低渗透油藏提高水驱效率技术对策——以胡尖山油田H区长4+5油藏为例

胡尖山油田H区长4+5油藏为鄂尔多斯盆地典型低渗透油藏,低孔、低渗、低压。长4+5油藏为多期河道叠加复合砂体储层,隔夹层发育、非均质性强,多层合采、多层分层注水。经多年开发及井网加密调整后,注水沿高渗带及诱导缝突进,油井多方向见水,水驱开发矛盾突出,水驱开发效率低。通过梳理影响H区长4+5油藏水驱效率提高的关键影响因素,有针对性地采取治理对策,达到提高低渗油藏水驱效率的目的。结果表明,影响研究区油藏水驱效率提高的主要因素为储层砂体连通程度、储层非均质性、水驱后诱导裂缝及高深渗带发育、水驱后储层物性变化及分注井分层注水有效性等。通过采取油水井补孔、单层增注、深部调剖调驱、均衡平面采液、优化分注工艺等治理技术对策,油藏水驱效果得到改善,油藏最终采收率提高,油藏向良性开发转变。     

南堡凹陷典型油藏水驱状况研究及调整对策

针对南堡凹陷高66X1断块沙河街组油藏的开发现状,通过精细地质研究成果,结合生产动态测试资料,分析影响油藏水驱效果的主要因素为受储层强非均质性影响,纵向上水驱储量动用程度偏低,平面上水驱波及方向单一,注水利用率低。根据剩余油分布特征提出了改善油藏水驱状况的调整对策,纵向上水井实施精细调配,平面上注采联动精细调整不同方向注采压差并配合合理储层改造措施,有效指导油藏高效开发。     

七个泉油田水驱效果及综合治理措施分析

针对七个泉油田水驱开发效果存在的问题,通过Ⅲ层系注采对应关系分析,对开发效果进行评价,提出目前影响该层系注水开发效果的主要因素,系统开展合理注采技术政策界限研究,达到精细注采调控,提高水驱控制程度和储量动用程度,改善油藏开发效果的目的。     

屋脊式特高含水油藏人工强边水驱技术研究

针对江苏屋脊式特高含水边底水油藏如何强化水驱提高采收率的问题,在深化人工强边水驱敏感因素研究的基础上,通过目标区块油藏地质参数建立概念模型,模拟了注水时机、注采井网、注水方式、注采参数等因素对水驱开发效果的影响,确立了人工强边水驱的技术政策界限。根据研究认识,对永25断块停采的特高含水油藏开展了人工强边水驱试验,现场应用取得较好增油效果,为特高含水油藏改善开发效果和提高采收率提供了新的思路。     

胜利油田分层注水工艺技术研究与实践

胜利油田经过50多年开发,水驱油藏已进入特高含水期,综合含水率为92.6%,采出程度为26.2%,特高含水、高采出程度条件下提高开发质量对注水技术提出了更高的要求。提高注水"三率"是改善水驱开发质量的关键。针对胜利油田水驱油藏提高注水"三率"的制约因素及前期分层注水工艺技术应用和效果分析,结合胜利油田不同油藏、不同井状和不同工况等注水开发特征对分层注水提出的需求,开展了提高分注率、层段合格率的关键技术研究,实现不同油藏、不同井况标准化管柱的集成化配套。对现场优选"三率"具有提升潜力的水驱开发区块进行规模化推广应用,在工程上提高了整装油藏、断块油藏、低渗透油藏的"三率"指标,在油藏上进一步提升了注采对应率,降低了自然递减率,改善了水驱开发效果。     

数值模拟研究河道砂油藏水驱效果影响因素

河道砂油藏有着河道窄且长、地层能量下降快、河道中部物性好、边部物性差等特点,随着油藏注水开发的不断深入,注入水易延中部物性好、高渗条带舌进,使得同一井组井间水驱效果差异大,而水驱开发效果好坏直接影响着一个区块产量的高低。本文应用油藏数值模拟软件,建立河道砂油藏一注一采机理模型,从地质及工程方面提出影响河道砂油藏开发效果的影响因素,并具体解释目前河道砂油藏存在矛盾原因,为后续矿场生产提供理论支撑。     

窄条带状稠油油藏均衡驱替产液量调整方法

针对窄条带状油藏平面水驱不均衡问题,运用油藏工程和数值模拟方法,建立基于平面均衡驱替的产液量调整方法,提出利用注采连通值表征注水井各注采方向驱替效果,利用不均衡系数表征水驱不均衡程度;综合考虑窄条带状油藏河道宽度、储层厚度、注采井距、注水量等多种因素,推导得到平面产液量调整公式。研究结果表明,该方法能够使各注采方向的采出程度趋于一致,实现平面均衡驱替;对于不均衡系数大于0.6,驱替较不均衡的井组,利用该方法对生产井产液量进行优化,井组采收率可以提高1.5%以上。研究成果可有效指导水驱开发油藏实现均衡驱替,改善开发效果。     

