高含水后期行列井网周期注水的方法

周期注水能够提高非均质储层的驱油效率.为了改善萨南开发区南六区行列井网厚油层高含水开发后期的开发效果,在剩余油分布规律分析的基础上,应用精细地质研究成果和数值模拟技术,优化行列井网周期注水方案,优选了最佳的注水方式、注水半周期和注水强度,并总结了试验区开展周期注水后动态规律的变化,对行列井网实施周期注水的方法取得了认识:行列井网双井交替注水方式对开发效果的改善明显好于单井交替注水;注水半周期为3个月,注水强度提高1.93倍,周期注水时间为3 a,可提高采收率0.3个百分点.实践证明行列井网高含水后期采取周期注水方式是进一步挖掘剩余油潜力的一项经济有效的调整措施.     

超低渗透油藏周期注水开发技术政策优化研究

姬塬油田G271区受裂缝及非均质性影响,随着注水开发的深入,部分早期受效明显的注采井间已形成水窜通道,同时形成剩余油滞留区,本文采用数值模拟方法研究了周期注水方式,利用压力场的不稳定变化,提高波及体积,研究了不同注水方式、周期注水量变化幅度、注水周期条件下的开发效果,结果表明:注水时机为异步周期注水,周期注水量变化幅度为100%,周期为60 d的效果最好。通过在姬塬油田G271区的实践应用表明,合理的周期注水方式能够改善油田开发的技术经济效果。     

间歇注水在开采低渗透油藏中的应用

本文以大庆杏西油田南块为例,介绍间歇注水在开采低渗透油藏中的应用效果。文中就间歇注水原理、间歇注水最佳时机的确定、合理注水周期、周期内注水量、抽油井泵挂深度等问题进行了讨论。杏西油田南块实行间歇注水5年多,油田产量增加,含水上升速度减缓,提高了水驱储量动用程度和水驱最终采收率,油田开发效果较好,为低渗低产油田注水开发提供了经验。     

低渗透油田周期注水与调剖结合参数优化研究

为改善低渗透油田措施挖潜剩余油的效果,在分析周期注水与深度调剖结合机理的基础上,利用Petrel软件进行精细地质建模,应用CMG软件中STARS模块进行数值模拟计算,优化周期注水与深度调剖结合的参数。结果表明,经过深度调剖后,朝55区块周期注水的间注半周期由3个月缩短为2个月,注水半周期内注水强度由2倍常规注水强度增大为2.5倍常规注水强度,周期注水与深度调剖结合较单一周期注水与深度调剖提高采收率0.55个百分点。周期注水与深度调剖结合可有效提高储层动用程度,为低渗透油田措施挖潜剩余油提供了一定的理论依据。     

自然基金项目：低渗透油田周期注水与调剖结合参数优化研究改6.5-6.17-殷代印-改稿（完）

为改善低渗透油田措施挖潜剩余油的效果,在分析周期注水与深度调剖结合机理的基础上,利用 Petrel 软件进行精细地质建模,应用 CMG 软件中 STARS 模块进行数值模拟计算,优化周期注水与深度调剖结合的参数。结果表明,经过深度调剖后,朝 55 区块周期注水的间注半周期由 3 个月缩短为 2 个月,注水半周期内注水强度由 2 倍常规注水强度增大为 2.5倍常规注水强度,周期注水与深度调剖结合较单一周期注水与深度调剖提高采收率 0.55 个百分点。周期注水与深度调剖结合可有效提高储层动用程度,为低渗透油田措施挖潜剩余油提供了一定的理论依据。     

中高含水期周期注采方案优选数值模拟研究

在分析周期注采机理的基础上,为进一步激活剩余油,建立注水井全井同步周期注水、注水井井间交替注水、注水井与采油井同时井间交替注采3种周期注采方案.采用数值模拟方法对这3种方案进行了优选,以确定适合周期注采开发的油藏地质条件、实施周期注采的最优半周期.在模拟过程中,考虑了周期注采时机、地层渗透率、厚度对开发效果的影响.研究结果表明,注水井与采油井同时井间交替注采方案为最优方案;周期注采方案适合在含水率大于60%、渗透率大于400×10-3μm2、厚度大于2 m的油层中实施.在此基础上,根据地层压力、含水和注采半周期对采收率的影响进行研究,给出周期注采最优半周期与地层压力、含水级别的关系.研究结果对中高含水期周期注采方案的制定和和实施具有一定指导意义.     

