萨尔图油田北三东注采系统调整的实践与认识

萨北开发区已进入特高含水期采油阶段,选取含水最高且水驱开发矛盾较为突出的北三区东部进行注采系统调整,探索特高含水期改善开发效果的新途径,这也是萨北开发区进入特高含水期后首次开展的大规模水驱调整。通过配套优化注采系统调整方法和跟踪调整技术,特别是将一、二次加密调整层系的注采系统调整与改善三次加密调整层系的开发效果相结合,进一步提高薄、差油层及表外层的动用程度,同时将注采系统调整与油水井补孔、局部区域钻打补充井及井网综合利用相结合,进一步完善单砂体注采关系,解决多层系多井网每件下的开发矛盾。     

喇萨杏油田层系井网现状及调整对策

喇萨杏油田具有储层多,砂体形态复杂,平面、纵向差异较大及非均质严重等特点,这决定了储层不可能在开发初期一次认识清楚,需要在水驱开发过程中逐步提高对储层的认识,并不断调整、改善油田的开发效果.喇萨杏油田的开发经历了基础井网、一次加密调整、二次加密调整、三次加密调整和主力油层聚合物驱油,目前已进入特高含水期开发阶段,基于喇萨杏油田萨中及以南地区多套水驱层系井网交叉的认识,提出对喇萨杏油田不同地区的油层实行"分类研究、分类挖潜",即对不同类型油层分别采用聚合物驱开采、注采系统调整与三次加密相结合等新的开发技术对策,为油田后期进一步提高采收率、改善油田开发效果提供有效调整途径.     

基于势函数的井网流线演变特征

在油田开发过程中,经常遇到井网调整问题,x油藏初期采用反九点井网开发,生产过程中高含水油井转注、同时采油井排排间加密,井网变为排状注采井网。而井网调整后注采井间的流场会发生改变,流体流动规律变得更加复杂。为了研究反九点井网至排状注采井网的流线演变特征,考虑储层非均质性和压实作用对势函数方程进行求解,得到反九点井网流线;进而结合实际井网的调整模式,得到了反九点井网转排状注采井网的流线模型,获得井网调整后的流线。研究结果表明,反九点井网的流线分割区位于排状注采井网的主要流动区,加密后,注入水与加密井之间的流线穿越了该部分区域,井网水驱控制程度得到改善,原先驱替效果差的区域受到注入水的波及。排状注采井网的不可动区域位于反九点井网的主流线区域,在反九点井网的开发过程中已经受到注入水的驱替。流线分布特征显示反九点井网边角井之间的流线分割区、排状注采井网原采油井排采油井与加密井之间的流线分割区以及加密前后流线分割区的叠合区水驱效果较差。研究揭示了反九点井网至排状注采井网的流线演变特征,为井网的二次加密调整提供了理论基础。     

大庆油田中区西部三次加密井注聚试验效果评价

随着大庆油田主力油层注聚面积的扩大，适合聚合物驱的一、二类油层剩余储量逐年减少，而多数地区已均匀部署二次加密井，单靠水驱增加储量较少。提出采用三次加密井水驱后补开一、二类油层以外的所有油层（主要是薄差层）注聚增加可采储量的方法，在中区西部密井网试验区内的一个“9注16采”井区开展注聚试验，通过对试验效果的分析，3类油层（①封堵厚油层后的原密井网调整对象，②原井网未射孔的薄差油层，③200m左右井距控制不住的窄小河迫砂体）注聚后均得到不同程度动用，总的吸水比例达57%，在100m井距条件下注低分子量聚合物，注聚后有效果度大于0.5m的油屋得到了有效控制，是聚合物驱的主要潜力层。中心井聚驱最低点含水86.78%，中心井含水最低点时日产油58t，与见效前相比日增油35t。综合含水下降9.4个百分点，用动态法、静态法、数模法综合评价中心井增加可采储量的结果表明，采用二次加密井注聚的方法预计可使最终采收率提高约4%，图2表2参5。     

油田三次加密井动用特点研究

油田水驱开发经历基础井网、一次调整、二次加密后,目前开始针对薄差层和表外储层实施三次加密调整,由于三次加密井开发的目的层岩性和物性较差,油层的纵向非均质性明显以及平面分布复杂等客观条件,决定了注水开发的难度越来越大。通过对油田某区块三次加密井油层动用特点进行深入研究,利用动、静态资料,深入分析油层发育特点,剖面动用状况,结合生产实际,从而达到有效减缓产量递减速度,提高经济效益,为今后开发此类油层提供技术借鉴的目的。     

大庆油田三类油层聚合物驱注入速度研究

注入速度是影响聚合物驱开发效果的重要指标,而由于假设条件的局限性,数值模拟方法无法体现聚合物溶液弹性对注入速度的影响。为了确定大庆油田三类油层合理注入速度,通过不同注入速度条件下的天然岩心驱油试验,对水驱和聚合物驱驱油效率进行了研究,结果表明,聚合物驱驱油效率提高值随驱替速度的变化可由二次多项式来表示。依据此关系式,由势的叠加理论得到的流体在油层中的渗流速度的基础上,建立了该类油层合理注入速度模型,并给出大庆油田三类油层在100 m注采井距下的合理注入速度为0.288 PV年/,该方法对现场开发方案编制有重要指导意义。     

