碳酸盐岩弱挥发性油藏“注水保压”开发技术的探索及应用

哈拉哈塘油田YX区块属于黑油油藏与挥发性油藏共存的缝洞型碳酸盐岩油藏,存在产量递减快、稳产难度大难题。目前主要采用注水采油,黑油油藏的注水开发已经较为成熟,而弱挥发性油藏开采时应保持油藏压力高于油藏饱和压力,避免地层脱气造成最终采收率降低,对此类油藏注水时机选择非常重要。通过利用拟合法,回归求取适合本油田弱挥发性油藏的经验公式,结合测压资料、油井指示曲线,判断油藏进入溶解气驱的时间,及时进行"注水保压"。目前已实施3口井共6井次,提高单井采出程度,对碳酸盐岩弱挥发性油藏的治理具有实际指导意义。     

超前注水在哈拉哈塘油田的探索与应用

PVT资料结合生产动态表明哈拉哈塘油田新垦-热普中南部区块部分油井目前井底压力低于饱和压力,油井脱气严重,单井产油量较低。利用已取得的饱和压力资料与气油比、原油密度和天然气密度的相互关系进行拟合,求取了区块饱和压力计算的经验公式。利用饱和压力数据结合生产动态和测压资料可以准确分析单井油藏压力变化情况,对于判断油藏是否进入溶解气驱有一定的指导意义。首次对RPX1井实施了超前注水试验,结果表明该井受效较好,单井产油量得到明显恢复。超前注水的成功实施为本区块同类型的油井开发提供了新思路。     

挥发性油藏原油性质变化规律及开发方式研究

在油藏开发过程原油性质及其变化是影响挥发性油藏原油产量下降快、注水难度大、采收率低的重要因素,利用数模、物模方法和生产实际相结合,研究得出地层压力下降使得轻组分溢出,粘度增大,水油流度比增大,加剧了含水率的上升;当地层压力下降到饱和压力以下时,原油中气体的挥发,使油相渗透率下降。因此在注水开发挥发性油藏时,必须保持地层压力在饱和压力以上。     

天然气驱提高原油采收率试验研究

以中原油田文88块油藏为研究对象,进行天然气驱室内实验研究,注入气为甲烷含量95.5%的外输开封天然气。地层流体相态特征实验研究表明,文88属于高饱和油藏,饱和压力高达41.954MPa,在目前地层压力29.60MPa下油藏流体性质发生了很大变化。细管实验研究表明,在地层温度下的最小混相压力约为45.16MPa,在目前地层压力29.60MPa下注入外输开封天然气无法实现混相驱。三组长岩心驱替实验研究表明,目前地层条件下注天然气的采收率只略高于衰竭开采,可以提高采油速度;如果高于饱和压力注气保持压力开采将获得非常高的采收率,可以达到82.9%。     

挥发油藏脱气机理研究

挥发油藏开采过程中,当地层压力下降至饱和压力以下一段时间内,出现"气油比不升反降"的脱气特征对挥发油藏脱气规律进行总结:当地层压力低于饱和压力的一段时间内,由于含气饱和度小于临界含气饱和度,气相以分散气泡形式存在,液相溶解气含量逐渐下降,导致生产气油比下降;随着地层压力继续下降,当含气饱和度大于临界含气饱和度时,形成连续气相,气油比升快速高,产油量快速下降。     

直罗油田大东沟井区长2油藏井网井距评价及储量预测

长2油藏为直罗油田大东沟井区的主力开采油藏,属于裂缝性低渗透油藏,产量递减快,需依靠注水来保持地层压力进行开采,论证得到长2油藏进行注水开发是可行的,计算合理的井网密度和极限注采井距,进而确定合适的井网形式,最后进行采收率预测并确定可采储量。     

