低渗透油藏分层数值模拟技术及在注采参数优化中的应用

我国的低渗透油藏一般具有油层物性差,非均质性强等特点。开采方式一般都是多层合采。由于储层物性不同、射孔时间不同等因素造成的层间开采的不均衡、层间干扰现象十分普遍。油藏注水后,由于平面和纵向的非均质性以及注采关系不对应等因素经常会造成注水不受效或受效不均衡。本文旨在通过分层数值模拟技术明确各层剩余油分布状况及开发潜力,并在此基础上进行注采参数优化,最终给出合理注采方案,改善井组注采对应关系,提高水驱控制及动用程度,从而提高油井单井产量。     

多层连通非均质油藏特高含水期提高有效驱替倍数方法研究

运用油藏数值模拟方法,通过Eclipse数值模软件建立了多层连通非均质油藏理想模型,并对模型水驱提高有效驱替倍数方法进行研究,提出可以通过强注强采、主流线旋转不同角度、改变注入速度以及缩小井距的方法来提高特高含水期有效驱替倍数。研究发现:在不改变原井网的情况下可以将注采强度提高到1.5倍或者在原井网的基础上将井距缩小到150米,这两种方法分别可以实现采收率提高1和4~7个百分点的明显效果;也可以通过建立新的井网将主流线旋转45度,可以达到提高采收率3~4个百分点的目的,对油田特高含水期进一步提高采收率具有重要指导意义。     

低渗水驱油藏智能化微配产配注技术研究与应用

王A油区低渗透油藏储量占比为32.8%,产量占比为40.2%,是稳产上产的重要阵地,受储层非均质性强、水驱不均衡、注采不完善、两级分化等因素影响,导致产能递减快、稳产难。本文利用水动力学原理、流体力学和油藏数值模拟技术及信息化大数据技术,提出了低渗水驱油藏智能化微配产配注技术,并开展了低渗透油藏高含水井组控水稳油研究与应用,通过统筹规划、分类实施、长效提升“三步法”调整,本着及时、高频、精修、微调的原则,对短期暴性水窜井组实施“高频次大压差”调整,对长效稳定井组实施“高频次变压差”调整,利用信息化及时性进行监控,确保注水前缘不突破,示功图饱而不满、亏而不欠,实现了注采井组含水有效控制,达到了产能增加和降本增效的目的,提高了低渗透油藏水驱开发效果。     

特高含水期油藏流场调整必要性定量评价方法

胜利油田历经50多年注水开发已整体进入特高含水期,受储层静态非均质及开发动态非均质性影响,油藏发育高耗水层带,注入水沿局部条带窜流,注入水低效、无效循环问题突出,流场分布不均衡,导致注水利用率低,开发成本高企.传统的层系井网综合调整技术,主要依靠钻新井控制相对富集剩余油提高油藏采收率,无法满足特高含水开发阶段效益开发的需求,基于老井的流场调整开发技术应运而生.本文针对特高含水期油藏流场调整必要性判识,提出了综合的、多维度的定量评价方法.确定了剩余油物质基础、油藏均衡驱替状况和注采开发现状与流场匹配性3个评价维度;筛选了矿场典型的、易于获取的开发参数作为各个维度的表征指标;应用矿场数理统计分析和数值模拟研究等手段,确定了各指标的定量评价标准.为特高含水后期油藏流场调整的必要性和可行性判识提供可靠的评价标准.     

聚转水驱后控减技术对策

聚合物驱油技术是目前解决中高渗透砂岩油藏产量递减问题的比较成熟的三次采油技术。但聚驱后期达到特高含水阶段转后续水驱,而残留在低渗透层中的聚合物加大了储层的层间和平面矛盾,降低了后续水驱的波及范围,影响了油藏的驱油效率。针对该问题,以X油田某区块为研究对象,通过理论分析结合数值模拟的方法得出聚合物驱油过程中,影响后续水驱开发效果的因素主要是储层非均质性和井网形式的影响。并提出转后续水驱前,油藏多井调剖控减技术降低储层非均质性,扩大波及体积,提高油层动用程度,且提出通过合理配注产、分注分采技术,通过调整流线改变液流方向,降低储层非均质性的影响,最终对油田起到增产提效的效果。     

各向异性油藏菱形反九点井网均衡驱替研究

菱形反九点井网开发各向异性油藏,受孔隙结构和裂缝方向的影响,渗透率、孔隙度在不同方向上具有很大的差异性,渗透率高的方向上实现优先驱替。针对菱形反九点井网开发各向异性油藏,提出通过井距设计、结合试验井组生产资料调整注采压差的方式,使井组内每一口采油井都达到均衡驱替的一种方法。     

