非均质油藏分层配水理论

多层非均质油藏纵向上一般渗透率差异比较大,吸水能力也不相同,目前多采取分层注水提高采收率技术.从油藏工程方法角度出发,推导了一级两段分层配水情况下,水嘴选择的油藏工程表达式,建立了储层渗透率差异和水嘴选择之间的关系;建立了分层注水时水嘴直径与附加压降、表皮因子、流量的关系式;利用数值模拟方法,计算不同水嘴直径、不同渗透率级差下,分层注水的采收率;研究了分层注水对提高采收率的效果和规律.模拟结果表明,当隔层遮挡能力很好时,水嘴直径存在一个最优值,随着渗透率级差的增大,控制注水层位的最优水嘴直径减小,分层注水效果更为明显.这种方法能够方便、准确地进行分层配水,为油藏工程数值模拟计算提供了理论支持.     

免释放测调联动高压分注技术及在欢北油藏中的应用

欢北低渗透油藏是一个注水开发油藏,储层渗透率低、非均质强,注水井纵向上存在吸水严重不均的问题,严重限制了区块水驱开发效果的进一步提高。常规高压分层注水技术受井口压力高、层间级差大及单泵增注管柱蠕动加剧的影响,一直存在坐封压力高、分注有效期短及验封测试困难等问题。为改善注水井吸水剖面,提高储层动用程度,2012年以来开展了免释放测调联动高压分层注水技术的研究与应用,实现了高压注水井长期有效注水,油藏注水开发效果得到明显提高。     

基于均衡驱替的分段注水层段划分及合理配注方法

分层注水是减少层间干扰、缓解层间矛盾的重要手段,对于纵向层系较多的油藏来说,将储层物性相近的若干层组合,实施分段注水是现场常用且有效的措施。以层间吸水指数级差为注水层段划分指标进行层段划分;根据Buckley-Leverett非活塞式水驱油理论,以实现均衡驱替为目标,建立分段配注量的计算方法,编制计算程序,并用数值模拟模型进行验证。计算结果表明:以层间吸水指数级差作为注水层系分段指标具有科学性;各段配注量分布受储层物性、调控时间、剩余油饱和度影响;调控时间越长,各段间单位厚度配注量差异越小,达到均衡时的含水饱和度越高;段内平均含水饱和度越大,单位厚度配注量越小;层间吸水指数越大,单位厚度配注量越小。     

苏北油田分层注水工艺技术现状及对策

苏北腰滩、台兴油田属低渗透油藏,在纵向上渗透率级差大,分注层间压差在20 MPa以上,分注调配很难满足地质需要;偏心分注后期投捞测试难度大,调配工艺成功率较低;油套分注无法满足注水井洗井的需要,且该分注工艺会对套管造成一定的损害。通过对苏北油田分层注水工艺技术现状进行分析,找出分层注水工艺存在的主要问题,提出苏北油田分层注水工艺下步对策。     

超低渗油藏分注地质标准及注采剖面劈分方法探讨

超低渗透C油藏,砂体叠合程度高,非均质性强、层间层内干扰大,注入水不均匀推进,给油藏高效开发带来了一定难度,本文通过分注地质标准和注采剖面劈分方法的进一步研究,目的为分层注水技术政策的完善,提高分层开发区油藏开发水平,以及在同类油藏的进一步推广提供技术支持。     

特高含水后期油藏细分注水界限研究——以胜利油田整装油藏为例

目前细分注水界限以油藏地质静态参数为主,已不能满足特高含水后期油藏细分注水的要求。综合考虑油藏动静态因素对细分注水的影响,建立特高含水后期细分注水级段数优化模型。研究表明,3级4段为最优层段分级策略,且段内剩余油饱和度级差应控制在1.2以内。将饱和度级差划分为1.00～1.05,1.05～1.10,1.10～1.15,1.15～1.20共4个范围,建立3种不同的模型,分别优化了段内渗透率级差、小层个数和砂岩厚度界限,并对界限标准进行了公式回归。结果表明,层间剩余油饱和度级差越大,细分注水界限标准越苛刻。该研究结果为胜利油田整装油藏特高含水后期细分注水提供了理论依据。     

