双河油田改善水驱开发效果挖潜技术

简述了改善水驱油田开发效果的必要性,论述了注采井网采新优化组合、细分注水、细分酸化、细分堵水、高强度化学堵水、深度调剖等调整挖潜措施在双河油田的实施情况.井网综合调整提高水驱采收率3.22%,增加可采储量35.7×104t;注采结构调整提高采收率2.95%,增加可采储量14.48×104t.有效地改善了双河油田水驱开发效果,增油效果明显.     

水驱砂岩油田特高含水期井网重新优化组合实践与认识——以双河油田为例

双河油田特高含水期剩余油分布具有“薄、散、小、差、低”的特点,为适应特高含水期剩余油挖潜的需要,注采井网必须精细化研究和管理。在搞清剩余油分布及合理优化井网技术界限基础上,通过局部完善井网、细分开采、层系转换、复杂结构井技术,辅助封堵、补孔、调剖等各种措施,进行井网优化组合挖潜剩余油。典型开发单元Ⅷ-Ⅸ油组井网优化组合实践表明,水驱油田特高含水期在井网不具备大规模加密调整条件下,井网重新优化组合是进一步改善水驱开发效果、提高采收率的有效途径。     

特高含水期剩余油分类评价方法

特高含水期剩余油分布日趋复杂,挖潜难度越来越大,明确剩余油开发潜力是特高含水期油藏提高采收率的基础。综合考虑特高含水期剩余油空间分布、富集程度、耗水特征及经济可动性,从剩余油可动用资源、区域可开发潜力等方面,提出了剩余油可动用系数以及剩余油可采潜力因子2个综合评价指标,构建了特高含水期剩余油分类评价综合指标集;在此基础上,利用Xie-Beni指数改进了模糊C均值聚类(FCM)算法,对特高含水期油藏剩余油进行无监督聚类评价,形成了特高含水期剩余油分类评价新方法。以孤岛油田西区北为例,开展了特高含水期剩余油分类评价以及挖潜调整研究。结果表明：该方法可精准确定剩余油潜力优势部位,针对孤岛油田西区北Ng3-4单元的各类剩余油潜力评价结果,分别提出了相应的挖潜措施,指导了单元层系井网互换转流线调整工作,措施调整后单元提高采收率2.1%,可采储量增加29×10⁴t。     

马厂油田油层水淹级别划分方法与标准

油田进入注水开发中后期,由于油藏各向渗透性的差异,油水粘度差异及开发过程中水动力场的不平衡,注入水在纵向上出现单层突进和平面上的舌进现象。因此,生产初期的主力油层逐渐成为高压水淹层。利用电法测井和物性参数对水淹层进行定性、定量的综合解释方法,确定了马厂油田水淹层的岩性、物性、电性划分标准。该标准在马厂油田得到了广泛应用。     

时频分析技术划分砂砾岩沉积期次方法探讨——以渤南洼陷北部陡坡带沙四段-沙三段为例

基于米氏旋回分析,证实了渤南洼陷北部陡坡带沙四段-沙三段砂砾岩发育高频沉积旋回;将小波变换时频分析技术与Fischer图解法相结合,对研究区砂砾岩进行了沉积期次划分和对比.基于声波测井资料,采用db4小波,通过小波变换将渤南洼陷北部陡坡带沙四段上亚段-沙三段下亚段砂砾岩划分出93个高频沉积旋回,并在此基础上编制了Fischer图解.Fischer图解显示出研究层段发育了8个可容空间变化旋回,每个旋回的可容空间上升初期和下降末期对应了厚层砂砾岩沉积,可容空间最大处湖侵泥岩明显增多,反映了一个完整的砂砾岩进积一退积沉积旋回.据此,将研究层段砂砾岩划分为8个沉积期次.在单井沉积期次划分的基础上,通过地震约束的可容空间变化旋回对比,实现了连井沉积期次等时对比.     

喇萨杏油田特高含水期油层分类

大庆油田已进入特高含水阶段,随着开采技术政策的转变,特别是三次采油技术的发展,传统上的油层分类已很难满足当前生产的需要.为此,在论述了喇萨杏油田特高含水期油层重新分类必要性的基础上,本着油层分类概念要有延续性、油层类别平面上具有整体性、对现有技术有一定的适应性、分类标准具有可操作性的思想,同时考虑三次采油的需要,制定了油层分类的具体原则.按照砂体沉积类型、主要砂体钻遇率、单层有效厚度、有效渗透率等4个参数建立定量标准,将喇萨杏油田的油层分为3大类,6小类.油层重新分类后,每一类的油层性质更接近,有利于开发层系的组合;对于聚合物驱来说,还有利于聚合物分子量的选择和注入参数的确定;对于三元复合驱,还有利于配方的选择与设计.     

