砂岩油藏特高含水期的水驱特征

注水开发砂岩油藏进入特高含水期后,其生产特征和水驱规律都与高含水阶段有所不同,高含水阶段的水驱规律不能用于指导特高含水期的生产实践。为了做好特高含水期的油藏开发管理工作,基于DT油藏的生产数据,从生产特征和驱油机理出发,研究了特高含水期的水驱规律,取得了以下主要认识。特高含水期油藏呈现出了"一高两低"的生产特征,即高含水、低产量、低采出程度。产量递减率和含水上升速度也都较低。地下存在大量的剩余油可以挖潜。油藏存在水驱采油和水洗采油两个基本的开采机理,水驱采油的对象为连续型剩余油,开采效果较好;水洗采油的对象为离散型剩余油,开采效果较差。油藏开发初期以水驱采油为主,然后转变为开发后期以水洗采油为主的开发过程。高含水阶段的水驱曲线和水油比曲线近似为一直线,特高含水期的水驱曲线和水油比曲线出现上翘,表明水驱采油向水洗采油过程的转变,开采效果变差。用高含水阶段水驱规律预测的油藏采收率比用特高含水期水驱规律预测的采收率高,DT油藏平均高了5.24%。提高采收率的方法都是通过提高采出程度来实现的,具体包括3个方面:扩大波及、加深水洗、提高驱油效率。长期水洗也可以提高油藏采出程度。特高含水期的油藏开发仍应以扩大波及为主,并带动驱油效率一起提高。     

早期注聚对不同韵律储层剩余油及开发特征的影响——以锦州Z油田行列井网为例

为了明晰海上油田不同韵律储层早期注聚后剩余油的分布及开发特征,参照锦州Z油田特征参数和实际注采井网,开展了不同韵律条件下水驱油和聚驱油三维物理模拟实验。结果表明:相对于水驱开发,正韵律、反韵律和复合韵律储层通过实施早期注聚,前期采油速度分别提高3.6倍、2.7倍和2.4倍,高含水末期采出程度分别提高1.8倍、1.5倍和1.4倍,采收率分别提高21.5百分点、18.9百分点和18.2百分点。正韵律聚驱后剩余油富集在储层顶部采油井间非主流线区域,可部署水平井进行挖潜;反韵律和复合韵律聚驱后剩余油分布在采油井排驱替介质未波及区域,可部署定向调整井进行挖潜。研究结果可以为海上同类油田的开发及调整起到借鉴作用。     

临2馆三3正韵律厚油层特高含水期剩余油分布研究与挖潜

临盘油田临2馆三3油藏为正韵律厚油层,直井开发20多年后已进入特高含水开发阶段,成为典型的次生底水油藏,底水锥进严重,含水上升快,水驱油效率大大降低,开发调整效果较差.在充分研究该油藏开采特征和剩余油分布规律的基础上,设计了7口水平井,投产后效果很好,断块综合含水下降6.3%,采油速度提高0.91%,采收率提高7.2%,增加可采储量24×104 t.实践证明:搞清剩余油分布规律,运用水平井技术,对提高正韵律厚油层特高含水开发阶段的采收率是卓有成效的.     

变质岩裂缝性油藏水驱油特征三维物理模拟

为认识变质岩裂缝性油藏水驱油特征及改善水驱开发效果的机理,以渤海湾盆地JZ251S油藏为原型,根据相似理论设计了满足几何相似、运动相似、动力相似和双重介质特征参数相似的大尺度物理模型并开展了水平井立体开发水驱油实验,研究了双重介质油藏水驱油机理、影响因素以及不同注水方式的提高采收率特征。实验结果表明:1受毛细管力影响的渗吸作用是双重介质油藏基质系统水驱油的主要机理;2无论基质是否出油,见水后的含水上升趋势均可划分为2个阶段,第1阶段为见水初期的快速上升段,第2阶段为中高含水期的缓慢增加段;3驱替速度是决定油藏无水采油期、含水率变化规律及最终采收率的主要因素;4与连续注水相比,间歇注水充分发挥了油水重力分异作用,对于降低阶段含水率与提高初期采油速度具有重要意义。     