杏六区中部葡｜1—3油层聚合物驱布井方式研究

杏六区中部在40多年的开发历程中,先后经历了基础井网、一次加密和二次加密调整。到2009年12月底,区块平均综合含水率为92．6％,处于特高含水期开采阶段。通过分析葡｜1-3油层动用状况和剩余油分布特征,提出了以该油层整体作为一套层系、利用分注工艺降低层间影响的聚合物驱开发方式：聚合物驱注采井距保持在150m或小于150m的范围,在原一次加密调整井排和二次加密调整油井排问布一排注聚合物井,形成采出井和注入井排,排距为100m,井排上并距为200m,注采井距141m的五点法面积井网。在此基础上,预测了开发效果和经济效益。该布井方式对类似油藏聚驱井网部署及调整具有一定的指导意义。     

优化二类油层聚驱注采关系的做法及认识

针对北二西二类油层聚驱方案编制过程中遇到的二类油层聚驱与三次加密水驱注采关系优化问题,通过明确分单元驱替方式,进行水聚区域的划分,研究得出相带接触方式和两驱注采关系优化的8种模式、6种调整方法,总结出优化两驱注采关系的射孔原则,使断层发育的北二西二类油层聚驱控制程度达到了81.7%,为提高二类油层聚驱效果提供了保证.     

杜239块吞吐后转蒸汽驱开发油藏工程研究

蒸汽驱开发是稠油油藏蒸汽吞吐后期改善开发效果、提高采收率的有效手段,并在齐40块中厚互层状油藏成功实施。与齐40块相比,杜239块油层厚度较大且油层组隔层条件较差,井间汽窜严重,因此如何合理划分开发层、设计注采井网,达到经济合理开发的目的是开发设计中的主要问题。本文系统分析了油藏汽驱设计中的主要矛盾,有针对性的优化设计了一套注汽井网二套采井网的注采系统,满足汽驱生产井排液量、采注比要求,预测其阶段采出程度20%,最终采收率61%,开发效果较好。     

优化二类油层聚驱注采关系的做法及认识

针对北二西二类油层聚驱方案编制过程中遇到的二类油层聚驱与三次加密水驱注采关系优化问题．通过明确分单元驱替方式，进行水聚区域的划分，研究得出相带接触方式和两驱注采关系优化的8种模式、6种调整方法，总结出优化两驱注采关系的射孔原则，使断层发育的北二西二类油层聚驱控制程度达到了81．7％，为提高二类油层聚驱效果提供了保证。     

砾岩油藏弓形井多级水平缝压裂聚驱采收率数值模拟

砾岩油藏非均质性较强,注水开发极易形成水流优势通道,注入水波及效率较低,含水率上升快,开发效果较差.为此,针对相变快、储集层连续性较差的浅层砾岩油藏,提出了采用弓形井多级水平缝压裂改造的方式,以提高聚合物驱的采收率.基于克拉玛依油田七东1区西北区块的地质模型,对高含水砾岩油藏进行生产动态历史拟合,在此数值模型的基础之上...     

A New Technique: Fishbone Well Injection

Abstract

As a new developing method, fishbone well injection has been used in buried hill reservoirs. Based on numerical simulation, optimization research on the new reservoir developing method, which means fishbone wells injecting water at the bottom and horizontal wells producing oil at the top, is present. Compared with horizontal well injection, the results show that the fishbone well can increase the control area, form planar flooding, and hold the injection water upward slowly and evenly. The reasonable fishbone well parameters, such as branching angle, branch number, and branch length, are obtained. The fishbone well injection provides a new technical method for developing buried hill reservoirs efficiently.     

吐哈油区稀油油藏开发实践及技术攻关方向

吐哈油区稀油油藏经历30 a的开发与实践,形成了一系列稀油油藏高效开发的方法。由于主力油田稀油油藏多为特低渗—低渗油藏,储集层非均质性强,低含水开发阶段采用强采强注面积井网,采油速度较高,开发效果较好;中—高含水阶段及时采取了井网加密等对策,短期为减缓递减、稳定产量发挥了重要作用。但油田开发初期的强注强采也影响了主力层的驱油效率和采收率,尤其是进入特高含水期,无效注水循环严重,套损井和停产井增多,造成地层压力保持水平低,常规措施治理难度大,稀油油藏开发进入低速低效开采阶段。为了从根本上提高开发效果,积极开展注气提高采收率、纳米微球复合调驱及转变渗流场等室内研究和矿场先导试验,取得了初步效果,形成一系列多元类型油藏分类提高采收率和提高开发效果的技术。随着这些技术的进一步发展和应用,吐哈油区稀油油藏自然递减率有望由19.8%逐步降至11.0%,采收率将提高2.00%~3.00%。     

