二类油层注入压力与见效的关系

大庆油田二类油层A区块采出井见效有一定差异性,其变化规律与井区注入井注入压力有关。注聚3个月后注入压力即达到注聚前允注压差的80%以上井区采出井见效最快,但是含水下降幅度小,低含水稳定期短;注入井压力上升速度缓慢井区采出井见效相对滞后,但含水下降幅度较大,低含水稳定期相对较长;注聚后压力没有明显上升井区采出井见效滞后,注聚后12个月以上注入压力才达到注聚前允注压差的80%以上井区采出井见效最晚。采出井见效受到注入压力变化影响,其主要原因在于两方面:一是注入井压力升幅速度影响注入能力;二是注入井压力升幅速度影响剖面动用和改善的程度。     

聚驱全过程开发规律研究及效果评价

该项目通过借鉴大庆萨中开发区1996年注聚的北一二排西、北一区中块和断东中块三个工业区块聚驱全过程现场动静态资料,根据区块注入全过程动态变化反映划分了聚驱开发阶段,分析与对比了不同聚驱开发阶段动态指标变化,找出了在不同聚驱阶段各项动态指标变化特点,研究了影响区块聚驱开发效果的主要因素,应用动态分析法研究了不同类型井对聚驱增油效果的影响,对注聚区块开发效果进行了评价,形成了一套较全面、完备的注聚区块开发效果评价方法。这些方法的建立与使用对其他工业区聚驱效果评价具有一定指导意义。该项目通过研究取得了以下几方面…     

北三东注聚末期高浓度注聚效果分析

本文通过对注聚末期高浓度注聚可行性的研究，及对高浓度注聚参数进行了优化，并在北三西东块注聚末期开展了现场试验，总结了适合高浓度注入的油层条件、注入时机以及高浓度驱见效特点。通过不断优化段塞组合，及时跟踪调整，有效地控制了油井含水上升速度，进一步提高了采收率，对改善区块注聚末期开发效果，起到了重要的指导作用。     

对不同注聚阶段油井提液的认识

从注聚初期到见效高峰期,聚合物驱油过程中,含水率变化曲线具有明显的"漏斗"现象,即注聚合物一定时间后,含水率开始下降,当含水率下降到一定程度后,产出液中含油率很高;在见效后期,注入压力逐渐下降,地层供液能力逐渐得到恢复,此时含水逐步上升,聚合物驱效果变差直至恢复到水驱水平。理论分析认为,聚驱见效后,含水下降初期是提液的最佳时机。统计93口聚驱采出井所采取的提液措施效果,平均单井日增液量54 t,日增油量11 t,含水下降2个百分点,沉没度下降293.1 m,得出以下认识:受聚合物驱阶段性影响,不同见效阶段提液效果存在一定差异;采出井见效后含水下降5～10个百分点时提液效果最好。     

改善二类油层聚合物驱开发效果的途径

通过对已开展的二类油层注聚试验区和工业化区块的动态反映特征分析,指出二类油层在聚驱开发过程中存在着注入能力差、产液能力低、见效含水低值期短、聚驱平面矛盾突出等问题。从实践的角度总结了改善二类油层聚合物驱开发效果的主要途径。二类油层聚合物驱通过严格控制注聚对象,可以减少层间差异;通过采取细分层系、缩小井距、完善注采系统以及优化注聚方案等技术措施,可以取得较好的开发效果。     

大庆油田二类油层聚水同驱可行性研究

针对大庆油田二类油层聚驱过程中出现的同层段平面上聚驱和水驱共存的开发格局进行聚水同驱可行性研究.通过数值模拟和物理模拟手段研究不同注入方式、不同接触关系、不同注入速度比等因素对聚水驱接触带开发效果的影响.采用萨北开发区北二西块二类油层聚水同驱单元建立实际模型,结果表明聚水同驱为最佳开发方式,在保证压力平衡的前提下聚水同驱不会影响聚驱效果,利用水驱井还可完善部分聚驱井点注采关系,改善区块的整体开发效果.     

