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.     

高含水后期周期注水应用的一个实例

针对大庆油田河流一三角洲沉积体系的多油层、非均质注水开采的高含水后期所暴露出部分区块和个别井区的产液量高、含水高、动用状况不均衡、常规注水难以再扩大波及体积等问题,应用数值模拟研究了具体开发区块周期注水的合理时机和周期。通过现场试验,达到了控制产量递减速度、含水上升速度、套管损坏速度、提高注入水利用率的目的。为非均质多油层油田注水开发后期扩大波及体积提供了实践依据。     

利用周期注水方法改善喇嘛甸油田高含水后期开发效果

阐述了周期注水采油机理,研究了喇嘛甸油田高含水后期周期注水的组合方式和合理参数,并通过典型实例证明,周期注水是改善非均质油层高含水后期水驱开发效果的一种有效方法。     

周期注水与脉冲注水的理论研究

周期注水是注水油田改善开发效果的主要方法,在调整油田高含水期工作中起至关重要的作用。本文从理论入手,探讨周期注水和脉冲注水提高采收率的驱油机理,提出周期注水的适用条件,以及脉冲压力、周期和次数对脉冲注水的影响,为多油层高含水油藏后期稳油控水提供可借鉴的资料。     

周期注水时机与适应性研究

国内外大量的理论研究和矿场试验结果表明,周期注水是改善水驱开发效果的经济有效的调整方式。周期注水的最大优点是利用现有的井网和层系,通过压力场的调整,使常规水驱滞留的原油动起来,提高水驱采收率,操作简便,经济有效,易于大规模推广。大庆油田近几年来在采油三厂、四厂、六厂、七厂都开展了周期注水采油,收到了一定的效果。该项目针对大庆油田萨中开发区进入高含水后期开发中部分区块出现的地层压力高、综合含水高、沉没度高现象,为改善开发效果,开展了周期注水适应性研究。为了研究萨中开发区高含水后期周期注水的适应性和周期注水对…     

薄互层稠油注水油藏水平井挖潜技术研究及应用

海外河常规注水油田为薄互层稠油油藏,注水开发18年,针对高含水开发后期,因原油粘度高等因素导致注入水突进、指进现象严重,直井注水开发很难提高采收率的问题。开展油藏描述工作精细刻画地质体分布,综合应用沉积微相研究、动态分析等多种方法,开展分支流河道沉积的薄互层水平井的优化部署,综合利用先期钻导眼、司伦贝谢地质导向等技术保证薄互层水平井钻遇率,采用蒸汽吞吐开发提高中深层水平井生产能力,为普通稠油注水油藏高含水后期提高采收率探索出一条新的途径。     

海1块高含水后期改善开发效果研究

海1块为普通稠油油藏,经多年注水开发,目前已进入高含水后期,局部区域地层能量不足、注水单向突进以及层间干扰等问题日益突出,措施增油和提高水驱效果的难度逐年加大.通过对普通稠油注水开发的规律及剩余油分布特点分析,以提高普通稠油油藏高含水后期水驱波及体积为核心,利用完善井网、提高注采井数比、改变液流方向、细分层系注水等手段,不断扩大平面波及面积及纵向波及厚度,达到改善该块开发效果的目的.该研究成果对同类注水开发油藏具有一定的借鉴意义.     

南二三区面积井网注水方法研究

针对南二、三区面积井网目前结构调整面临着主力油层注水强度低，二次加密井网注水压力高等实际问题，选择南二区面积井网中块地区进行数值模拟，确定各套井网不同注水强度下的产量递减、含水上升规律，应用油藏工程方法，研究高含水后期区块注采比与产液量增长幅度的定量关系，通过对多井网开发区块开发规律的研究，确定了基础井网、一次加密调整井网、二次加密调整井网油层合理注水强度，对各套井网注水结构进行了优化调整，改善了南二、三区面积井网高含水后期水驱开发效果。     

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.     

子寅油田仑16块周期注水试验研究

百色盆地子寅油田仑16块砂岩油藏已进入特高含水开发后期,水驱剩余可采储量少,注水开发效果差,为提高区块采收率和开发效果,开展了周期注水先导试验。试验结果表明:周期注水改善了水驱开发效果,产油平稳,含水下降2．41%,采收率提高5．57%。在降压半周期动态表现为:含水下降、含水平稳和含水波动略有上升三个阶段;各井组单位压降产液也出现逐渐上升、相对平稳和略下降三个阶段。注水周期以4～6个月比较合适。该试验的成功对砂岩油藏周期注水改善开发效果具有重要的指导意义。     

渤海稠油油田高含水期提高水驱采收率技术研究及应用

为探索稠油油田进入高采出程度、高含水率阶段提高水驱采收率的新技术,改善油田开发效果,以渤海S稠油油田为例,开展了高倍数水驱技术研究和联合井网注水方法研究。其中,高倍数水驱实验结果表明,当驱替倍数达到300~400倍时,与驱替倍数30~50倍时相比,驱油效率提高约10%,为S油田提高水驱采收率提供了方向;利用灰色关联分析方法所建立的多因素调控注水方法,综合考虑了有效厚度、渗透率、注采井距、注采井数、方向地层系数等因素,能够满足S油田具有海上特色的水平井与直井联合井网的注水需求。将研究成果在S油田G区应用后,G区2016―2019年自然递减率由6.0%降低至4.4%,含水上升率由2.2%降低至1.8%,改善了G区的开发效果,表明该方法对海上注水开发油田进入高含水期后的调整具有一定的指导意义。     