石西油田裂缝性底水油藏排水采油开采机理分析

针对石西油田石炭系列缝性火山岩油藏由于底水锥进而造成含水上升加快的情况，应用ＶＩＰ组分模型对排水采油开采机理和影响其开采效果的关键因素进行了敏感性分析，得出了排水采油开采有效控制水锥，改善油藏开发７效果的认识，并为高含水油藏提高原８油采收率提供了新途径。     

堵水调驱在三叠系胡X区长4+5油藏应用分析

胡X长4+5油藏属于典型的"低孔、低渗"油藏,且开发层系多,层间非均质强,自2007年开发以来,油藏开发矛盾突出,注水见效差,油井多方向见水,含水上升速度快,通过常规注采调整难以控制油井含水,油藏递减增大,采收率降低。近年来通过实施注水堵水调驱、聚合物微球驱,油井含水上升速度得到控制,油藏递减降低。本文对该区堵水调驱及聚合物微球驱进行效果分析,指导后期油藏开发。     

弱挥发性黑油油藏注水及注气开发效果研究

Plutonio油田为原油性质较好、地饱压差较小的弱挥发性黑油油藏,人工注入流体、保持地层压力开采是此类油藏提高采收率的重要手段。正确分析油藏注采平衡状况,认识不同注入流体的驱油效果,有利于及时调整注入量,达到提高开发效果和采收率的目的。通过注采比及地层能量分析,认为该油田O72油藏和O73油藏之间有流体交流及能量补充; 相对渗透率曲线及数值模拟研究表明,该油田水驱油效率比气驱油效率高15%～23.1%; 剩余油研究也表明,水驱油效率高于气驱,但气驱波及范围大于水驱。实际生产中采取同时注水、注气的开采方式,投产3a,2个油藏的采出程度分别达到18.5%和10.9%,采油速度达到3.3%～5.5%,获得了较好的开采效果。     

亲水多盐油藏提高原油采收率的途径

江汉油区储层具有多盐亲水性。注入高矿化度、高密度盐水可降低油水粘度比,发挥重力抑制平衡作用,提高反韵律油层的纵向波及效率,在陡构造油藏边缘注盐水可降低含水上升速度,从而改善了开发效果。 江汉油区注盐水矿场试验和生产实践表明,合理控制注水强度,有利于低渗透层的吸水排油作用;注水并吐水采油可复活水淹井;多层轮替采油可提高累积采油量;井组间注间采控制了含水上升、恢复了地层压力、提高了井组产能、减缓了平面矛盾;对超注水淹区部分井停注停采可调整井区间油水分布。苏联、美国都有这方面的不少实例。因此,对不同润湿性油田,盐水驱油都有利于获得较高的水驱采收率,是改善注水开发实效的可行途径。     

胜坨油田一区沙二段2~4层强化采液效果分析

本文介绍了一个稠油高渗透正韵律亲油油藏在高含水阶段进行强化开采的矿场试验方法和效果。以油水井的生产动态资料为基础,结合二维二相数值模拟成果,从驱动力、毛管力和重力三者关系上讨论了强化开采的机制。对稠油高渗透正韵律亲油油藏高含水阶段控制含水上升速度,延长稳产期有一定的参考价值。     

长庆靖安油田微生物驱技术研究与应用

靖安油田ZJ2区延9油藏目前已进入高含水期,导致含水上升矛盾日趋突出,产量递减呈加大趋势,开发难度加大。通过对ZJ2区延9油藏进行微生物驱室内研究和现场试验后发现,微生物驱可以有效改善油藏驱替状况,达到稳油控水、提高采收率的目的。     