压力敏感性对大庆某厂油田注水开发效果影响分析

在油藏开发过程中,储层除受不同程度的五敏影响,还会受到压力敏感性伤害,导致渗透率下降,并且这种伤害具有不可逆的特点,特别是对低渗透油藏影响更为显著。通过对大庆某厂油田储层岩石的压力敏感性伤害程度的研究,认为在油田投产后,随着地层流体的采出,地层孔隙压力逐渐降低,储层上覆有效压力增大,导致储层渗透率有较大的降低,影响了该油田注水开发效果,尤其是对油田构造低部位油井的产出和水井的注入情况影响较大。以同步注水或超前注水保持地层压力开采,是有效控制压力敏感性伤害、保持储层渗流能力的主要方法。     

毛家河油田注水开发可行性研究

毛家河油田利用天然能量开发,其驱动方式主要包括弹性驱动和溶解气驱动,这两种驱动方式的最终采收率只有10%,当压力降到一定程度以后,就要采用注水补充能量保持油藏压力的开发方式。文中首先对地层能量进行了分析,随后对注水开发可行性进行了分析,分析表明毛家河井区采用注水开发的方式是可行的。     

直罗油田和尚塬开发区油层开发技术应用与研究

直罗采油厂和尚塬区长2油藏储层物性差,油水分异不明显,油水混储,无明显的油水界面,缺乏边、底水,油藏为典型的弹性溶解-气驱岩性油藏。天然能量不足,根据近年来三叠系油藏的开采经验,只有采用注水开发,才能实现油田的稳产。     

注水开发油藏动态分析的内容与方法

随着我国油田开采时间的不断增长,大部分油田已经逐渐地进入了开采的中后期,也就是注水开发阶段。注水开发与传统的天然能量开采相比较有着减缓油田产量的作用,保障油田地层压力的稳定。但是注水开发的缺点就是可能引起油藏物理性质的变化,主要表现在储层性质、储层参数、储层流体性质变化上,注水开发油藏动态受到以上各种因素的影响,只有选择正确的方法对注水开发油藏动态内容进行分析,才能实现油藏开采量的可持续发展。     

注入水对地层油高压物性影响实验研究

为揭示注入水对地层油高压物性的影响规律,采用从油田获取的油、气、水样品,开展了不同含水百分比条件下地层流体高压物性模拟实验。结果表明:随着水或聚合物溶液的注入,模拟地层油的饱和压力和溶解气油比都降低,且降低的幅度随含水百分比的增大而增大。当含水百分比为80%时,注水使模拟地层油的饱和压力降低10.33%、溶解气油比减小16.00%,注聚合物溶液使模拟地层油的饱和压力降低8.75%、溶解气油比减小12.93%。不同含水百分比条件下,注水时气水比平均值为2.09 cm3/g,注聚时气水比平均值为2.01 cm3/g。注入水进入油藏与地层油充分接触后会从油相夺取部分气体成为含气水。     

低渗透油田水驱开发效果评价—以N区块为例

低渗透油田开发进入中后期,合理评价注水效果是制定合理精细注水政策的前提和基础。通过地层压力与饱和压力关系分析压力保持水平级别,利用相对渗透率曲线得出含水率与采出程度理论曲线,通过与实际曲线位置关系评价开发效果好坏。利用水驱指数与注采比关系,计算得出不同注采比条件下标准图版,将实际曲线与同类油藏存水率、水驱指数标准图版对比评价水驱开发效果。研究表明,N区块生产能力较好,采液量、注水量差异与地层压力变化保持一致,利用含水率与采出程度关系图版、存水率图版、水驱指数图版评价油藏开发效果较好。     

龙虎泡低渗透油田开发技术方法研究

首先对油田天然能量的利用界限及转入注水时机,注水开发地层压力保持水平进行了论证。其次根据储层流体的流动能力确定了有效驱动井距,并结合油藏砂体规模预测了不同井距、井网下的水驱控制程度。在现场实践中实施了两种井网,反九点法井网和五点法井网,解剖了两个区块的开发特点,相同采出程度,五点法井网油井含水高,两个区块的产液强度接近。现场实践表明:龙虎泡低渗透油田在开发中应采用反九点法注采井网,地层压力保持在原始压力与饱和压力之间,水驱最终采收率最高。     