明一块提高差层动用

针对明一块油藏层间差异大,事故井多,剩余油分布零散的问题,开展了精细构造研究、储层评价和剩余油分布研究,搞清了60个小层层间、平面的动用状况,选择和配套应用了提高薄差层动用程度集成配套工艺技术。以深化构造、储层和剩余油分布研究为基础,利用现有井点,以注采井组为单元精细调整注采关系,优选潜力层,减少注采厚度,优选集成配套的工艺技术,逐步形成适应剩余油分布特点的注采井网,强化差层动用、提高区块水驱储量和采收率。     

强非均质油藏多层多角度注采调整研究

强非均质性油藏由多期砂体沉积叠加而成,层间平面非均质性强。同时不规则井网、生产时间差异性等开发因素也会导致油藏开发的不均衡。针对强非均质性油藏的特点,总结出沉积微相、纵向渗透率非均质、不规则井网、时间差异性4种地质开发问题。结合油藏工程与数值模拟方法对各开发问题进行模拟,总结出相应规律并建立对应的数值模拟模型。结合模型对4种开发问题给出对应注采调整方向与图版。将4种开发问题进行组合,最终形成强非均质性油藏多层多角度注采调整模式。通过实际井组进行实例验证,各井组采收率均有明显提高。     

雁木西油田注水效果评价

本专题研究表明雁木西油田水驱控制程度和水驱动用程度均比较好,但是由于注水结构不合理导致注水利用率低、平面水驱状况不均衡。采油井产量形势好的主要原因是水驱状况好,产量下降的主要原因是工作制度不合理。根据第三系油藏存在的问题,利用有关公式确定了考虑气体亏空时的平衡注采比和不同注采比下地层压力恢复速度,并进一步确定出不同井组合理注采比范围。根据油藏实际情况,制定了下步调整的方向和技术对策,为油田注采调整、挖掘剩余油指明了方向。     

相控结合线性注采井网在重力浊积流油藏中的应用

重力浊积流油藏具有非均质性强、连通差、物性差的特点,常规的面积注采井网不能适应储层非均质性强的特点,平面、纵向水驱动用差,影响水驱开发效果。根据油藏地质体特征结合试注开发的注水特征,采用新型的相控注水原则调整井别,对主力相带注水,高注低采、厚注薄采,实现平行物源的线性注水,能够实现重力浊积流油藏有效注水开发,该井网在辽河油田L35块投入应用后取得了较好的开发效果。     

明一西块层系细分重组效果显著

针对大段合注合采造成层间矛盾加剧、水驱动用储量减少、自然递减难以控制的局面．着力开展了储层非均值性、剩余油分布等地质基础研究，通过层系细分重组手段建立五套开发层系，大大提高了油藏水驱动用程度，控制递减效果显著，从而摸索出一条适合多层系非均质性严重油田特高含水期控水稳油的新途径。     

高含水期采油井找堵水挖潜剩余油研究

本文在油藏精细描述和储层内部结构研究成果的基础上,结合动静态测试资料,分析在堵井堵前及堵后井组油层动用状况、井组注采关系变化情况及目前井组剩余油分布状况,找出目前剩余油较富集的井、层,通过拔堵、调换堵层等方法对在堵井实施改造,达到增油降水的目的,对提高油层动用状况,减缓产量递减,控制含水上升速度具有重要意义。     

特高含水期油井堵水挖潜方法研究

本文在油藏精细描述和储层内部结构研究成果的基础上,结合动静态测试资料,分析在堵井堵前及堵后井组油层动用状况、井组注采关系变化情况及目前井组剩余油分布状况,找出目前剩余油较富集的井、层,通过拔堵、调换堵层等方法对在堵井实施改造,达到增油降水的目的,对提高油层动用状况,减缓产量递减,控制含水上升速度具有重要意义。     

多层非均质低渗透油藏渗流场重构技术的开发与应用

多层非均质低渗透油藏到了开发后期,常常面临注采井网受损、渗流场失衡、难以建立有效驱替的难题,为此针对断块储层特点精细研究了油藏潜力,摸清了剩余油分布规律,精准确定了合理的井网井距,优选了适用的压裂改造技术,最终实现了重建注采井网,重构渗流场。     

华庆油田B区块储层非均质性及其对注水开发的影响研究

元城油田B区块长4+5储层物性较差,水驱规律复杂,导致油藏开发形势不断恶化。主要表现为:平面、剖面水驱不均矛盾突出;油水关系复杂,生产过程中见地层水;低产低效井数量多,影响区块稳产。本文从储层纵向、平面非均质性等方面出发,研究工区储层的平面、层间、层内非均质性。在此基础上,研究了隔夹层、渗透率对注采对应关系的影响,为更好的开发油藏、编制注采调控对策奠定基础。     