裂缝性砂岩油藏周期注水实践

以数值模拟、室内实验为依据 ,论证了对裂缝性砂岩油藏实施周期注水的可行性。同时 ,结合扶余油田西区矿场实例对周期注水的注水方式、周期、注水量及效果进行了探讨。对裂缝性砂岩油藏实施周期注水具有重要的借鉴意义。     

薄层底水碳酸盐岩油藏水平井含水上升模式及优化注水技术

水平井含水上升问题日益突出,对油田的产能建设影响较大。通过分析中东A油田KH油藏水平井含水上升的主控因素及模式,研究薄层底水碳酸盐岩油藏水平井含水上升规律,并有针对性地提出注水开发优化技术。基于岩心描述、铸体薄片、全直径岩心CT成像测井资料以及生产动态分析,厘清了影响薄层底水碳酸盐岩油藏水平井含水上升的主控因素,高渗条带、裂缝带、高黏油的分布以及底水能量的强弱为主要地质因素,开发技术对策如注采比、注采强度以及水平井与储层的关系为主要开发因素。研究表明,以上主控因素会造成水平井各段出水不均匀,表现为含水快速上升或暴性水淹;注入水或底水主要沿高渗条带流动,水平生产段部分呈条带状水淹的特征。为此,提出井网平衡注采、周期性注水及水平井侧钻等技术对策,并在油田现场实施,目前试验井组开发调整效果较好。优化注水技术可在同类油田推广应用。     

透镜体低渗透岩性油藏合理井网井距研究

透镜体低渗透岩性油藏具有砂体分布零散、非均质性强等特点,开发过程中核部水淹严重,扇缘部水驱效果较差。为此,基于油藏工程方法与理论推导,确立了环形井网环距及采油井井距的计算方法并绘制了计算图版,同时,结合数值模拟方法,对透镜体低渗透岩性油藏有效开发的合理井网井距进行了研究。结果表明：基于相控剩余油条件下的核注翼采井网模式,可有效缓解正方形面积注水井网形式注水憋压的难题,进而降低注水难度,提高水驱效率;与正对井网相比,采用注采井数比为1∶2的核注翼采交错环形井网时,油水井流线分布较均匀,开发效果较好;对于3注6采与4注8采的环形井网,当环距为200 m时,最优采油井井距分别为300 m和250 m。该研究成果为透镜体低渗透岩性油藏的持续高效开发提供了理论基础和借鉴。     

砾岩油藏聚合物驱产聚浓度变化规律

新疆克拉玛依油田QD1区克拉玛依组下亚组砾岩油藏经历长期注水开发,储集层非均质性变强,裂缝和优势通道发育,后续聚合物驱过程中出现采出井产聚浓度高等问题,影响了聚合物驱效果。为认识砾岩油藏聚合物驱产聚浓度变化规律,以该区油藏储集层特征和流体为研究对象,采用生产动态分析、理论公式计算等多种技术手段,针对聚合物驱生产阶段划分、产聚浓度上升规律、产聚浓度界限图版和聚窜井治理压力下限等开展了研究。结果表明,砾岩油藏聚合物驱生产阶段可以划分为注聚初期、见效高峰期、见效后期和后续水驱4个阶段。见效高峰期一般为2~3 a,高峰期内最大产聚浓度为737.2 mg/L,最大相对产聚浓度不超过0.550,相对产聚浓度上升率不超过2.3;140 m和120 m井距相对产聚浓度上升率合理范围为2.3~6.0,对应相对产聚浓度为0.276~0.720,产聚浓度为414.0~1080.0 mg/L;优势通道、压裂裂缝和缝道共存3种聚窜类型井治理的压力下限标准分别是8.0 MPa,10.0 MPa和9.5 MPa.此研究成果对该区及同类型油藏聚合物驱生产动态调整和聚窜井分类治理具有借鉴意义。     

低渗透油藏CO2驱中后期提效方法研究

为了解决低渗透油藏CO₂开发中后期因方向性气窜造成的开井时率低、整体开发效果差及存在安全隐患等问题,通过采用数值模拟和室内实验研究相结合的方法,对防控气窜、保障油井生产时率等技术方法展开了深入研究。结果表明：相对于周期注气、轮注轮采、连续注气等方式,水气交替方式CO₂气体波及较均匀,提高采收率效果更佳;月度CO₂注采比为1.7～1.8时,能同时兼顾保持混相能力和防止气窜,提高降水增油效果;针对油井的气窜特征,制定不同的流压控制标准,可最大程度地发挥CO₂驱的作用;通过周期采油方式来调整压力场变化,既可增加油气接触频率而促进混相,又可扩大CO₂波及体积,且一类见气井的周期采油效果要好于三类见气井的周期采油效果以及连续采油方式的采油效果;通过调整注采比控制合理生产压差,安装井口控套阀和设置井口单井罐定期泄压等措施,有效地保障了安全生产。研究结果可为吉林油田及国内其他同类地区开展CO₂驱试验与推广提供参考。