超低渗透油藏长8区块欠注井综合治理对策研究

长庆油田姬塬刘峁塬长8油藏是典型的超低渗透油藏,区块平均渗透率在0.3mD以下。区块2009年投入注水开发,投注初期注水压力超过20MPa,且部分注水井长期达不到配注要求,实施压裂、酸化等增注措施后,仍然欠注;区块还存在局部异常高压带,注水压力超过22.5MPa,给区块长期稳产带来影响。针对这一现状,开展了欠注井综合治理对策研究。通过研发新型降压减阻剂来对区块进行整体降压;优选出适合于超低渗透油藏的单井增注措施工艺和局部增压措施,解决了部分措施无效井和局部异常高压带导致的注水困难的问题。通过矿场试验取得了很好的效果,共解决了55口井的欠注问题,日增注998m3,有效地解决了超低渗透油藏的高压欠注问题,为超低渗透油藏高压欠注问题提供了新的思路及借鉴。     

特低渗透多层油藏水驱前缘研究

特低渗透多层油藏在注水开发时由于各储层物性和流体特征存在差异,会引起各储层注水推进速度不同.利用特低渗透油藏渗流理论建立理论模型,推导了多层油藏考虑油相和水相启动压力梯度的水驱前缘计算公式,分析了渗透率级差、注采压差、注采井距、地层原油粘度对注水推进速度的影响.并针对注采井距的影响,首次提出了无因次水驱前缘的概念.研究结果表明,渗透率级差越大,渗透率相对较小储层的水驱前缘推进越慢;随着注采压差的增大,渗透率相对较小储层的水驱前缘推进速度逐渐增大,但增幅逐渐变缓;随着注采井距的增大,渗透率相对较小储层的水驱前缘推进速度逐渐变快,但无因次水驱前缘却逐渐变小;随着地层原油粘度的降低,渗透率相对较小储层的水驱前缘推进速度逐渐变快,且增幅逐渐变大.     

纵向渗透率级差对水驱油特征的影响实验研究

为了研究不同渗透层位渗透率级差对各层驱油特征的影响,开展了不同渗透率级差的岩心并联驱替实验。结果表明,液流速度总是随着驱替压差的增大而增大的,高渗透岩心总是比低渗透岩心增加的更快些;岩心流速级差明显要大于渗透率级差;渗透率级差越大,流速级差和驱油效率级差越大;渗透率级差越大,低渗层启动压力越大,低渗层越难动用。在多油层共同进行开发时,应对高低渗透性层位进行合理的划分,尽量避免将渗透率级差过大的层系划分为统一开发层系进行开采。     

低渗透油藏储层非均质性评价与井网调整新方法

为了进一步改善低渗透油藏非均质储层的注水开发效果,应用油藏工程方法研究了渗透率非均质性与注水开发井网几何形式的耦合作用,引入了渗流因子及渗流因子变异系数,提出了低渗透油藏非均质储层注水井偏移的井网调整新方法,并应用黑油模型数值模拟技术对其进行了适应性评价。将注水井沿井排方向偏移一定距离,井组内渗流因子变异系数降低,且随着砂体渗透率级差的增大、井网内横切比的减小,注水井向低渗砂体方向的偏移距离逐渐增大。注水井偏移最佳距离后,井组产油能力提高了5.6%,含水率下降了3.7%,明显提高了水驱开发效果。提出的非均质性评价方法及注水井最佳偏移量计算式,为低渗透非均质储层注水开发时的井网调整提供了新思路。      