小断块普通稠油高效聚合物驱跟踪调整技术及应用——以河南古城油田泌124断块下层系为例

以典型的小断块普通稠油油藏——古城油田泌124断块下层系为例,通过开展油藏规模的聚合物驱跟踪数模研究,优化注入、采出相关敏感参数指导聚驱跟踪调整,采取适宜的井网井距,优选时机调剖,及时有效的防窜措施,适时调整注聚浓度,注聚井实施油套分注等高效跟踪调整技术,使该块聚驱取得了十分理想的增产效果,见效高峰期时日产油由注聚前的47.5 t/d增至80 t/d,综合含水由注聚合物前的83.6%下降至最低68.0%,阶段吨聚合物换油指标达到47.7 t/t,提高采收率5.7%,取得了很好的开发效果。     

提高二类储量高温聚合物驱开发效果对策研究——以双河油田V上层系为例

双河油田V上层系是河南油田第一个二类储量高温聚合物驱先导试验区块,通过采取优化聚驱井网,提高井网控制程度;利用油藏数值模拟方法优化聚合物注入参数;注入聚合物前调剖封堵大孔道;见效油井及时提液等对策,使该区块日产油由注聚前125t增至182t,综合含水降低了3.3个百分点,阶段累积增油2.35×10^4t,聚合物驱阶段开发取得了明显的降水增油效果,形成了一套提高二类储量高温聚合物驱效果的作法,对二类储量聚合物驱推广应用有借鉴意义。     

改善聚驱开发效果、延长有效期的做法

对1996年开始注聚的大庆油田北一区断东中块和1998年注聚的北一区断东东块的产油，产水等开发指标变化特征进行了分析，总结了在聚驱见效过程中的不同阶段所采取的相应措施及对策，研究研究了该区块地质，开发等条件对开发效果的影响，通过综合分析及措施调整，改善了聚驱开发效果，延长了有效期，为今后在同类地质条件下进行聚驱开发提供了实践依据。     

关于聚合物驱分注时机的探讨

根据南二、三区东部聚合物驱开发工程中的分层注入实践，应用数值模拟手段，注入井分注时机、层段注入强度对开发效果的影响进行探讨。在地质模型建立过程中，共分9个模拟层。在注聚初期，主力油层内部聚合物驱的调剖作用表现较为明显，但进入含水回升阶段后出现剖面反转现象。注入井在含水稳定阶段、含水回升阶段实施分层注入可提高区块整体开发效果，不同阶段分注均比全过程笼统注入提高采收率1．5％-1．7％。由于在含水下降阶段和含水稳定阶段实施分注，一定程度上控制了主力油层的注入强度，动用程度难以进一步提高，采收率提高值略低于含水回升阶段分注。随着低渗透层段注入强度逐步增大，在不同阶段实施分注，模拟区采出程度均得到提高，提高值在0．37—1．7个百分点之间，但随着高渗透层段注入强度下降，采出程度呈下降趋势。     

注聚合物速度对提高原油采收率的影响

通过对孤岛油田注聚合物先导区,孤岛油田注聚合物扩大区,孤东油田注聚合物扩大区注聚合物驱油效果的研究,认为聚合物溶液粘度受剪 切速度的影响,在地层中的滞留情况与现场注入速度有关,年平均注聚速度高的区块见效早,早期采收率提高幅度高,但最终采收率低于年平均注入速度低的区块,因此,应根据各区块地质特点适当控制注入速度,以减少由于剪切,滞留待地聚合物粘度造成的影响,达到提高原渍采收率的目的,该三个区块注聚驱获得的成功经验为胜利油区其它同类油田开展聚合物驱油提供了重要依据。     

孤岛油田中一区聚合物驱油井见效特征及影响因素

孤岛油田进行了聚合物驱试验 ,取得了明显的降水增油效果 ,注聚区内油井单井见效特点不同 ,按单井含水的变化划分为 4种类型 :“U”字型 ,单层生产 ,油层厚度较薄 ,含油饱和度高 ,具有含水下降幅度较大、见效时间长、累计增油量高、见聚较晚等特点 ;“V”字型井 ,多出现在油层厚度大 ,油层层内、层间非均质性强的区域 ,其含水下降幅度较小 ,见聚早 ,且大多见效同时见聚 ;“W”字型井 ,多为边角井 ,注采关系不稳定 ,含水下降幅度小 ,增油量较差 ;不见效型 ,受水驱干扰大 ,未见增油降水效果。每种类型的影响因素不同 ,主要影响因素是储集层性质、剩余油饱和度、注采关系等。图 1表 1参 2 (蔡燕杰摘 )     

