高含水砂岩老油田剩余油综合分析及开发实践

哈萨克斯坦高含水砂岩老油田涉及中石油中亚MMG、PK和北布扎奇项目的相关油田。经过长期注水开发,油田均已进入高含水快速递减及低效开发阶段。为了提高高含水期砂岩老油田剩余油采收率,以北布扎奇油田为例,运用物质平衡、测井解释、动态分析、水流通道、数值模拟等综合分析方法,开展了剩余油分布特征系统攻关与实践。结果表明,纵向上受储层沉积韵律和非均质性影响,层内、层间剩余油差异富集,平面上受沉积环境和储层物性影响,水驱波及弱势方向剩余油局部富集。结合注水开发矛盾和剩余油富集特点,制定注采井网调整和注水方式优化综合调控对策,实现油田合同期内采收率与经济效益最大化。     

海上疏松砂岩油藏高含水期水驱开发规律研究

海上稠油油田开发中后期主要采用强注强采开发方式,在这种大液量冲刷下储层微观孔隙结构及水驱油效率发生变化,给油田高含水期的水驱开发规律认识带来了难度。通过物理模拟实验方法,研究了储层在长期注水冲刷过程中的各特征参数变化规律。结果表明,对于高孔高渗储层经过长期注水冲刷后,孔隙度变化不明显,渗透率明显增大,易形成无效循环通道;孔隙微观变化特征明显,出现孔喉半径增大、渗流能力增强的变化规律;随着驱替倍数增加,等渗点右移,残余油饱和度下降,驱油效率提高近10%。研究成果验证了海上陆相疏松砂岩油藏特高含水期产液量2 000 m3/d的先导试验,为海上油田高含水期开发策略的制定提供了理论支持。     

鄂尔多斯盆地岩性油藏微观水驱油特征及影响因素——以华庆油田长8_1油藏为例

针对鄂尔多斯盆地陇东地区长8油藏微观水驱油机理研究薄弱的现状,以华庆油田长81储层为例,应用真实砂岩微观模型水驱油渗流实验、物性、恒速压汞、核磁共振等测试资料研究了储层微观水驱油特征及驱油效率的影响因素,认为喉道半径大小及分布形态与水驱油渗流规律关系密切.结果表明:长81储层微观渗流路径为均匀驱替、网状-均匀驱替、指状-网状驱替、指状驱替4类,在同一实验条件下对应的驱油效率依次降低;70%以上的残余油以绕流、油膜状分布;储层物性、孔隙结构、可动流体饱和度均受控于成岩作用,其对水驱油机理的影响具有一致性.总体上,当渗透率1.5mD、喉道半径0.5μm、分选系数0.15、可动流体饱和度40%、驱替压力增加率50%、驱替速度0.012mL/min时,驱油效率增大趋势明显减弱.油藏开发过程中应注重将采油数据和岩心水驱油渗流实验相结合,优选高渗带设计合理的开发工艺、分段开发.     

非均质油藏开发后期改善水驱效果研究——以王场油田王广区潜4~3油组为例

王场油田王广区潜4~3油组为江汉油区典型的非均质油藏。受储层非均质影响,水驱效果差,导致近年来自然递减率居高不下。通过在该区域展开油藏精细描述及注水开发实践研究,分析油区在注水开发中出现的问题,确定研究思路,提出一套合理有效改善水驱效果的治理方案,对油区其他同类油田开发调整具有借鉴意义。     

安塞油田长6油层组长期注水后储层变化特征

在注水开发模拟实验及现场测试资料的基础上,以压汞实验、物性测试等方法对模拟实验前后岩芯进行分析,研究了安塞油田长6油层组长期注水开发后储层特征变化规律及成因。结果表明,随着注水量增加,渗透率总体明显降低,渗透率平均变化4.72%;水驱后孔隙度平均增加0.15%,而孔隙组合类型未发生明显变化;退汞效率平均降低4.39%;喉道中值半径变小但分布类型没变化;储层润湿性整体向亲水方向发展。低渗透储层特征发生变化的机理主要是:储层中颗粒和填隙物在注入水的冲刷作用下发生溶解、破碎和迁移,一部分被水冲出,一部分滞留在细喉道处形成堵塞,导致孔喉连通性变差,储层非均质性增强;注入水冲刷作用使储层岩石表面及孔喉表面性质发生变化,进而引起储层润湿性发生变化。     

二连低渗透油藏不同沉积相带注水井配注原则

合理的配注原则,提高水驱油效率是高含水期油田开发的重要工作之一,根据不同沉积相带的储层物性的不同,建立了不同的注水井配注原则,特别是对低渗透储层,首次提出应用最佳驱替速度,建立合理驱替压差来配注的原则,在实际应用中取得了比较好的效果,为低渗透砂岩油藏“调水增油”提供了技术保障。     