文79小块相控井网优化配置技术研究

文79小块油藏属高压低渗油藏,储层平面、层间非均质性较强,导致油藏平面见效不同步,层间储量动用不均衡,开发井网对剩余油适应性变差。2011年以来,针对油藏存在的矛盾,开展了沉积微相研究、剩余油分布规律研究及井网配置关系研究,并应用于矿场实践,油藏注采井数比由1∶1.2提高到1∶1,储量动用程度由47.2%上升到54.3%,增加7.1个百分点,采油速度由0.12%提高到1.15%,提高1.03个百分点,油藏采收率提高6个百分点,开发效果得到较大改善。     

不规则注采井网均衡驱替液量研究

针对井距、井网固定的非均质油藏平面水驱不均衡的问题,为实现均衡驱替、提高平面波及系数,以不规则反七点井网为例,按照渗流力学理论计算了油井均衡驱替液量。在柳28-1断块的水驱开发过程中,利用示踪剂证实了均衡驱替液量的有效性。     

水平缝单砂体压裂改造技术先导性试验

长垣喇萨杏油田纵向上小层多、储层隔层薄、储层物性差异大;平面上砂体发育差异大、储层非均质性严重;由于上述原因产生的层间矛盾和平面矛盾导致注水开发效果差,主要体现在两方面:一是纵向上层间矛盾显著,层段内小层间吸水状况差异较大,储层动用程度不均衡,如喇嘛甸水驱精细示范区小层间吸水差异较大的层段有548个,占注水层段数的38.03%。吸水状况好的小层注水强度已达到13.77m3/d.m,吸水状况差的小层注水强度只有3.25m3/d.m;二是平面上非均质性严重,平面上剩余油分布复杂,剩余储量的挖潜难度大。在同一个单砂体上,注水受效非常不均匀。水平缝单砂体压裂以精细地质研究成果以及剩余油分布研究为基础,以井组单元为研究对象,以减小层间以及平面矛盾、提高储层动用程度为目标,开展单砂体压裂调整工艺试验。应用注采系统流场模拟技术,在平面上针对单砂体实施压裂改造,完善注采系统,提高驱油效率;在纵向上实施细分压裂,提高小层的动用程度,改善产液剖面及吸水剖面,最终达到对纵向上的潜力层逐一改造的目标。为剩余油调整挖潜提供有效的技术手段,对于提高老区的开发效果具有重要的现实意义。     

二类油层不同注采类型井组停聚模式与停聚时机探讨

目前萨中聚驱进入二类油层大规模上返工业化聚驱开发阶段,多个注聚区块均取得了较好的开发效果。由于二类油层层数多,纵向非均质性强,井组对应关系复杂,剩余油分布零散,各类井在注采能力的适应性、聚驱开发效果上均有很大差异,不同类型井组开发效果不同,尤其是在注聚后期,虽然区块整体进入含水回升期,但井组间开采效果差异很大,部分井组的各项指标已经接近经济极限,为了合理利用成本,并保证区块整体开发效果,必须制定合理的停聚模式并确定合理的停聚时机。本论文通过采用四块不同注采类型的人造平板模拟地下四层油层聚驱开采（采用并联等压方式注入）的物模研究成果,结合现场实际生产规律总结出了适合二类油层的停聚模式,给出合理的停聚时机,提出了纵向均质井组采取全井停聚,纵向非均质性严重井组在对应采出井生产参数允许的情况下,采取停层不停井的模式,制定了不同类型井组、层段的停聚时机。并在早期注聚的北一二排西、东二类油层应用,应用后两个区块在井距175m条件下阶段提高采收率值分别达到11.56和10.71个百分点。与已结束注聚的一类油层相比,采收率值多提高1.04个百分点,使区块开发效果达到最好,经济效益最大化。     

氮气泡沫驱油技术在改善井组注采关系上的应用

对于水驱开发的油藏,受井网布置、储层非均质性及注水政策调整的影响,随着开发时间的延长,开发矛盾日益突显,在纵向上,主要表现为层间吸水或采出差异性越来越大,单层突进现象明显,注水波及体积较小,严重限制了物性较差储层产能的发挥,导致各层动用极不均衡。在平面上主要表现为沿物源方向或者裂缝发育方向油井水淹重,注采敏感,而垂直物源或裂缝方向油井能量补充不足,水驱效果较差。水驱油的压力系统将越来越满足不了开发的需要,在目前的开发模式下,如不转变开发理念,进一步提高井组采收率的手段和空间都将十分有限。为了改善开发效果,提高剩余油动用程度,在新立油田M区块选取一个注采单元试验了氮气泡沫驱油技术。氮气泡沫流体以其"堵大驱小,遇油消泡遇水稳定"的特点,在改善井组开发效果上起到了很大的作用,为注水开发油田进一步提高采收率提供了全新的思路和方法。