高渗透稀油强边水油藏开发技术政策优化——以春光油田排2油藏为例

春光油田排2油藏具有孔隙度大、渗透率高、原油粘度低和边水能量充足的特点,该油藏无水采收率高,地层压力基本稳定,但边部油井见水后含水率上升迅速,边水推进不均匀,使得局部油井过早水淹。为此,研究了该油藏的边水运动规律。结果表明,边水推进速度与采油速度成正比,单井含水开发时间与等效产液量成反比。在此基础上,应用数值模拟技术,对该油藏开发技术政策进行了研究。结果表明,当单井含水率为90%时关井,可以在保证较高产油量的同时,大幅度减小累积产水量,油藏生产压差为0.3～0.4MPa可获得较大的净现值,构造低部位井排小压差生产,高部位井排根据采油速度适当放大压差生产,可以减缓边水局部突进,提高采收率。     

致密油藏压裂后衰竭开采单井可采储量预测新方法

由于致密油藏的地质特征、渗流特征、开发特征及生产特征均有别于常规油藏,因此亟待建立适应于致密油藏压裂水平井开发的生产动态分析及可采储量预测方法。以致密油藏压裂后的衰竭生产特征为基础,根据油藏工程基本理论,应用物质平衡与动态分析方法提出了一种简便且广泛适用的致密油藏压裂后衰竭开采单井可采储量预测新方法。研究结果表明,在单井最小含水率一定的条件下,单井可采储量采出程度与含水率变化有关。通过绘制关系图版,发现投产初期含水率降低速度较快,随着可采储量采出程度的不断上升,含水率下降速度逐渐减缓,且单井可采储量采出程度及含水率均随最小含水率的减小而降低。当可采储量采出程度为1时,生产井含水率降至最小含水率。以准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组X区块的12口致密油井为例,应用该方法分别预测了单井可采储量,计算了可采储量采出程度,并通过对比其中2口生产井的理论图版曲线与实际生产数据,验证了该预测方法的可靠性及准确性。此外,基于提出的理论与方法,预测了2口实例井的生产动态,并分别得到了累积产油量、累积产水量与含水率之间的生产动态关系曲线,用以评估油井当前生产状态并预测生产趋势。     

致密油藏压裂后衰竭开采单井可采储量预测新方法

由于致密油藏的地质特征、渗流特征、开发特征及生产特征均有别于常规油藏,因此亟待建立适应于致密油藏压裂水平井开发的生产动态分析及可采储量预测方法。以致密油藏压裂后的衰竭生产特征为基础,根据油藏工程基本理论,应用物质平衡与动态分析方法提出了一种简便且广泛适用的致密油藏压裂后衰竭开采单井可采储量预测新方法。研究结果表明,在单井最小含水率一定的条件下,单井可采储量采出程度与含水率变化有关。通过绘制关系图版,发现投产初期含水率降低速度较快,随着可采储量采出程度的不断上升,含水率下降速度逐渐减缓,且单井可采储量采出程度及含水率均随最小含水率的减小而降低。当可采储量采出程度为1时,生产井含水率降至最小含水率。以准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组X区块的12口致密油井为例,应用该方法分别预测了单井可采储量,计算了可采储量采出程度,并通过对比其中2口生产井的理论图版曲线与实际生产数据,验证了该预测方法的可靠性及准确性。此外,基于提出的理论与方法,预测了2口实例井的生产动态,并分别得到了累积产油量、累积产水量与含水率之间的生产动态关系曲线,用以评估油井当前生产状态并预测生产趋势。     

苏丹层状边水油藏水平井开发效果评价与对策研究

针对苏丹层状边水油藏部分水平井呈现产量递减快、含水上升快等现象,综合多学科知识对油藏 进行研究,运用无因次日产油水平、无因次累积产油及月含水上升率等指标评价水平井不同含水期的开 发效果,总结含水上升和产量递减的主控因素,提出相应的开发对策。研究结果表明,水平井是苏丹层状 边水油藏高含水期实现控水稳油的重要技术,水平井位置、产液强度及储层的非均质性是影响水平井含 水上升的主要因素,水平井位置及产液强度、地层压力保持水平及储层保护情况是影响水平井产量递减 的主要因素;主要开发对策为早期加强地质优化设计和生产参数优化,中后期采取卡堵水及提液等措施 控水稳油,并适时注水补充能量和加强储层保护,提高单井产能,以改善苏丹层状边水油藏开发效果。     

