提高稠油底水油藏转注井注水效率研究

针对稠油底水油藏转注井注入水在正韵律作用下驱油效果差,大部分注入水无效循环等问题,对底水油藏转注井注入水驱油效果差的原因进行了分析,提出了对转注井渗透率锥体型变化带底部进行"置胶成坝"、扩大底水油藏转注井注水波及体积的方法,并利用数值模拟、流线模拟等方法对"置胶成坝"关键参数进行了评价。结果表明：稠油底水油藏转注井注入水驱油效果差的原因是定向井转注后注入水受正韵律及大液量冲刷的影响,在"渗透率锥体型变化带-底水区-生产井波及区"形成"U"形管式无效水循环;"置胶成坝"技术提高了稠油底水油藏转注井注入水的驱油效果。先导试验井组增油效果明显,增油量达40 m³/d,改变了底水油藏转注井注入水驱油效果差的现状,将底水油藏注水由"注够水"转变为"有效注水"。这种新的注水模式对稠油底水油藏提高转注井注水驱油效果具有重要指导意义。     

润湿性反转剂在低渗透和底水油藏中的应用

低渗透油藏和底水油藏的开发难度大,有很多技术问题亟待解决.低渗透油藏在开发过程中需要很大的注入压力,造成驱替液注入困难,而且油藏压力难以保持平衡;底水油藏极易产生底水锥进,见水后如不及时采取有效的控水措施,油井就有可能被水淹而导致油产量大幅度下降.润湿性反转剂可作为一种新型的堵水荆应用于低渗透油藏和底水油藏的开发,通过实验和数值模拟2个方面来证实特定润湿性反转荆应用于低渗透油藏和底水油藏的开发过程时,能实现降水增油和提高最终采收率的目的.     

薄层边底水油藏水淹模式——以陆梁油田陆9井区呼二三油藏为例

薄层边底水油藏生产井来水关系复杂,投产后含水率迅速上升,无水采收率低,产量递减快,最终采收率低。以陆梁油田陆9井区呼二三油藏为例,在对全区历史拟合的基础上,建立了概念模型,采用正交试验方法研究了薄层边底水油藏水淹模式的参数敏感性及油水分布特征,结合全区数值模拟结果及动态资料,将该类油藏水淹模式分为注入水加强底水水淹型、注入水窜进水淹型、底水锥进水淹型、边水侵入水淹型和复合水淹型5类,并分析了各种水淹模式的指标界限。应用水淹模式指标界限对研究区50口生产井进行水淹分析,经现场分析及数值模拟验证,准确率达84.8%。     

提高底水油藏采收率的综合处理技术

通过底水油藏模型试验,研究了在注水井进行弱凝胺调驱、在生产井注入堵剂隔板,以及在注水井进行弱凝胶调驱的同时在生产井注入堵剂隔板的综合处理对采收率的影响。进行弱凝胶调驱、采取堵剂隔板及综合处理时提高采收率分别约为20％,25％和30％。试验结果表明,综合处理技术抑制底水锥进提高采收率的效果好于任何一种措施单独作用的效果,是一种抑制底水水侵的有效措施,在底水油藏提高采收率中将会有广泛的应用前景。     

底水油藏CO_2控水实验

文中采用物理模型的方法,分别研究了CO_2驱替水相和油相的效果、CO_2压水锥后油相和水相渗流能力以及CO_2控水稳油效果;分析了底水油藏注入CO_2控水的主要机理,并对控水效果进行了评价。实验结果表明:在相同注入压力下,注入的CO_2气体驱替水相的能力较强,对油相的驱替能力较弱;通过注入CO_2气体压水锥后,地层水被推至地层深处,油相的渗流能力增加,而气体的贾敏效应会导致水相的渗流能力降低;对于非均质性严重的底水油藏,CO_2控水效果具有一定局限性。     

底水油藏水锥高度计算方法及应用效果分析

底水锥进是贯穿底水油藏开发过程中的核心问题,特别是以采出水为注入介质进行注水开发的底水油藏中,如何定量识别水锥高度,对于油井见水类型的判断和治理具有重要的意义,本文在进行水体定量化模拟的基础上,采用与矿场实践符合度高的油藏工程法,对水锥高度进行了定量化计算,并针对不同类型见水井开展针对性的开发调整工作,取得了阶段性效果。     