低渗透油藏不稳定注水岩心实验及增油机理

根据长庆油田低渗透油藏典型储集层特征,开展并联岩心和双层岩心实验,模拟非均质低渗透油藏不稳定注水驱油效果。由于岩心实验可视性较差,建立层间非均质和层内非均质数值模拟模型,依据渗流场变化,揭示不稳定注水增油机理。结果表明,对于层间非均质储集层,相较于连续注水,不稳定注水能够促进较低渗透层水驱前缘推进,发挥毛细管力驱油作用,提高较低渗透油层采收率,其中短注长停方式的采收率提高幅度最大;对于层内非均质储集层,不稳定注水能够在储集层中产生压力振荡,使较高渗透层和较低渗透层之间发生流体交渗,增大注入水在较低渗透层中的波及,提高较低渗透层采收率,从而提高油藏总采收率。     

提高分注井作业成功率工艺研究与应用

分层注水是解决油田开发过程中层间矛盾,实现有效注水,提高水驱动用程度及采收率的重要手段,而分注井作业的成功与否直接关系到分层注水效果的好坏。本文通过对长庆超低渗透油田分注现状进行调研,分析了影响超低渗透油藏分注井作业成功率低的主要原因,并针对存在问题开展了小卡距分注、免投死水嘴以及测调一体化工艺研究与应用,现场试验成功率100%,有效地提高分注井作业成功率。     

低渗透油藏分层注采对应技术研究与试验

长庆油田低渗透油藏在纵向上表现为多套小层叠合,受超前注水、笼统注水等因素的影响,两层笼统合采油井层间压差较大,层间矛盾突出,因此开展分层注采对应技术研究。试验应用了桥式同心分层注水工艺,大大提高了分层测调施工时间、分层配注合格率。将现有的分层采油工艺技术进行优选、改进、创新,确立了"级差式防气分采泵+补偿封隔器"的分采工艺。在旗06-36井现场试验后,累计增油649t,有效期409d,实现了控制主力油层产量,发挥非主力油层的生产潜力,达到了合理开采各油层的目的。     

特低-超低渗透油藏注水开发影响因素分析及储层吸水能力评价

为特低-超低渗透油藏选择合适开发方式以实现高效开发,建立了一种以注水井注入能力和采油井见效情况为标准的储层评价方法。在分析特低-超低渗透油藏储层敏感性及其影响因素的基础上,利用实际生产动态资料采用视吸水指数对注水井的储层吸水能力进行分级;根据视吸水指数与各测井曲线的相关性分析结果,建立储层分类图版,将储层分为3类,确定了各类储层的物性下限。不同油藏储层物性下限不同,这种差异主要受储层水敏性差异影响。通过建立水敏指数与各类储层渗透率下限关系图可知,水敏指数越高,注水开发储层渗透率下限越高,储层水敏指数与储层渗透率界限呈指数关系;根据各类储层的渗透率及水敏指数的分界线,可将特低-超低渗透油藏划分为3类储层区,Ⅰ、Ⅱ类储层较适合注水开发,Ⅲ类储层需要探索新的地层能量补充方式。     

刘峁塬长8油藏提高压裂措施效果方法研究

姬塬油田刘峁塬长8油藏是典型的超低渗透油藏,区块平均渗透率在0.3 mD以下。该区块2009年投入注水开发,投注初期注水压力超过20 MPa,且有部分注水井长期达不到配注要求,采取压裂、酸化等降压增注措施后仍然欠注。针对该问题,开展了新型降压增注剂研究。通过室内实验,分析该区块的高压欠注机理后得出:区块欠注原因为储层物性差,渗透率低,注入水和储层存在强水敏效应,注水过程中存在贾敏效应,注入水与地层水不配伍。根据欠注原因研发了具有酸性、降黏、防膨、防垢、除垢能力的新型降压增注剂。通过矿场注水站投加6个月后,70%的注水井压力平均下降0.8 MPa,单井日注水量从8 m3增加到25 m3,取得了较好的降压增注效果。新型降压增注剂为解决超低渗透油藏高压欠注问题提供了新的思路,为提高区块压裂措施效果提供了新的方法和借鉴。     