水平井技术在小构造油藏挖潜中的应用

安丰油田安丰1断块K2t31是典型底水油藏,在直井开发16年后已进入高含水开发后期,针对开发调整难度大,含水上升快的开发特征,研究了剩余油分布规律、挖潜技术以及水平井优化设计技术界限,提出了水平井技术在小构造油藏挖潜中的应用并现场实施.投产后效果很好,初产高,含水低,大大提高了断块的采油速率,采收率由25%提高到38%,单井增加可采储量3.5×104 t,相当于直井的3倍多.     

马厂油田高含水期提高采收率主导技术及效果

对高含水中后期提高油田采收率技术研究是油藏后期开发工作中的一项重要内容.针对马厂油田进入高含水开发后期阶段,层间动用状况差异大;剩余油分布规律复杂;井况恶化较严重等诸多矛盾,介绍了油田在高含水、高采出开发期为了减缓产量递减、改善油田开发效果、提高水驱采收率应用的主导技术,进一步总结了油田开发取得的显著效果,为复杂断块油田高含水开发期提高油田采收率研究起到了借鉴作用.     

预测水驱油田开发动态的一种方法

水驱曲线法和数学模型法都是油藏工程中的重要方法，前者主要用于在一定的经济含水条件下预测水驱油田的可采储量和采收率，后者主要用于预测不同类型油田的产量、累积产量和一定经济极限产量下的可采储量。然而，前者与时间序列无关，后者与含水率序列无关，都有局限性。提出丙型水驱曲线公式与ＨＣＺ数学模型公式联解预测法，不但可以预测水驱油田产量、累积产量、含水率随时间的变化，还可预测可采储量、可动油储量和水驱波及体积系数的变化。图３表１参１２（陈志宏摘）     

油藏高含水期原油生产递减合理性及影响因素探讨

油藏开发进入高含水期后,原油产量的递减是不可避免的,此时,对单井,井组或油田开发单元进行产量递减分析,不仅要分析理论递减率,还要分析直接反映开发单元动态变化的自然递减和综合递减,影响递减的主要因素是采油速度,二者之间的线性关系可确定递减的合理性。     

渤海高含水油田高效完井技术应用

渤海某注水开发油田经历多年的开发生产,进入高含水采油阶段,综合含水达到71%,面临储层压力亏空、油层水淹严重等问题,剩余油的分布呈现局部富集的特点。在综合调整阶段,通过优化加密井网,提高单井控制程度。在完井作业中采取储层保护、优化射孔参数、合理选择负压值、一趟多层砾石充填工艺等针对性技术措施,有效改善了水驱开发效果,提高了采收率,为进一步发掘高含水油田潜力、提高整体动用程度的开发工作提供借鉴和指导。     

任丘潜山油藏开发中的增油挖潜系列技术

任丘(雾迷山组)潜山油藏是一个缝洞十分发育的双重介质块状底水碳酸盐岩油藏,投产初期单井产量高达1000~3000 t/d。在高产稳产及产量递减阶段,为控制底水锥进,研究应用了以钻调整井、卡堵水为主的稳产技术;在快速递减阶段,重点实施了综合治理措施。目前该油藏处于高含水后期的低速递减阶段,主要实施了降压开采、老井眼开窗侧钻以及以堵-酸-抽为代表的挖潜技术。这些技术措施在增油、挖潜以及提高采收率方面发挥了重要作用,自投产以来已累计增产原油1277×104t,为油藏持续高效开发提供了技术保证。分析了该油藏各个开发阶段所采取的一系列增油挖潜技术及其应用效果,对今后的挖潜工作提出了建议。