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏多井缝洞单元注水开发模式

针对塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏试注阶段出现见效井组少、有效期短和含水率上升快等问题,在系统分析前期现场注水试验并结合室内研究成果的基础上,提出了碳酸盐岩缝洞型油藏多井缝洞单元注水开发模式,即保压、多阶段、立体注水开发.保压开发是指保持地层压力开发,减缓由于能量衰减而造成的递减或抑制底水锥进;多阶段开发是指在不同注水开发阶段,采用不同的注水方式、注采参数及配套技术进行开发,注水受效前适当大排量试注验证连通性并建立注采关系,受效后至效果变差前期采用温和注水,后期则适当提高排量周期注水,并考虑换向注水及注水调剖;立体注水开发是指根据缝洞发育规律、剩余油分布以及连通状况,建立立体开发的注采井网,实行双向或多向注水、分段注水、低注高采、缝注洞采等注水开发方式及配套技术进行开发.     

聚合物驱组合段塞分注实验研究

萨尔图油田南二区东部140号断层以东地区葡I1-4油层,以多段多韵律和正韵律沉积为主,平均孔隙度30.0%,平均空气渗透率1 980×10-3μm2。水驱结束时该油层平均含水92%,采出程度39.5%。计划对该区块实施聚合物驱开采。以往经验认为,组合段塞调整注聚技术能够有效改善流度控制作用。然而对组合注入情况下如何进一步提高驱油效果、注入井分注时机、层段注入强度对开发效果有何影响却很少探讨。通过室内驱油实验,在聚驱的组合段塞注入不同时机(水驱空白阶段、含水下降阶段、含水稳定阶段、含水回升阶段)下调整注入强度实施分注以及在含水回升分注基础上进一步调整注入强度,同时对比不分注实验,评价各方案驱油效果。实验表明:不实施分注时聚驱采收率在水驱基础上提高了19.07个百分点,而组合段塞注入时实施分注均能够在不分注基础上进一步提高驱油效果;空白水驱时实施分注采收率提高幅度最大,为26.55个百分点;随着分注时机的滞后采收率提高幅度增加值依次递减,分注时机越早越好。     

特高含水期井间非均质模式对注水效果的影响

在特高含水期,井间的非均质模式对注水效果有较大的影响。应用渗流力学理论,建立了一维两相流井间非均质数学模型,研究了特高含水期井间非均质模式对注水效果的影响。模型中,渗透率从油井向水井分为降低和升高2种情况;油井端含水饱和度低于水井端的含水饱和度。岩石和流体参数都划分为油井端、中间端和水井端3段。研究结果表明:特高含水期由于注水井端含水饱和度较高,而水相黏度较小,因此水井端渗透率变化引起的渗流阻力变化较小;水井端渗透率降低使油水井两端渗流阻力分布更均衡;特高含水期低注高采能获得更高的产液速度,油水流度的差异是引起这一现象的关键原因;高注低采可在油井端获得更高的压力梯度,从而能取得更好的开发效果。     

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     

弱凝胶体系地层流体转向技术在海上稠油油田的应用

稠油油田注水开发过程中,受不利流度比和非均质性的影响,注入水沿高渗层突进,造成油井暴性水淹,严重影响水驱开发效果.针对海上稠油油田的开发特点和存在问题,对弱凝胶体系的适用性进行了分析,对影响凝胶体系调驱的关键参数进行了优化.结果表明,原油黏度影响弱凝胶调驱效果,随着黏度的增大调驱效果有变差趋势.在含水率40%以后,注入...     

裂缝性底水潜山油藏注气数值模拟研究

碳酸盐岩存在裂缝发育,先期水驱时,裂缝的高导流能力致使注入水充满了大部分裂缝,高含水与高效开发产生了深刻的矛盾。注气能够保持地层压力,波及效率较水驱高。为评价CO2的驱油效果,用正五点法单元井网,应用数值模拟软件,对华北任丘裂缝性底水潜山油藏CO2驱注气参数进行优化,主要包括段塞大小优化、注气速度优化、气水交替中的小段...     

孤岛油田化学复合驱扩大试验

孤岛油田特高含水期常规井网化学复合驱油扩大试验经历了前置段塞、主段塞、后置保护段塞的注入及后续水驱，目前试验区综合含水率基本接近试验前水平。由于复合驱扩大了波及体积、提高了驱油效率，注入系统和采出系统均发生了相应的变化。水井注入压力升高，吸水剖面得到调整，层间矛盾得到改善；油井产油量大幅度上升，含水率大幅度下降，实际提高采收率已达11．7％。与水驱相比，开发效果得到明显改善，复合驱扩大试验取得了成功。由于试验是在常规井网下进行的，该试验的成功说明胜利油区在常规井网和污水配注条件下实施复合驱油可以取得明显的降水增油效果。图5表2参11     

阿北安山岩油藏裂缝发育特征对开发的影响

阿北安山岩油藏位于二连盆地阿南凹陷阿尔善构造带中部，是具有双重介质特征的特殊岩性油藏，该油藏1989年6月全面投入开发，初期弹性开采，1990年8月开始边，底部注水开发，1991年进行内部和边，底部相结合的注水开发，注水开发后，部分油井受效较快，产量回升幅度大，但随之含水上升快，产量下降严重，也有部分油井投产初期产量主，但压力下降快，注水不受效，注水开发于1992年产量达到最高峰，1993年初就开始快速递减。