靖边油田墩洼油区延9油藏注水开发效果评价

针对靖边油田墩洼油区延9低渗透油藏,层内非均质性强,部分注水井吸水不均,水驱规律复杂,注水调控难度大的问题,通过研究其注采对应关系,油水井生产能力,注水情况、采油速度、油藏压力保持水平、注采井网适应性的研究,对研究区的注水开发效果进行了研究,结果表明:油藏注水时间短,地层亏空严重,油水井数比过高,达到4.18,大部分面积没有水井控制,水驱控制程度只有45%左右,存水率为负的50%,导致采油速度低,目前采油速度只有0.26%;目前压力保持程度低,压力系数为0.43。目前油藏注水开发效果差,采出程度低,潜力大。     

塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏水驱开发特征及改善对策

以塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏注水开发实践为基础,综合应用地质、地球物理、示踪剂测试、生产动态等资料,对其水驱开发特征进行了系统研究,建立了低效水驱模式,并针对性提出了改善水驱技术对策。研究结果表明,缝洞型碳酸盐岩油藏水驱开发呈现三大特征：①受效方向单一;②注水利用率低;③注水失效的主要原因为底水水侵。主要存在低水驱控制型、低水驱动用型、低洗油效率型3大类10亚类低效水驱模式。改善水驱开发效果的对策包括：①围绕连通缝洞体（或缝洞群）构建（或完善）注采关系,通过完善井网、改善连通等提高水驱控制程度;②通过调驱、注采参数优化、改变水驱方向、变强度注水等提高水驱动用程度;③通过改善岩石及油水界面性质提高水驱洗油效率;④通过提高生产井井底压力、封堵水侵通道、降低底水能量等方式抑制底水。同时,还要综合 利用多种技术手段提高油藏描述精度,提高技术实施有效率。     

沙埝油田沙20 东断块窄条状边水油藏有效注水模式

沙埝油田沙20东断块油藏是典型的窄条状边水油藏,整体含水率较高,局部井区水淹严重,导致油藏持续稳产较为困难,且剩余油分布复杂。应用多因素模糊综合评判方法以及电容模型原理,对区块水驱优势渗流通道进行识别,并对发生窜流的砂体及水窜方向进行了研究。结果表明,造成水驱优势渗流通道的原因包括注水井的持续注入和边水的长期水侵,在后续注水结构调整中,应以水驱优势渗流通道识别结果为基础,进行有效注水策略研究。结合储层平面及纵向剩余油分布特征,对储层进行封层、补孔、油井加密及油井转注等处理,并在此基础上,对发生不同程度窜流的区域进行注采系统优化调整。油藏采用最优方案开采15 a,采出程度提高了2.71%,且初期含水率下降了25%,提高和改善了窄条状油藏的水驱开发效果。     

一种水驱开发地质潜力综合评价方法在辽河油田的应用

针对辽河油田不同类型注水开发油藏地质特征、开发特点和评价指标分析,采用灰色系统理论综合评价分析方法,建立了不同类型油藏水驱难易程度、水驱均匀程度及水驱开发潜力综合地质因素的评价参数、标准、权系数和自动处理方法。通过矩阵分析、标准化、标准指标绝对差的极值加权组合放大技术及综合归一,对不同类型油田水驱开发潜力地质因素进行了综合评价处理。从而,深入地对不同开发效果的水驱开发油田进行了调整方法分析,为合理选择该区油田开发决策和改善油田开发效果提供了依据。     

复杂断块油藏高含水期注水开发特点和技术对策

本文从油藏研究的深入、中高渗油藏水驱特点、井况影响以及注水开发系统性特点等方面系统分析了精细注水开发面临的特点和挑战。提出了提升两个技术理念技术对策。将提升完善注采关系本质解释为:(1)平面上完善单砂体注采井网。(2)纵向上通过分层细分层和细分注来改善水驱。(3)在渗流能力相近的砂体构型单元内组建注采关系。(4)采用PV级的深部调驱来降低无效低效水循环。(5)充分运用注采调配优化渗流驱替效果,为同类油藏下步精细注水开发和提高水驱采收率提供了可借鉴的经验。     

高孔高渗油藏深部调驱改善开发效果研究

留西油田路36断块水平井二次开发转入人工注水后,暴露出储层非均质性强,水井层间矛盾突出,油井层间、平面见效不均的开发矛盾。利用监测手段开展改善水驱效果的研究,结合该油藏高孔高渗直注平采的特点,通过不断优化调驱体系,实现油层深部液流转向,与常规的注采关系完善相结合,进一步扩大水驱波及体积,改善主力油层层内、平面见效状况。采取"大剂量、小排量、变浓度"的深部调驱技术,改善了油藏的开发效果,使路36断块采收率由调驱前的35.48%提高到目前的44.49%。     

罗1长8油藏中部提高水驱效率技术研究

姬塬油田罗1长8油藏局部储层微裂缝发育,随着开发时间延长平面矛盾突出、油井见水、注水井欠注、地层能量分布不均等问题严重影响水驱开发效果。结合区块见水、见效、压力等开发特征,对储层物性、裂缝特征、注水政策、生产参数适应性进行分析研究,归纳出影响水驱效果的主控因素,通过均衡平面采液、提高地层能量、优化注水政策、微球调驱封堵优势渗流通道,达到了控水稳油、提高水驱效果、降低自然递减的目的,为油藏的高效开发提供保障。     