孤岛油田聚合物驱油藏动态管理方法

孤岛油田已投入注聚合物驱7个区块，注聚合物开发8年来，在完善注射区注采系统，处理极端油压井，治理层系间窜漏等方面进行了深入分析研究和矿场实践，形成了一些比较合理的方法和配套技术，同时运用数模技术在优化注聚参数，合理提液时机和提液幅度，对外围水井降水降压加快边角井见效的时机和幅度等方面进行了深入的研究，并且把研究成果及时的运用于矿场注聚油藏的注采调整和现场管理工作中，明显的改善了注聚开发效果。     

海上稠油油田弱凝胶调驱效果评价及研究——以渤海N油田为例

油田开发后期逐渐出现含水上升快、区块层间动用不均衡等问题,为进一步提高低渗储层水驱动用程度,控制高渗层含水上升速度,对渤海N油田开展弱凝胶调驱试验,建立渤海稠油油田弱凝胶调驱效果评价体系,分析弱凝胶调驱见效特征。同时针对不同井组开发效果差异,分析影响弱凝胶调驱的因素,得到渗透率级差、注水井距边水距离、地层原油黏度、连通性、注入浓度和黏度、注入速度和注入时机等因素与调驱效果的关系。     

注聚末期及后续水驱综合调整方法及效果

随着注聚规模不断扩大及深入,一些区块经历了空白水驱、注聚未见效期、见效期、含水低值期、含水回升期及后续水驱,已完成了聚驱全过程的开采.从已完成注聚区块不同阶段产油量比例中可以看出,聚驱后期含水回升期及后续水驱由于开采时间长,阶段产油量占40%左右,因此聚驱后期的综合调整对整个聚驱开发起着重要的作用.     

基于含水变化规律的聚合物驱注入参数优化

目前聚合物驱调整措施和参数优化的具体研究方法中,很少有针对单井注聚效果开展的研究,缺乏可借鉴的技术经验。将聚驱含水变化曲线划分为4个阶段,分别为未见效期、含水下降期、持续见效期和含水回返期;同时利用见效时间、含水降低幅度和见效有效期3个参数,定量表征含水规律。通过综合数值模拟和数理统计学方法找到不同含水阶段的主控因素,并且基于多元回归方法,得到主控因素与含水定量表征参数的数学模型,从而建立了不同含水阶段聚合物注入参数的优化决策模型。研究结果表明,未见效期,要以建立阻力系数为核心,开展均衡注采措施;含水下降期,要以提高注入速度为核心,开展引效促效措施;持续见效期和含水回返期,要以改变聚合物浓度为核心,开展差异化注入。渤海SZ油田根据每口油井含水所处的阶段,实施“一井一策”,2019年实施了10井次聚驱参数优化,累增油2.4×104 m3。     

注聚末期及后续水驱综合调整方法及效果

随着注聚规模不断扩大及深入，一些区块经历了空白水驱、注聚未见效期、见效期、含水低值期、含水回升期及后续水驱，已完成了聚驱全过程的开采。从已完成注聚区块不同阶段产油量比例中可以看出，聚驱后期含水回升期及后续水驱由于开采时间长，阶段产油量占40％左右，因此聚驱后期的综合调整对整个聚驱开发起着重要的作用。     

复合离子聚合物深度调剖试验效果

通过大庆油田萨北开发区注聚合物前进行的复合离子深度调剖试验,表现出了调剖井注入压力、PI值明显上升,高渗透层渗透率变差,注入剖面得到改善且稳定时间长;产出井产出剖面连续得到改善,产液指数下降幅度较,见效时间较聚驱提前等动态变化特征。分析了线状注水井组和特高含水井见效明显的原因。论证了该项技术在聚驱开采区块推广应用的必要性。     

聚驱产液量下降幅度与注采比的关系

1．问题的提出 在聚驱开发过程中，日产液量都会随着采液指数的下降而有不同程度的下降，但各个区块产液量下降的幅度却差异很大。分析认为，产液量下降幅度的大小与区块的注采比密切相关，在合理确定聚驱开采模式的前提下，见效期间有条件的采出井合理安排增产措施，在提液的同时及时上调注入速度，能够有效预防区块注采比和产液量大幅度变化。     

聚驱见效特征与影响因素分析

南四区东部聚合物驱区块是大庆萨尔图油田的聚合物工业化区块,由于油层发育较南二、南三区明显变差,开发效果与方案预测有一定差距。通过对南四区东部聚驱注聚过程中的动态变化特征进行分析,总结南四区东部聚驱区块的主要见效特点,指出影响聚驱开发效果的主要因素,对指导今后聚驱开发工作具有重要意义。