高含水老油田剩余油再富集质量评价及影响因素

中国陆上老油田大部分已进入高含水期,基于矿场实践经验,部分油井经过一段时间关井后,含水率明显降低,剩余油在局部的再富集是造成这一现象的主要原因。水驱后剩余油在重力和毛细管力的作用下向油藏低势闭合区的再富集是影响剩余油再分布的重要因素之一。通过含水率分级与分流量曲线建立水驱油藏含水饱和度分级标准,并以此为依据构建剩余油再富集程度指数和动用潜力指数,从富集程度和动用潜力2个角度对剩余油再富集过程进行表征和评价,并基于实验室尺度物理模拟实验考虑重力、水动力2个主导条件,分析不同影响因素下的剩余油再富集效果。研究结果表明：在重力主导条件下,剩余油再富集主要发生在油藏上部及隔层下部,高压力梯度时再富集效果更好;而在水动力主导条件下,高压力梯度对于剩余油再富集有促进作用,距离构造顶部的距离越大,剩余油再富集空间越大,采收率更高。     

老油田高含水阶段化学驱井网优化设计研究

欢喜岭油田锦16块经过多年的注水开发,总产量呈下降趋势,开发效果不理想。在新区勘探未取得大的突破前,油田的稳产仍然依靠强化老区开采。欢喜岭油田锦16块地层温度为50℃~59℃,原油黏度为14.0mPa.s,区块目前采出程度为46.2%。与该油藏地质条件较接近的大庆油田杏二区的化学驱已取得显著效益,因此,对欢喜岭油田锦16块的Ⅱ3、Ⅱ4层系开展化学驱试验研究具有重要的现实意义。该块油藏特点满足化学驱技术条件,通过采用精细地质建模及油藏数值模拟技术,进行了化学驱井网井距的优化设计研究,从而提高化学驱的开发效果。     

文中油田高含水后期提高采收率技术

介绍了文中复杂断块油藏的地质特征,论述了双靶定向井、侧钻井、注水井更新、井冈重组、注水井调驱等工艺在文中油田的应用及效果。结果表明,水驱动用程度由55.2％提高到65.4％;水驱采收率由43.03％提高到46.59％,提高了3.56％,增加可采储量69×10~4t,为复杂断块油田保持持续高效开发提供了借鉴。     

高含水油田的注水再开发工艺

通过开发模型的建立和开发方案的结果分析，作者认为高含水油田注水开发应包括：及时关蟛、非稳定性注水和剩余储量的确定与开发。据预测，在萨塔叶夫油田该工艺可以在七年内将油水比降低一半多，将原油产量提高了半倍多。     

濮城油田西区高含水油藏周期注水驱油试验

应用周期注水驱油机理,对濮城油田西区沙二下高含水油藏进行了现场试验,取得了显著效果.为多油层高含水油藏后期的控水稳油提供了一个可以借鉴的实例.     

扶余裂缝性低渗透砂岩油田高含水后期稳产的途径

扶含油田为裂缝性低渗透砂岩油田,在开发的不同阶段暴露出问题。特别是油田开发进入高含水后期,含水上升速度加快,稳产难度加大。在总结油田稳产提高采收率经验及对油田各种潜力研究的基础上,提出了适合于该类油藏特点的六种稳产技术方法：①加密调整技术;②注采系统调整技术;③水动力学技术;④“稳油控水”综合调整技术;⑤措施增产技术;⑥三次采油技术。研究认为：①对于低渗透非均质油藏要提高原油采收率必须采用合理的密     

高含水期油田提高采收率方法

提高油藏采收是油田开发工作的最终目的。从临盘油田油藏地质特征出发,在分析开发生产中存在问题及查清剩余油分布的基础上,通过现场各种调整挖潜措施的实施,使大芦家,盘2－14断块的开发状况变好,采收率分别提高6．67％和14．8％。因此,水平井,不稳定注水及调堵技术是监盘油田高含水期提高采收率行之有效的方法。对类似的高含水期注水开发小断块油田提高采收率有重要意义。     