红河油田空气泡沫驱实验

鄂尔多斯盆地南部红河油田长8油藏为典型的致密双重介质储层,注水采油时出现沿裂缝水窜现象,导致开发效果变差.为有效补充地层能量、提高采收率,开展红河油田长8储层空气泡沫驱实验.通过空气原油氧化实验,确定红河油田原油与空气在地层条件下可以发生低温氧化反应,反应速率为(0.025~0.110)×10-5 mol(O2)/(h·g)(oil);通过泡沫体系优选实验,优选阻力因子高、封堵能力强、可有效封堵储层裂缝的泡沫体系;通过长岩心空气泡沫驱油实验,认为空气泡沫驱的采收率比水驱的提高15%以上,气体突破时产出气体中O2的体积分数为1.34%~3.81%,满足空气驱的安全范围.结果表明:空气泡沫驱综合泡沫驱与空气驱的稳定、耐温、耐油和较强封堵能力等优点,在红河油田具有较好适用性,为红河油田提高采收率提供技术储备.     

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油气藏注水替油开发研究

塔河油田奥陶系碳酸盐岩缝洞型油藏非均质性强、油水分布规律差。部分高产井易水淹或产量大幅度递减。在生产实践中,发现部分单井在压井后,压力明显上升、可以恢复部分产量。分析奥陶系碳酸盐岩缝洞型油藏储层特征,研究注水开发的地质影响因素,并通过对注水替油的机理研究,结合现场单井注水替油和多井缝洞单元注水替油的实践,来分析选井、选层及注采参数的影响,评价注水替油开发效果,优化注水方案设计,是为了使注水开发在塔河碳酸盐岩油藏的推广应用,以便提高油田采收率。     

裂缝性火山岩油藏注水开发特征—以克拉玛依油田一区石炭系油藏为例

克拉玛依油田一区石炭系油藏属低孔、特低渗透且裂缝发育的非典型双孔介质火山岩油藏。衰竭式开采产量递减大,采收率低。注水开发具有见效反应弱,含水上升快,水驱控制程度低的特征,注水后油藏能量得到补充,递减减缓,采收率提高2倍多,注水开发取得了成功,其开采经验可为此类油藏的开发提供借鉴。     

弱凝胶增注调剖技术在安塞特低渗油田的应用

安塞油田为典型的低渗、低压、低产油藏,由于长6储层微裂缝发育,注入水突进,水驱效率低,严重影响油田的开发效果。为此,试验应用了弱凝胶增注调剖技术,一方面解决了调剖剂注入困难问题,另一方面有效地改善了注水剖面,对应油井增油降水显著,为特低渗油田的高效开发探索出了新的途径。     

原油脱气对低渗透油藏有效驱替压差的影响

地层原油脱气导致渗流阻力增大,严重影响低渗透油藏的开发效果。以卫城某油藏为例,通过稳态法水驱油实验,研究了原油黏度变化对油水两相启动压力梯度的影响,进而研究了启动压力梯度变化对低渗透油藏有效驱替压差的影响。研究表明,地层原油脱气后,随着原油黏度的增大,启动压力梯度增大,导致井间有效驱替压差减小,当注采压差较小时,将难以建立有效驱替;提出了针对这一问题的应对措施。研究成果对于低渗透油藏注采井网设计及后期的治理调整具有指导意义。     

冷X块注气先导试验数值模拟研究

冷X区块经过2006年注水开发阶段后已大面积开发,含油总面积3.5km2、地质储量3.19×106 t。冷X油藏物性差,平均渗透率在15×10-3μm2,属于典型的深层低渗透油藏,该区块注水开发效果差,开展注空气驱研究具有非常重要的意义。针对冷X块注气井组的地质特征,利用多组分模型软件,完成了三维地质模型的建立,生产历史拟合和动态预测等。该油藏通过注空气开采,能大幅度地提高该区块的原油采收率。     

特高含水期强非均质油藏剩余油研究新方法

渤海Q油田储层纵向及平面非均质性强,地质模型建立难度大,且存在特高含水期油藏数值模拟历史拟合准确率低的问题。基于渗流力学理论,生产测井资料与流线模拟相结合,利用生产测井资料提供的单层产液量和含水率及分层注入量等数据,判断流体运移规律,确定油藏内任意一点上的剩余油饱和度及其分布。应用该方法,渤海Q油田进行注水单元流场调控,提出增注、卡层、堵水等措施,单井产量增加14倍,油田年产油量负递减。实践表明,生产测井资料与流线模拟结合可有效识别剩余油分布,为特高含水期强非均质油藏的开发调整提供科学理论依据。     