大庆油区芳48断块CO2吞吐室内实验

针对大庆油区芳48断块渗透率低、天然能量不足、注水困难、产量递减速度较快的情况,进行了CO2吞吐室内实验.通过对CO2吞吐的采收率、换油率、生产气油比等指标进行评价,探索了该油藏进行CO2吞吐开采的可行性.结果表明,CO2吞吐对于开采该油藏具有非常好的效果,但其效果与注入压力、吞吐周期有关.第1轮吞吐的采收率、换油率最高,采收率均超过8.05%,平均为12.42%,换油率超过5.33L/m3,平均为14.53L/m3.随着吞吐周期的增加,各周期的采收率、换油率下降,生产气油比增加,采收率的贡献主要在前2个周期.芳48断块CO2吞吐前3个周期当注入压力分别为3,2和4MPa时采收率、换油率最大.     

周期注水实验及增油机理研究

为了认识周期注水改善水驱效果的机理,利用长岩心模型进行了周期注水室内实验研究,模拟了不同开发阶段、不同地层参数及不同注水方式下周期注水的采油过程,深入研究了不同孔隙结构类型储层实施周期注水改善水驱效果的机理,明确提出了周期注水的有利时机和影响因素。研究结果表明,促进地层压力波动,发挥上覆地层压力作用及地层和流体的弹性排油作用,同时增强压力场变化过程中流体层间交换的作用强度,这些是周期注水提高原油采收率的重要条件。     

任丘油田开发后期不稳定注水开采效果评价

任丘油田是我国最大的碳酸盐岩油田。在其主要开发期取得了良好的开发效果。为进一步提高原油采收率，进入开发后期以来，开展了降压、周期注水开采的矿场试验，至目前已有６年。文中应用数值模拟技术，将降压、周期注水与其它各类调整措施分解开来，进行单因素分析研究，旨在对降压、周期注水改善油藏开发后期开采效果的作用做出客观的评价。研究认为，尽管到目前为止降压、周期注水开采所增加的油量占总措施增产量的比例不大，尤其新井在稳产中还起着很重要的作用，但从开采机理上讲，其提高采收率的作用是新井和其它油井措施不可替代的。因此，在碳酸盐岩油藏开发后期对适合条件的油藏实施不稳定注水开采是必要的和可行的。     

周期注水在靖安油田白于山区的应用及效果分析

针对白于山区在开发中存在压力保持水平高,含水上升速度快、油井递减大等问题,对该区部分井组开展了试验性周期注水,分析不同半周期下的周期注水效果,得出了在该区半周期为30d的周期注水效果最好。     

不稳定注水技术研究及应用

为了提高剩余油采收率,首先对用玻璃微珠填充的油藏物理模型进行了不稳定注水模拟,然后选择了一块面积为1km^2的油藏,采用VIP模拟器进行数值模拟,在模拟的基础上从理和实践2方面进行了综合分析,阐明了周期注水（包括改向注水）提高非均质油藏采收率的机理和不稳定注水工程参数的优化等问题,并在胜利油区辛109沙一段和胜索油田坨沙二段1－2砂组做了不稳定注水油矿试验,实施制定的不稳定注水方案后,取得了较好的控水稳油效果。     

葡北油田中高含水后期提高采收率技术适应性探讨

分析了葡北油田的地质及开发状况,对注CO2、注空气、微生物强化采油、压力周期性变化蒸汽 驱在葡北油田中高含水后期的适应性进行了分析,指出了葡北油田中高含水后期提高采收率技术的发展 方向。 I     

姬塬油田L1长8油藏周期注水技术研究及应用

姬塬油田L1区长8油藏自2007年采用菱形反九点井网投产,目前已到开发中期。区块主要存在储层非均质性强、微裂缝发育、平面剖面矛盾突出、常规注水调整效果变差等问题。针对储层特征及开发矛盾,本文采用文献调研、理论研究、油藏数值模拟相结合的研究方式,研究了不同周期注水方式的优缺点,结合区域生产动态,优化参数,开展先导试验。通过试验效果分析评价,初步确定了适应L1长8油藏的周期注水参数,对下步周期注水规模推广起到了较大的指导作用。     

葡北三断块高含水期稳油控水技术研究

葡北三断块油田位于大庆长垣沉积体南部,由于砂体窄小、分布零散、层间、层内、平面非均质性严重,稳油控水难度很大.在储层精细描述和剩余油研究的基础上,组合实施油水井双向调剖、长胶筒细分调整以及注水井酸化等多项措施,使得开发指标得以好转,改善了油田开发效果.该套技术对水下窄小砂体油田高含水后期的开发具有一定借鉴意义.     