高含水老油田深度开发面临挑战及发展方向

高含水老油田是我国石油储量和产量的主体,对于保障国家能源安全、支撑国民经济社会高质量发展意义重大。在全面肯定中国高含水老油田重要战略地位的基础上,深入剖析高含水分类油藏开发现状,指出了实现高质量发展所面临的提高采收率、低成本高效开发及全生命周期绿色开发3大方面的挑战,明确了高含水老油田总体发展方向及核心关键技术,一是发展以“大幅度提高采收率”为目标的精准开发技术,二是发展以“智能高效”为目标的采油工程技术,三是发展以“高效、绿色、智能”为目标的地面工程技术。研究成果为中国高含水老油田今后较长时期的高质量发展指明了方向。     

渤海稠油油田高含水期低产低效井综合治理技术

S油田是渤海典型的水驱开发稠油油田,目前油田已经进入高采出程度、高含水率的"双高"阶段,随着油田含水上升,油田低产低效井逐年增多,严重影响油田开发效果.针对S油田地质特征和开发特征,对低产低效井成因进行分析,从剩余油、砂体发育、储层非均质性、注采关系、钻完井污染及井筒完整性等方面开展研究,并对低产低效井进行分类,针对不...     

断块油气田中高含水期提高采收率工艺技术探讨

目前各国注水油田中高含水期调整都是以水动力学方法为主。从强化注水与改变注水方式、堵水与调剖技术、低渗透油田的压后处理技术、复合联作技术和高新技术在提高采收率技术工艺应用等方面，探讨了断块油气田中高含水期提高采收率工艺技术；指出：水动力学调整方法工艺比较简单，成功率高，效果显著，经济效益好。在油田的具体调整过程中，一般都采用多种措施相结合的万法，可以相互弥补不足之处，能取得更大的经济效益，高新技术的发展可推进提高采收率技术工艺的进一步提高。     

国外高含水砂岩油田提高水驱采收率技术进展

针对我国东部老油田水驱开发工作所面临的诸如地下认识体系需要重建、井网系统需要进一步完 善等难点、热点问题,以国外47 个高含水砂岩油田注水开发状况为资料来源,总结了国外高含水砂岩油 田注水开发特征,详细分析了国外高含水砂岩油田二次开发的技术、措施,同时对国外高含水油田近年来 在地质、油藏工程、工艺技术等方面研发应用的新理论、新技术进行了论述,对我国东部相似油田进一步 提高水驱采收率具有一定的指导作用。     

双河油田特高含水期油藏深度调剖技术试验研究

针对双河油田特高含水开发后期的地质及剩余油分布特点．优选出了适用于60～90℃油藏的深度调剖剂，该调剖剂可用现场新鲜污水配制，具有成胶时间长、交联强度适中、可封堵又可运移、热稳定性好的特点。同时应用井间示踪技术识别了试验区的大孔道发育和剩余油分布情况，应用数值模拟技术对5口井的深度调剖方案进行了优化。优化的调剖方案实施后，初步显示出油层中的大孔道得到封堵，对应油井见到了一定的增油降水效果。     

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%。     

胜利油田高含水期油藏水驱精细调整技术方向

以胜利油田为代表的高含水期油藏精细描述和水驱调整技术向精细化方向发展,为适应高含水期油藏精细挖潜的需要,近几年储层构型研究、低级序断层描述和层内剩余油分布预测技术得到不断发展,层系细分重组,采取井网加密调整和完善注采系统等措施改善了油田水驱开发效果。分析了制约整装构造、复杂断块和低渗透油藏大幅度提高水驱采收率的问题,提出了不同类型油藏水驱精细调整的技术方向。在陆相油藏高含水后期开发阶段,需要进一步加大层系细分重组,采取井网立体加密调整、水平井单层开发、改善水质、调整注水产液结构等措施,在井网优化调整的基础上,综合应用各种工艺技术对储层进行控制和改造,实施精细注水和有效注水开发,提高注采系统的针对性和有效性,以均匀控制驱替剖面。      