无夹层底水油藏注水开发图版建立与应用

针对无夹层底水油藏能否通过注水实现驱油的问题,利用渗流力学基本公式进行推导,考虑注入水到达底水所需的最长时间和最短时间,得到注入水实现驱油或者保压的理论公式,建立无夹层底水油藏注水开发的理论图版。研究结果表明：无夹层底水油藏注水开发要实现注水驱油,必须增大注采比、缩小注采井距。以渤海Q油田西区无夹层底水油藏为例,实际生产数据验证了该理论图版的可靠性。该研究成果对无夹层底水油藏的注水开发具有重要意义,为该类油藏合理注采比及注采井距的确定指明了方向。     

底水油藏侧向调驱提高采收率工艺优化

为了解决底水油藏油水接触面较大、优势通道发育、生产井见水过快导致产量急剧下降的难题，采用底水油藏可视化物理模型及驱替实验系统，设计交联聚合物侧向调驱实验方案，以采收率增值为评价指标，对侧向调驱施工参数进行优化。研究结果表明，交联聚合物注入量为0.3 PV时，单位体积侧向驱采收率增值达到133.93%；注入时机为含水率低于50%时，交联聚合物在油水界面处展布效果好，采收率增值高达55.17%。采用水平井注/水平井采方式，交联聚合物在油水界面处形成隔板半径更大，侧向驱采收率增幅40.18%；油水厚度比从0.5增大至2.0，交联聚合物的隔板作用越显著，采收率增值从26.86%增加至49.67%。研究证实了底水油藏应用侧向调驱的技术可行性及潜力，为底水油藏高效开发提供技术支持。     

一种提高底水油藏采收率的新技术

通过底水油藏模型试验,研究了单独在注水井进行弱凝胶调驱、单独在生产井打入堵剂隔板对采收率的影响以及在注水井进行弱凝胶调驱的同时在生产井打入堵剂隔板,进行综合处理对采收率的影响。研究发现这种综合处理种技术抑制底水锥进提高采收率的效果好于任何一种措施单独作用的效果,是一种抑制底水水侵的有效措施,在底水油藏提高采收率中将会有广泛的应用前景。     

边底水油藏开采机理与含水上升规律

针对靖安侏罗系边底水油藏的开发特征,以边底水生产开采机理和控制底水锥进的理论方法为指导,根据油藏动态分析研究,结合数值模拟结果,分析了新52井区边含水上升规律,研究了井区含水上升影响因素,提出人工注水是油藏实现＂控水稳油＂和高效开发的有效途径。新52井区注水开发延缓边底水锥进的效果,有效减缓了油田含水上升,确保了油藏的稳产开发,为油藏中后期开发调整积累了经验。     

考虑启动压力梯度的低渗压敏底水油藏产能及水锥预测方法研究

控制底水锥进和确定油井合理产能是底水油藏开发面临的核心问题,前人预测产能时未考虑启动压力梯度、压力敏感效应等因素的影响,导致油井产能、见水时间的预测结果与实际情况相差较大,不利于油井的高效开发。基于流体在低渗透多孔介质中的渗流特征,建立了一种低渗透底水油藏考虑启动压力梯度、压力敏感效应等因素的油井水锥及产能预测方法。矿场试验表明,该方法预测结果更接近于油井实际情况,可以用来预测低渗透底水油藏油井初期产能、确定合理生产压差和预测底水突破时间,对于低渗透底水油藏开发方案的设计具有重要指导意义。     

海上高含水稠油油藏治理对策研究

为探究海上高含水稠油油藏的治理方法,针对海上稠油油藏储层物性好、水利能量充足、单井产液量高、原油黏度高和油井高含水等特点,通过建立井组地质模型,采用油藏数值模拟方法,研究不同驱替开采方式和注采参数对抑制、延缓底水锥进的效果.研究发现:(1)针对海上稠油油藏的敏感性分析,注入介质＞地层倾角＞渗透率韵律＞级差;(2)0.2...     