低渗油藏考虑启动压力梯度的CO_2驱数值模拟方法研究

低渗油藏在中国分布较广,所占的比例较大,但是利用传统的水驱方法无法有效的动用,目前国内外在低渗油藏开展CO_2驱已取得显著效果。为了合理开发低渗油藏CO_2驱,本文针对低渗透储层,利用数值模拟方法,研究了考虑启动压力梯度的数值模拟研究,建立组分数值模拟模型,对不同启动压力下的CO_2驱的压力传导特征及开发效果做了详细的分析,根据数值模拟结果,随着启动压力的增加,CO_2驱采出程度减小;设定相同启动压力下,不同相带下部署注采井网得到CO_2驱波及范围为河道相注河道相采席状砂注河道采河道注席状砂采席状砂注席状砂采。     

底水油藏提高采收率方法及其增油效果——以吐哈油田红连油藏为例

底水油藏开发受到底水锥进的影响,具有无水采油期短、见水后含水率上升速度快甚至暴性水淹等特点,给油田开发带来不利影响。本文以新疆吐哈红连油藏地质特征和流体性质为实验平台,开展了底水油藏开发效果及其影响因素实验研究。结果表明,对于底水比较发育油藏,扩大水驱注入速度采收率仅为17.7%,,采用两性离子聚合物凝胶调剖剂封堵底水后采收率增至28.4%。调剖后二元复合驱的驱油效果好于聚合物的驱油效果,在调剖剂用量相同条件下,单井封堵后二元复合驱采收率为25.9%,油水井同时封堵后二元复合驱采收率为29.5%,可见,与单独实施水井封堵相比较,同时对油水井底水实施封堵作业可以获得更好的水驱和化学驱增油效果。     

渤海窄河道型油藏注水能力分析

BZ油田是典型的窄河道型注水开发油田,目前油田部分注水井的井口压力非常高,对油田开发产生不利的影响。结合窄河道地质油藏特征分析油田注入压力高的原因和注水井的注入能力很有必要。应用渗流力学理论,考虑窄河道油藏横向上厚度和渗透率的变化,推导出窄河道油藏注水井注入压力的计算公式,并通过数值模拟进行验证。公式分析表明:注水井井口压力高的原因是窄河道油藏薄注厚采模式的影响;利用该公式获得窄河道油藏极限注水量的理论图版,用来指导酸化措施的提出,取得了比较好的应用效果。     

特低渗透油藏水驱规律及最佳驱替模式

为了进一步改善特低渗透油藏开发效果，提高水驱采收率，通过大量特低渗透油藏水驱开采特征研究，揭示了特低渗透油藏的水驱规律：在注水开发过程中，特低渗透油藏会首先沿现今最大水平主应力方向注、采井间开启注水动态裂缝，随着注水压力的升高，或将开启与之成最小角度的注采井连线方向裂缝，导致注入水沿裂缝方向注采井无效循环，造成油藏水驱开发效果很差。等值渗流阻力法计算结果也证明了面积驱替径向渗流转为裂缝线性侧向驱替平行流后可大大降低渗流阻力。由此提出了“沿现今最大水平主应力方向注水动态裂缝线性注水、侧向基质驱替”的井网转换模式。井网模式的转换避免了注水动态裂缝导致的注入水无效循环，消除了动态裂缝对储层非均质性的影响，减小了渗流阻力，扩大了水驱波及程度。现场应用效果显著，单井产能增加了一倍，平面波及系数提高了43.2%，水驱采收率提高了19.3%。     

免释放测调联动高压分注技术及在欢北油藏中的应用

欢北低渗透油藏是一个注水开发油藏,储层渗透率低、非均质强,注水井纵向上存在吸水严重不均的问题,严重限制了区块水驱开发效果的进一步提高。常规高压分层注水技术受井口压力高、层间级差大及单泵增注管柱蠕动加剧的影响,一直存在坐封压力高、分注有效期短及验封测试困难等问题。为改善注水井吸水剖面,提高储层动用程度,2012年以来开展了免释放测调联动高压分层注水技术的研究与应用,实现了高压注水井长期有效注水,油藏注水开发效果得到明显提高。     

G271区长X油藏空气泡沫驱实验研究

G271长X油藏非均质性较强,水驱主向油井含水上升速度较快,侧向油井受效差,压力保持水平低。实施加密后井网水驱优势方向未得到有效改善,水驱矛盾仍然突出。为均衡平面水驱,改善油藏开发效果,提高采收率,在油藏中北部加密区选择5个注水井组开展空气泡沫驱实验研究,实验表明空气泡沫驱技术在加密井网条件下通过泡沫液能封堵裂缝及高渗段,气体进入致密孔喉可减小注水易水淹的风险,对应5口侧向油井液量上升、2口主向油井含水下降,效果初显。