细分调整措施在高台子油层初见成效

高台子油层已进入高含水水驱开发阶段,注入水易沿着已形成的注水通道在高渗层单层指进,常规的注水井方案调整收效甚微.为了控制高台子油层含水上升速度,减缓产量递减,最大限度地挖掘剩余油,需采用细分调整措施,即尽量将油层性质相近的小层放在一个段内注水.细分调整以井区含水为依据,段内小层数、段内砂岩厚度、层间变异系数、单层突进系数以及夹层厚度对细分调整效果都有一定的影响.在高台子油层实施细分调整以来,有效改善了注水井区层间、层内吸水剖面,调整了注水结构,连通油井的油层动用程度有所增加.日产液量稳定,日产油增加18 t,综合含水率下降0.42%,沉没度稳定.同时,油井地层压力下降,异常高压层得到有效缓解.高台子油层细分后地层压力下降了0.46MPa,东西部地区层系间压力更趋向于平衡.图4表5参10     

油藏高含水开发期确定采收率的一种新方法

水驱油藏进入高含水开发期以后,常规的水驱曲线对采收率的标定会出现很多问题.在高含水开发期,地层中油相的相对渗透率比较小,相对于相渗曲线上为后期比较扁平的阶段,在该阶段可以将油相的相对渗透率与含水饱和度之间的关系看成线性关系.在此基础上,从渗流力学和物质平衡原理角度出发,利用产量公式和相对渗透率曲线推导出处于产量递减期间的油藏采油速度与采出程度之间的关系,发现存在线性特征.在给出最低的经济极限采油速度的情况下,利用该关系可以对油藏动态和经济采收率进行标定,同时给出了其适用条件.并利用孤东七区西Ng63 4的生产数据进行了实例验证,给出了该油藏的经济采收率,效果明显.     

高含水、高采出程度阶段油田剩余油定量表征及其综合评价

河南X油田目前综合含水94.2%,采出程度38.6%,属于高含水、高采出程度(简称"双高")开发的油田。如何进一步发展"双高"开发单元提高采收率的方法,已成为目前的研究重点。建立X油田数值模拟模型,对其进行历史拟合。满足历史拟合要求后,针对"双高"阶段剩余油分布特点给出不同水淹级别划分标准。着重分析不同水淹级别下剩余油饱和度、剩余地质储量、平面和层间剩余油分布特征。建立了剩余油挖潜综合评价方法,将评价指标划分为4类,按照同一油组不同水淹级别对剩余油潜力区进行精细刻画,进而找出剩余油主要集中在Ⅲ、Ⅳ类潜力区。并针对不同潜力区提出不同挖潜策略,为X油田下一步剩余油精细挖潜提供依据,该方法对国内类似"双高"油田有借鉴意义。     

基于最小二乘支持向量机的大孔道定量计算方法

大孔道的发育造成大量注入水低效、无效循环,降低了开发效果,如何定量计算大孔道已成为高含水期油田开发中亟待解决的问题。为此文中提出利用最小二乘支持向量机方法定量计算大孔道参数。从大孔道形成前后的动、静态响应特征出发,选取了大孔道的控制因素作为最小二乘支持向量机的输入,对应的大孔道参数定量解释结果作为最小二乘支持向量机的输出,通过统计训练学习,建立了大孔道与控制因素相关的定量计算模型,进而得到大孔道的定量计算结果。结果表明,支持向量机模型的计算结果与样本值拟合精度较高,能较好且客观地反映各控制因素对大孔道的影响。在岔15断块试验区应用后发现,模型的计算结果与实际监测值误差较小,满足矿场应用要求,具有较高的应用价值。     

平湖油藏特高含水阶段提高采收率措施研究

平湖油气田花港组油藏经过13年的开发,采出程度41％,油田综合含水96％,处于特高含水阶段.针对平湖油藏在高采出程度、特高含水条件下,剩余油分布复杂且无后备资源接替的情况,结合该油田的实际,提出了以精细分析隔夹层类型及地层对比,建立地质模型,进行数值模拟研究,研究剩余油分布;进行了层系重组、油田卡堵水、老井复查、开发油...