碳酸盐岩底水油藏控水技术研究进展*

我国碳酸盐岩油藏大多底水发育,由于底水锥进导致油井含水快速上升,严重情况下造成油井水淹。控制碳酸盐岩油藏底水快速突破成为近年来研究热点问题之一,因此有必要对碳酸盐岩油藏底水控制技术进行梳理和总结。综述了碳酸盐岩底水油藏油井出水特征及机理、控水工艺以及控水或堵水材料,总结了无机材料、聚合物溶液或凝胶等控水材料及工艺的研究进展及面临的问题,展望了纳米复合材料在低渗碳酸盐岩油藏控水中的应用前景。图7参60。     

渤海Q油田隔夹层发育底水稠油油藏精细注采技术

渤海Q油田底水稠油油藏隔夹层发育区域水平井提液效果差、注入水驱油效果不明显,针对该问题开展了精细注采技术研究。采用油藏工程方法,推导了隔夹层参数对产量影响大小的控制系数的表达式,结合油水两相渗流产能公式研究了隔夹层对产液量的控制作用;通过数值模拟和正交试验分析了注入水驱油效果差的原因,研究了隔夹层对注入水驱油的影响;针对笼统注水隔夹层上、下部吸水极度不均的情况,提出了依托隔夹层的层内分段注水新技术,并确定出了分段注水时各注水段的最优注采比。隔夹层发育底水稠油油藏精油注采技术在渤海Q油田进行了现场应用,取得了很好的效果。研究与实践表明,相同含水率条件下,产液量越大所需生产压差越大;对于隔夹层发育的底水油藏,"层内分段注水+大泵提液"高效开发模式具有很好的增油效果,可为海上稠油油藏高效开发提供理论依据和生产经验。      

ICD在曹妃甸油田水平井完井中的适用性研究

渤海湾地区曹妃甸油田的大部分水平井投产后就出现高产水现象,到目前为止,该地区有大量水平井己处于中、高含水期,高产水己成为降低该区块产量的主要原因。如何采取合适的措施降低产水量和提高产油量成为大家关心的问题,为了解决这一问题,相关学者引入ICD工具来控制水的产量,并采用数值模拟的办法模拟ICD在井下工作状况,并实例对比了采取ICD完井和不采取ICD完井这两种情况下水平井产水情况。模拟计算结果表明:沿水平段地层渗透率的不均质性是造成水平井段局部水锥进的主要原因;优化完井方式能够延迟水平井段进水;ICD适用于类似曹妃甸油田这种薄油层、强底水驱油田的控水措施。     

热水驱开采高凝油数模研究

方法 利用数值模拟方法，研究了热水驱开采高凝油油藏中注水温度对油藏温度、油层开采效果、注水井井底压力及油层吸水能力等的影响。目的 掌握不驱开采高凝油的一般规律，为提高热水驱开采效果作参考。结果 在高凝油油藏中，注水温度影响地层半径有限。当注水温度在析蜡温度以下，原油中的蜡晶析出，堵塞孔隙介质通道，渗流阻力增大，注入进进底压力下不去，注入速度上不来，导致油藏中能力低；注水温度在析蜡温度以上，渗流阻小     

底水油藏水平井水脊脊进规律

利用油气藏数值模拟软件,研究了水平井底水突破的位置。根据水平井的产量公式,推导出与垂面径向流的渗流阻力相应的生产压差。假设垂面上的生产压降满足对数分布,可得到考虑重力影响的底水脊进速度公式,并推导出油井的见水时间方程。最后,用实例验证了该方法的可靠性。研究表明,底水首先从水平井中部突破,并且随着生产时间的延长,底水脊进的速度会加快。合理增大水平井的水平段长度和避水高度,可以推迟油井的见水时间。     

砂岩底水油藏开采机理及开发策略

利用数值模拟方法研究分析了采油速度、油层沉积韵律、垂直水平渗透率比、夹层大小及位置、边底水能量、不同油水粘度比、井距、射开程度、毛管压力等对砂岩底水油藏开采效果的影响,同时对有夹层存在时K_v/K_h值对底水上升速度及形态的影响进行了精细模拟研究.研究表明：影响底水锥进的主要因素是采油速度、垂直水平渗透率比、油水流度比、夹层;砂岩底水油藏底水推进一般以平托为主.文中提出了相应的开发策略.     

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底水锥进会导致气井产能急剧下降，因此底水气藏通常采用避射水层、限制生产压差的方法防止底水锥进。但对于低渗透底水气藏，其临界锥进产量很小，有时甚至低于单井经济极限产量，无法实现经济开采。章针对此类气藏，提出了射开水层、气水合采的新方法，将储层气水两相渗漉转换为井筒两相管流，降低了气井生产过程中的能量损失。数值模拟计算结果表明，对此类气藏有针对性的气水合采，不仅可以提高气藏的最终采收率，还可以延长气井的稳产期。该方法适用于对底水分布认识相对清楚、底水能量不是很大的底水气藏，也适用于层间水气藏，其经济可行性还取决于地面水处理费用。