层间非均质油藏物理模拟结果在流动单元划分中的应用

研究了单层均质在实验室条件下采出程度、不同渗透率级差两层非均质和三层非均质储层在合注条件下,各个小层的采出程度与渗透率级差的关系。研究结果表明对层间非均质储层,合注条件下高渗透层的采出程度基本不受其他层位的干扰,中低渗透层的采出程度取决于该层位渗透率和高渗透层之间的渗透率差异。高渗层渗透率与中低渗透层位渗透率比值3是采出程度与渗透率比值关系曲线的拐点,渗透率比值小于3,中低渗透层采出程度大幅度增加。该研究结果对于碎屑岩储层流动单元划分具有重要意义,给出了流动单元划分时渗透率的界限。     

早期注聚油田渗透率级差对剩余油分布规律影响研究

渤海X油田为早期注聚油藏,纵向厚度大,非均质性强,进入双高阶段后纵向各层剩余油分布异常复杂,稳油控水难度大.利用数值模拟方法,开展不同渗透率级差下早期注聚油田剩余油分布规律研究.结果表明:水驱阶段,随着渗透率级差增大,注入水会增加对模型中上部中高渗层的驱替程度,渗透率级差越大,增加幅度越大,模型顶部剩余油的富集程度越小...     

低渗透油藏差异开发技术研究与实践 ——以济阳坳陷博兴洼陷为例

为提高低渗透油藏储量动用率和原油采收率,在总结博兴洼陷低渗透油藏研究成果及各种资料的基础上,依据低渗透油藏的地质特点和储层物性特征,通过理论研究和室内实验相结合的方式,研究了低渗透油藏的渗流机理,因不同渗透率级差低渗透储层流体渗流特征不同,将低渗透进一步细分为普通低渗透、特低渗透、超低渗透。对开发难度大的特低渗透、超低渗透油藏采取了常规注水开发、小井距注水开发、大型压裂弹性开发、气驱开发和长水平段水平井非常规开发等一系列差异开发技术,取得了明显的技术进展,并对这些技术在低渗透油藏开发的适用性进行了评价。研究认为,博兴洼陷低渗透油藏内的流体均具备一定的流动能力,通过差异开发技术改善渗流特征,可以实现有效动用。     

低渗透纵向非均质油层水驱波及规律实验研究

多层非均质油藏普遍存在层间矛盾,导致低渗透层动用程度、水驱波及程度及采收率低,纵向非均质性严重影响了低渗透油藏的高效开发.通过单岩心水驱油、岩心组合模型水驱油实验,结合多层非均质油层注水量劈分公式和水驱波及系数计算方法,研究了渗透率级差对水驱波及规律的影响.结果表明:岩心组合模型的吸水量分配符合多层非均质油藏吸水量劈分理论公式,岩心组合模型可以较为准确地反映非均质油藏的水驱波及规律;随着岩心组合模型渗透率级差的增大,高渗透层的吸水量比例逐渐增加,当渗透率级差大于9时,注入水几乎无法波及低渗透层.     

非均质油藏分层配注水嘴优选方法研究

研究了非均质油藏注水井分层配注水嘴与各小层分注量、分注压力及各小层物性的关系,对各小层调配前、后注水量变化规律与调配水嘴选配问题进行分析,建立了适合非均质油藏分层配注水嘴优选的方法。将配水嘴优选软件在39口井上推广使用,测试层段配注符合率91.3%,比原来提高了10.5%,平均测调周期81.1 d,比原来延长了23.8 d。对胡状油田分注水井的32个层段配水嘴进行优化计算,并与实际测试情况进行对比分析。分析结果表明,实际注水量是稳定后的平均日注水量,最大误差10%,最小误差2%,平均误差3.31%。