海上B油田多元热流体转驱注采参数优化设计

近年来,海上B油田A区利用多元热流体吞吐技术开采稠油取得了较好的效果,但是随着多元热流体吞吐试验的深化和吞吐轮次的增加,地层能量降低,油井气窜,热采有效期缩短周期间产量递减加大等一系列问题也渐渐显现,油田开发效益变差,转驱势在必行。针对B油田A区存在的问题,利用油藏数值模拟方法,研究了转驱的最佳时机,并研究了各注采参数对开发效果的影响,得到了吞吐转多元热流体驱最优注采参数,并确定了转多元热流体驱最优注入方式,注入强度,气水比等系列参数,为油田现场实施转多元热流体驱提供了可靠的理论指导,对海上同类油藏的开发具有一定借鉴意义,同时也进一步丰富了海上稠油热采开发技术体系。     

哈拉哈塘油田碳酸盐岩油田注水工艺实践与探索

超大超复杂矿区的碳酸盐岩油田在注水开发中多受限于油藏开发特征、地理环境制约的现状,对注水开发地面建设及流程工艺的要求十分苛刻。此类油田在油藏特征上受到递减快、一井一藏、统一区块单井见水产水特点非均一性强的影响,地理上受到环保区、辖区广、村庄农田遍布的影响,从注水需求到地面注水配套设施的建设都与成熟的砂岩油田具有很大的不同。因此针对超大超复杂矿区的碳酸盐岩油田亟待设计出一套有别于砂岩油藏的具有碳酸盐岩特色的注水地面配套工艺技术。本文提出了"阵地战"、"运动战"、"游击战"相结合的注水配套设施建设思路,并在塔里木盆地哈拉哈塘油田的应用中收到了良好的运用效果。     

浅谈下寺湾油田泉59井区长2油藏注水效果分析

下寺湾油田泉59井区属于低压低渗透油藏,主要开采层位是延长组长22油层,目前已获得很好的开发效果。但是在长期开采过程中采出程度的增加,地层压力下降,溶解气的不断析出,使原油粘度增加,在不规范注水的情况下造成单井产量递减快,因此加强注水开发,提高油井采收率相当必要。     

NK气顶边底水油藏合理注采比确定

注采比是研究注水开发油田地层压力的重要依据,是反映油田产液量、注水量和地层压力三者之间关系的综合指标。带气顶的边底水油藏驱替能量较为复杂,计算的注采比精度不高,直接影响油田开发效果。本次以物质平衡方程为基础,提出了综合考虑边底水能量、地层脱气等因素,对NK油田合理注采比进行了论证,较好地指导了油田生产,为油田开发制定合理技术政策界限提供了依据。     

特低渗油藏不同注水时机开发效果的影响

注水时机对油田的开发效果有着重要的影响,研究确定特低渗油藏注水时机,对延长油田稳产时间以及提高采收率都十分重要[1]。本文通过对定边油田卜掌油区不同注水时机的递减率、示踪剂、见效时长等进行了对比。研究结果表明:超前注水能够尽快建立有效的压力驱替系统,及时补充地层能量,油井投产后,产量较高且稳定,初期递减小;超前注水保持较高的地层压力,可降低因地层压力下降造成的地层伤害;超前注水提高了驱替压力、驱油效率、波及体积,可提高最终采收率。     

注水开发油藏动态分析

注水开发一般用于小集油田的开发,在开发中需要加强对油藏的动态分析,方能保证其开发效果。与传统的开发方式相比,注水开发具有明显的优势,其可以在开采中将地层压力保持在一个相对稳定的状态下,保证了油田的产量。动态分析包含了储层性质等有关参数的分析与研究,为开发提供了重要的依据。本文分析了注水开发油藏动态分析方法,对油田开发实践等具有重要的指导价值。     

超前注水在A油田B区块取得的效果及认识

与同步注水相比,超前注水开发方式在合理补充地层能量、提高地层压力及保持油井较高生产能力等方面的优势更加明显。A油田是一个典型的低渗透裂缝性油田,为持续有效开发,选择B区块开展超前注水试验,通过开发效果分析,认为超前注水是提高低渗透油藏水驱开发效果的有效途径。