二类油层聚驱注入相对分子质量匹配关系研究

研究了目标油层在水聚干扰相对较为严重的情况下,不同井组分别注入中、高相对分子量聚合物以后,依据现场资料分析总结出井组周围油井的见效情况、含水率变化、阶段采出程度,得到了二类油层井组合适的参数,以保证注入的聚合物的质量以及注入聚合物的效果,从而极大地提高采收率以及目标区块的开发效益。结果表明,该油层更适合注入1 200~1 600万相对分子量的聚合物,黏度应在30~50 mPa∙s;在背景条件相近的情况下,中分更适合动用薄差油层,使该二类油层高聚合物质量浓度驱含水率下降幅度大,增加产油量的效果非常好,采取该技术可以提高采收率,较常规聚合物质量浓度高10%以上。     

Timing of advanced water flooding in low permeability reservoirs

It is very important to design the optimum starting time of water injection for the development of low permeability res-ervoirs. In this type of reservoir the starting time of water injection will be affected by a reservoir pressure-sensitive effect. In order to optimize the starting time of water injection in low permeability reservoirs, this effect of pressure change on rock permeability of low permeability reservoirs was, at first, studied by physical simulation. It was shown that the rock permeability decreases expo-nentially with an increase in formation pressure. Secondly, we conducted a reservoir engineering study, from which we obtained analytic relationships between formation pressure, oil production rate, water production rate and water injection rate. After our physical, theoretical and economical analyses, we proposed an approach which takes the pressure-sensitive effect into consideration and designed the optimum starting time of water injection, based on the principle of material balance. Finally, the corresponding software was developed and applied to one block of the Jiangsu Oilfield. It is shown that water injection, in advance of production, can decrease the adverse impact of the pressure-sensitive effect on low permeability reservoir development. A water-flooding pro-ject should be preferably initiated in advance of production for no more than one year and the optimum ratio of formation pressure to initial formation pressure should be maintained at a level between 1.05 and 1.2.     

八面河油田面14区的综合调整措施及效果

八面河油田面14区为断块稠油油藏,油层出砂,渗透率差异大。为了解决产量递减快、注采井网不完善、储量控制程度低、注水井欠注等问题,采取加强地质综合研究、钻扩边井和调整井、强化注水系统和优化压裂工艺等措施,有效地改善了油藏开发效果。     

注氮气改善稠油蒸汽吞吐后期开采效果

蒸汽吞吐后期随着地层能量枯竭和井筒周围含油饱和度减少，周期含水升高，油气比下降，开采效益变差。注氮气是改善稠油蒸汽吞吐后期开采效果的有效途径，其主要增产机理是增加蒸汽波及体积，补充驱动能量，进一步降低残余油饱和度和提高回采水率。模拟研究表明，在吞吐后期宜采取先注氮气，后注蒸汽的注入方式，并且存在一个优化的周期注氮量。     

埕岛油田跟踪优化注水开发及效果

胜利海上埕岛油田馆陶组为河流相沉积的高渗透、高饱和、稠油、疏松砂岩油藏。根据开发方案设计和数值模拟研究，馆陶组在地层压力降至饱和压力附近转注，开发效果和经济效益最好。由于实施注水工程滞后两年，油藏进入溶解气驱阶段，原制定的注水时机、注采比用1．0等技术政策已不能符合油田的实际情况，在对储层发育状况及馆陶组开采特征进一步认识的基础上，应用跟踪数值模拟技术，对埕岛油田馆陶组注水开发技术政策进行了优化和完善；实施注水后，通过强化跟踪分析，及时调整，注水开发见到较好效果。     

鄂尔多斯盆地合水地区庄36井区油井见水特征分析及治理措施

鄂尔多斯盆地庄36井区,注水开发后部分区域出现含水上升比较快,产量递减幅度大等情况,结合油水运动规律对区块进行研究,并对部分井区进行治理,有效地减缓了区块含水上升速度和产量递减速度.     

单井缝洞单元注水替油开发中的油水关系分析

塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏以缝洞单元为开发单位,缝洞单元具有地下储集空间相对较小和流动性能较好的特征。单井缝洞单元注水替油开发可以划分为基本不产水和高含水2个阶段。单井缝洞单元油水产出能量主要依靠原油自身弹性膨胀,油井注水可以等效于常规油藏开发中的边部注水增加油藏能量,注入水进入缝洞单元底部抬升了缝洞单元的油水界面。井孔储层深度与缝洞单元油水界面之间的储集空间(剩余存水空间)体积大小决定了注水替油的开发效果好坏,单井注水替油可以开发井孔储层深度下方的油体,建议井孔储层深度上方的油体通过注气或侧钻等措施来开采。