渤海S油田细分注水合理界限的研究

针对海上多层常规稠油油藏水驱注采结构调整和细分层系之后的注水井仍存在注入层段厚度大、层数多、层间动用矛盾突出的问题,综合油藏数值模拟、测试资料统计分析和经济评价,提出海上典型常规稠油油藏细分注水的合理技术界限。研究中,首先通过机理数值模拟,分析动、静态参数对统注和细分注水两种情况下的采收率影响规律,揭示主控因素。以细分注水有经济效益为划分依据,结合实际测试资料数据,提出海上典型渤海S油田细分注水的合理界限。分析S油田实际矿场应用效果,认为细分注水合理界限适用性较强。     

濮城油田文51油藏分注技术界限研究及应用

濮城油田文51油藏含油面积9.3km~2,地质储量939×10~4t。为了提高油藏水驱动用储量,提高二三类层的动用程度,开展了对分注技术界限的研究,确定不同含油饱和度储层组合下的渗透率级差界限,确定分注井注水层段的小层数和砂体厚度界限,从而实施细分注水及层段重组,取得了良好的效果。     

胡状集油田分层注水开发对策

影响胡状集油田注水开发效果的主要因素严重非均质,为此开展了多层水驱油室内试验及分层启动压力测试,提出开发层系层间渗透率级差控制在6倍以内,对不同的渗透率级差及启动压力差值的井、层采取不同的调整措施,不断提高水驱动用储量,提高油田采收率。     

层间干扰问题的评价及解决方法研究

针对油田具有非均质性的特征,在油田开采中对采收率产生较大的影响。通过研究表明渗透率级差、层间压力等因素对层间干扰的作用效果。采用三种评价层间干扰系数方法评价其层间干扰。进一步,建立油藏开发物理模型主要研究渗透率级差对层间干扰的影响,模拟分析含水率、采出程度变化。利用实验途径对层间干扰作出评价,得出分层注水,分层开采;多层合采,精细注采;设置合理开采,可以减小层间干扰影响,提高采收率。在现场实际开发中具有深远意义。     

海上油田笼统注水层间干扰影响室内实验研究

针对海上油田笼统注水开发条件下产生的层间干扰问题,开展了室内物理模拟实验研究。研究中采用30 cm×30 cm×4.5 cm的三维平板物理模型,对比笼统注水和分层注水的开发效果,并利用岩心内置的微电极对实验过程中岩心含油饱和度变化进行监测。研究结果表明,分层注水开发条件下的低渗层、中渗层、高渗层吸水量分别为0.42、0.44、0.53PV,吸水量比值接近1∶1∶1.2,各渗透率层得到了有效开发,动用贡献率分别是22.50%、27.35%、50.15%,采出程度分别是7.11%、7.82%、10.94%,总体开发采收率为25.87%。笼统注水开发条件下,三个储层渗透率的差异带来的层间干扰影响相对严重,尤其是油井见水后,高渗透率储层吸水量逐渐增大,对中低渗透率储层吸水量的影响也逐渐增大,最终低渗层、中渗层、高渗层吸水量分别为0.02、0.28、0.80 PV,高渗层吸水量相对低渗层吸水量的比值高达40∶1,各渗透率层动用贡献率分别是1.19%、30.46%、68.35%,采出程度分别是1.83%、6.82%、11.16%,总体开发采收率为19.81%,较分层注水开发低了6.06个百分点,可见采用笼统注水方式中、低渗透率层开发程度有限,尤其是低渗透率层,未形成有效的水驱波及范围,导致动用程度相对较低。     

层状油藏开发中后期层系优化研究

以江苏油田XX断块E₁f₁油藏为典型单元，总结层状油藏开发中后期的层系优化方法。通过数值模拟与数理统计相结合、区域界限与本块特征相结合的方法，得到一系列的层系划分界限，包括小层数、厚度、渗透率级差和拟渗流阻力级差界限。从而指导下步开发层系的优化和井网调整工作，提高油藏采收率。     

集成配水封隔器在青海柴达木盆地油砂山油田分层注水工艺上的应用

随着油田进入开发后期,地层能量逐渐亏空,剩余油采收率下降,为及时补充地层压力,提高注水驱油效率,一般通过细分层注水工艺实现这一目标。现分层注水工艺主要采用封隔器进行油层密封,配水器进行单层注水。因地层层间矛盾突出,层间干扰比较大,常规的注水封隔器不能适用于小隔层、薄油层的多层细分层注水工艺。优化分层注水管柱及进行分层注水工具优选配套已经成为油田注水开发中的一项重要工作。本文从油砂山油田现状出发,对分层注水工艺管柱及配套工具进行优化,强化精细注水,提高分注井分层配注合格率,减小注水层小层突进现象的发生。     

