，Ⅲ-7、Ⅳ-1、2、4小层，补孔Ⅱ-3小层，生产Ⅱ-3、4，Ⅲ-1、3、4、5小层，作业后日产液量由100方下降到20方，日产油由1.16吨上升到4.53吨，但是一线水井跃12-6和跃11-6井的对应层均不吸水，砂体相对较小，地层能量下降快，供液不足。