应用分层技术重新认识濮城油田沙二上油藏

濮城油田西区沙二上2＋3油藏为大厚层、严重非均质块状油藏,经过多年的注水开发,使储层孔隙结构改变．注采失调,油藏层间和层内矛盾突出,已进入特高含水开发后期,表现为高渗透层采出程度高、含水高,二、三类层动用程度低、剩余可采储量较大。因此,在油藏精细描述和剩余油研究的基础上,结合地质开发方案,开展了应用分层技术测试XP2—89、濮2—283、濮2—138井3口井的小层启动压力,通过测试成果量化认识层间非均质性,确认潜力层。通过将测试成果应用于区块改造、井网重组细分、认识剩余油分布,以及濮城南区沙二上2＋3油藏的分注分采治理．油藏地层压力回升．动液面和生产压差相对稳定,地层能量保持与利用状况得到改善,达到了控水增油的目的。该技术对高含水油藏后期注水开发进行了有益的探索．是重新识别油藏的又一工艺思路,具有一定的推广应用价值。     

长庆城壕油田西259区见水原因分析

长庆城壕油田西259区是2008年采油二厂的一个重点产能建设区块,区块储层物性差,微裂缝发育,投产初期暴露出见水早,见水快、部分油井投前水淹、产量递减大、注水不受效、稳产难度大的开发矛盾。本文针对油井见水早、见水快、投前水淹的现状,结合地质及开发动态特征从沉积演化、井网布置、注水方式、采液强度、加砂强度等10个方面分析了油井见水原因,并分析治理对策及效果评价,为后期油田开发提供相应依据。     

聚合物与葡北油田储层孔隙结构适应性研究

为寻求一种适合松辽盆地葡北油田采收率的聚合物溶液驱油方法,对葡北油田葡A1 井区一检查井的岩心进行压汞实验,认为该油田属于典型低渗透油藏。因此,通过测量普通中分聚合物和抗盐聚合物流体力学直径,从微观角度考察了2 种聚合物在不同配制条件下对该井区储层孔隙结构的适应性,同时利用柱状岩心进行了驱油效率对比实验。结果表明：注入浓度为700 mg/L 的抗盐聚合物溶液驱油比注入浓度为1 200 mg/L 的普通中分聚合物溶液驱油采收率提高了3.22%,相对于普通中分聚合物溶液,抗盐聚合物更适应于葡北油田的聚驱应用。     

葡北低渗透油田三元复合驱室内实验研究

对葡北油田开展三元复合驱室内实验研究时,应用大庆长垣北部油田三元复合驱配方不能满足葡北的油藏条件。对此应用复合碱改善了复合体系与原油间界面张力,使用牺牲剂降低表面活性剂在油砂上的吸附损失达４０％以上,筛选出适合葡北油田的三元复合驱配方。天然岩心驱油实验结果表明：采收率比水驱提高１８％以上。此复合驱技术对今后外围低渗透油田开展复合驱具有指导作用。     

薄层底水碳酸盐岩油藏水平井含水上升模式及优化注水技术

水平井含水上升问题日益突出,对油田的产能建设影响较大。通过分析中东A油田KH油藏水平井含水上升的主控因素及模式,研究薄层底水碳酸盐岩油藏水平井含水上升规律,并有针对性地提出注水开发优化技术。基于岩心描述、铸体薄片、全直径岩心CT成像测井资料以及生产动态分析,厘清了影响薄层底水碳酸盐岩油藏水平井含水上升的主控因素,高渗条带、裂缝带、高黏油的分布以及底水能量的强弱为主要地质因素,开发技术对策如注采比、注采强度以及水平井与储层的关系为主要开发因素。研究表明,以上主控因素会造成水平井各段出水不均匀,表现为含水快速上升或暴性水淹;注入水或底水主要沿高渗条带流动,水平生产段部分呈条带状水淹的特征。为此,提出井网平衡注采、周期性注水及水平井侧钻等技术对策,并在油田现场实施,目前试验井组开发调整效果较好。优化注水技术可在同类油田推广应用。