考虑非平衡状态的裂缝性油藏周期注水分析

周期注水主要是利用毛管力的自吸作用，使低渗透层的油流入高渗透层，如此反复，低渗透层的油不断被采出，从而提高了油藏的采收率。在常规数值模拟中，相对渗透率是饱和度的函数，与时间无关。然而，实际周期注水的吸入过程是一种典型的非平衡过程，相对渗透率不但是饱和度的函数，还是时间的函数。而常规周期注水工艺和数值模拟研究中，却忽略了这个影响，导致周期注水效果与预期结果不符。基于Barenblatt的非平衡模型，本文研究了非平衡自吸过程对周期注水提高采收率的影响。结果表明考虑非平衡自吸过程后，周期注水提高采收率的程度比常规数值模拟周期注水所预期的要差，特别是在高含水期，非平衡自吸过程的影响会更加突出。这为我们选择和使用周期注水这一工艺提供了一定的指导意义。     

浅析如何确定二类油层聚驱分注界限与分注时机

本文应用A区块二类油层喇Ⅱ13+14a~喇Ⅲ10沉积单元的储层发育参数建立地质模型,开展了不同渗透率级差下聚驱分注界限及分注时机的油藏数值模拟,从含水变化规律、剩余油分布规律及采收率提高值三个方面,对模拟效果进行对比分析,明确了聚驱最佳分注界限及分注时机,为改善二类油层聚驱效果,提高聚驱效益提供了技术支持。     

不同渗透率组合启动压力对吸水量规律的影响研究

对于严重非均质油藏来说,由于层间渗透率级差大,各层的启动压力差别很大,注水开发后矛盾十分突出。本文针对开发中存在的问题,研究了不同渗透率组合启动压力影响吸水量规律,研制了马寨非均质油藏小层吸水的渗透率界限。     

多层合注井分层测试新工艺及其资料解释

针对中原油田合注(笼统)注水井管柱的特点,开发了一项适应合注井分层测试的工艺方法,实现了压力、流量分层测试,得到了各层段的吸水能力,分层注入参数、启动压力、指示曲线,并获得了分层段的渗透率、表皮系数等参数,为进一步选择合理的采油工程措施,多层配注方案提供依据。     

某碎屑岩油藏油井生产井段层系重组界限研究

对于多数碎屑岩油藏,采用一套直井网开发多套储层,受层间非均质性影响,无法充分动用各套储层剩余油潜力。通过对L油藏生产及措施效果分析,利用数值模拟方法,建立了油井生产井段内各小层重组界限标准,包括层间渗透率级差、各小层累计厚度值、生产井段内合采层数、各小层间含油饱和度及压力系数差值等,指导油井射孔井段优化16井次,阶段累增油9 000 t,可为其他油藏提供借鉴经验。     

低渗油田偏心配水器井下设计深度合理性分析

结合我厂在用分层配水管柱种类、井下工具规格及测试工艺现状,系统分析偏心配水器正对地层注水存在的问题,研究偏心配水器之间以及与球座合理设计间距,确定最小注水层段的间距界限,指导注水方案的设计及细分注水工作。     

核磁共振方法定量表征水驱开发方案调整效果

采用尺寸为100 mm×100 mm×15 mm、渗透率分别为1、2、5μm2的平板物理模型,进行细分层系注水和中后期提液的开发实验,并利用低场核磁共振仪分别在实验开始前后和综合瞬时含水65％时进行T2谱和成像检测,定量表征水驱开发方案调整的效果.结果表明:在笼统注水基础上,综合瞬时含水达到65％时进行提液生产,使得采出程度增加了3.93个百分点;从T2谱曲线变化和核磁成像结果可知,在含水65％之后提液使高渗层、中渗层油量减少更明显.在笼统注水基础上,含水65％时采用细分层系开发,使得采出程度增加了6.32个百分点;中渗层和低渗层油信号下降幅度增加,而高渗层反而变化相对较小.总体来说,提液和细分层系开发方案的调整,都可以提高水驱采收率.提液开发增加了注入压力,调整注采结构,使得各层的波及体积增加;采用细分层系开发,降低层间干扰影响,各层的波及体积大大提高,从而提高水驱油田开发效果.     