特高含水后期油藏细分注水界限研究——以胜利油田整装油藏为例

目前细分注水界限以油藏地质静态参数为主,已不能满足特高含水后期油藏细分注水的要求。综合考虑油藏动静态因素对细分注水的影响,建立特高含水后期细分注水级段数优化模型。研究表明,3级4段为最优层段分级策略,且段内剩余油饱和度级差应控制在1.2以内。将饱和度级差划分为1.00～1.05,1.05～1.10,1.10～1.15,1.15～1.20共4个范围,建立3种不同的模型,分别优化了段内渗透率级差、小层个数和砂岩厚度界限,并对界限标准进行了公式回归。结果表明,层间剩余油饱和度级差越大,细分注水界限标准越苛刻。该研究结果为胜利油田整装油藏特高含水后期细分注水提供了理论依据。     

特高含水期油藏平面分区调控方法

针对特高含水期平面剩余油分布复杂,不同区域开发对策不同的特点,提出了基于油藏数值模拟计算结果的油藏分区调控方法。首先通过极限含水率对应的含水饱和度值作为水淹区与潜力区的划分依据;其次以建立的考虑经济因素的剩余可采储量丰度界限和渗流速度界限,将潜力区进一步划分为低速新井调控区、低速注采调控区、高速新井调控区、高速注采调控区4类。综合考虑各分区分布特征,采用连通区域标记算法统计各分区连片区域网格数,计算连片区域的面积和剩余可采储量,确定不同连片区域开发政策。实际油藏的应用结果表明,调控后低速新井调控区和低速注采调控区面积大幅度减小,调控5年油藏采出程度增加3.1%。     

特高含水阶段新型水驱特征曲线

水驱油藏开发进入特高含水阶段之后,油、水相对渗透率的比值与含水饱和度的关系会偏离直线,常规水驱特征曲线也会偏离直线,此时再应用常规水驱特征曲线预测开发指标会产生较大误差。针对此现象提出了新型渗流表征关系即油、水相对渗透率比值与含水饱和度的关系表达式,该表达式能够对中后期的油、水相对渗透率比值与含水饱和度的关系进行高精度拟合。在此基础上,运用油藏工程方法推导了一种新型水驱特征曲线。利用油藏数值模拟结果和现场数据对新型水驱特征曲线与常规水驱特征曲线进行对比,结果表明新型水驱特征曲线对高含水期及特高含水期的数据拟合具有更好的适应性,很好地解决了特高含水阶段曲线上弯和预测误差偏大的问题,有较好的现场实用价值。     

水驱油藏特高含水阶段提高采收率可行性研究及技术对策

常规砂岩油田注水开发最终采收率多为35%～50%。基于大量室内实验、应用实例和中外油田案例类比,分析了特高含水开发阶段进一步提高水驱油藏驱油效率的可行性。讨论了水驱油藏在周期注水、关停老井侧钻、多油层逐层上返或沿断层面钻加密井等扩大注水波及体积基础上,长期高孔隙体积倍数注水、低矿化度水驱等经济可行的提高驱油效率思路和方法。室内研究和矿场实践结果表明,长期注水开发砂岩油藏润湿性由偏亲油性向偏亲水性转化,残余油饱和度降低,有利于提高驱油效率。依据成熟开发油田大量类比实例,在油层和流体性质较为有利的条件下,强天然水驱油藏依靠天然能量开采,或弱天然能量油藏通过注水开发最终采收率可达70%。采用自流水注水、低矿化度水驱、同井注采工艺等技术已证实是经济可行的。特高含水开发阶段老油田已有的大量开发井和配套设施为进一步提高采收率提供了基础。应用经济可行的长期高孔隙体积倍数注水思路有望将水驱开发油田采收率进一步提高至50%～70%。     

高含水后期周期注水实践与认识

针对大庆杏南油田某区块高含水后期注水开发个别井区产液量高、含水高、动用状况不均衡、常规注水难以再扩大波及体积等问题,优选井组实施周期注水,根据周期注水原则确定周期注水井注水方式。实施周期注水后产量递减和含水上升速度减缓,注入水利用率提高,数值模拟结果表明,预计可提高采最终收率0.68个百分点,实现了高含水后期注水高效开发。     

胜利油区整装油田非均质油层分类及评价

胜利油区整装油田油层多、非均质性强，油田开发进入“精细挖潜、深度开发”阶段后，挖潜方向以层内挖潜为主。根据油藏地质特征和流体特征，利用多参数乘积法、灰色关联分析、总信息量分析等方法开展油层分类研究，提出了非均质流动系数的概念，建立了油层分类标准，实现了分类标准定量化。将河流相和三角洲相沉积油层分别分为3类，建立了不同类型油层采收率预测模型，进行了理论采收率预测，在此基础上，进一步建立了不同沉积类型单元的采收率预测模型，为胜利油区整装油田进一步挖潜提供了理论支持。图4表5参12