分析超强凝胶深度封堵裂缝性油藏的研究与应用

油田对西33-23区块块属于低渗透油藏,通过采用综合调整技术,实现了高效开发。开发初期,为充分利用萨尔图油层天然能量,仅对高台子油层实施同步注水,当萨尔图油层地层压力降到饱和压力附近时,对注水井的萨尔图油层进行补孔,实施笼统注水。中含水初期阶段,由于萨尔图油层层间矛盾突出,含水上升快,及时对萨一组和萨二组进行细分和层段调整,缓解了层间矛盾,2003～2004年进行了注采系统调整和整体调剖,扩大注水波及体积。中含水后期阶段,由于萨一、萨二油层组动用趋于均衡,依靠常规注水调整控制递减难度大。为此,在精细油藏描述和数值模拟的基础上,2007年对该区块实施加密调整,65口加密井初期平均单井日产油2.2t,加密后区块暴露出油水井数比高、注水井负担重的矛盾,为此在跟踪数值模拟研究的基础上,计划2009年实施注采系统调整,提高油田最终采收率。     

曲堤油田分注工艺应用及效果分析

油田注水是开发过程中补充地层能量,提高采采收率最经济、最有效的方法。采用合注技术虽然可以满足注水保持地层压力的工艺要求,但因曲堤油田部分区块、井组油层的非均质性较强,笼统注水时出现注入水沿高渗带单层突进,而低渗、薄差层未能发挥应有的潜力,使层内、层间、平面矛盾更为突出。因此,随着油水井精细化管理水平地不断提高,为满足不同区块、不同开发层系对能量的需求,采用分层注水工艺分层补充地层能量,通过分层注水,一些薄差层、难动用层的能量得到了有效补充,油藏采收率得到提高,开发形势日趋好转。     

A油田细分注水技术的研究和应用

通过对A油田层间矛盾突出及两类油层动用差异大的分析,层间矛盾突出,层间调整潜力大。因此考虑储层特征、分层配水管柱工艺和测调技术的适应性等三方面,以吸水厚度最大化为目的,确定了A油田中高含水开发期精细分层注水的"84857"技术标准。现场试验后,控制了无效注水和低效注水,提高弱水驱、低水淹层段注水,经过细分注水缓解了产量递减和含水上升的幅度。     

雁63断块中含水期合理分层注水技术规范研究

雁63断块应用一套注水井网,纵向上同时开发Es1~下段、Es3~上段两套含油层系,因层段内、层段间的储层物性差异大,确定应用分层注水技术开发。分析Es1~下段、Es3~上段的生产动态、地层能量差异,油藏温度、压力条件,结合分注技术的适用条件和各自的优缺点,优选桥式同心分层注水技术。依据注水层段、层间差异,制定分注井的选井原则。结合吸水剖面、油井的生产动态及储层物性参数,确定分层产量劈分原则,实施单层产量劈分,依据单层产量分析层间动用差异,确定层段性质及配注原则,编制分层注水方案。实施分注后,跟踪分析分注效果,制定分注效果的评价规范,开展分注效果评价。分析影响分注效果的地质因素,分析界限数值,量化相关参数,制定分注井的层段组合原则,为雁63断块分层注水及调整部署提供依据。     

新型分层注水工艺智能测调技术的研究

为满足大庆油田注采开发需要,油田内部注水从早期的笼统注水逐步发展到分层注水、细分注水.目的是提高细分程度、测试效率及注水合格率,逐步改进注水管柱性能以及配套测调工艺.目前,需要一套适合于特高含水期的有效注水工艺配套技术.新型分层注水工艺智能测调技术将多信息测试与流量控制结合成统一整体,大幅度提高分层注水的测调效率和精度为剩余油挖潜提供新的技术支撑.     

浅谈多油层笼统注水合采的层间干扰问题

储层各层间存在非均质性。在笼统注水合采过程中,由于各层物性参数的不同将导致地层压力不平衡,导致发生层间干扰现象。层间干扰使得流体渗流状态发生改变,每层的地层压力、注水量、渗流速度、含水率、油水前缘、见水时间等都会发生变化。层与层之间也会由于压力的差异而发生窜流,严重影响着最终采收率。通过分析可能会导致多油层笼统注水合采时发生层间干扰的因素,调整工作制度来降低层间干扰对采收率的影响,从而提高效益。