高渗透稀油理想边水驱油藏动态分析方法

春光油田排2块属于埋藏浅、高孔、高渗、稀油、边水非常活跃的砂岩油藏,其开发最核心的问题是如何用好边水.为此,应用矿场生产资料、系统试井资料、同类型油藏类比、油藏工程方法、数值模拟方法、渗流力学理论研究了开采对策,得到了IPR方程、合理的生产压差及通过油嘴公式评估单井产量,推导出了边水推进速度方程,编制了专门软件,实现时时计算边水推进速度,并不断优选合理的工作制度.排2井区2005年开发以来产量稳步上升,保持自喷开采,边水水线缓慢、均匀推进,含水率仅为2%,采油速度、采收率同创国内新水平.     

高渗透稀油强边水油藏开发技术政策优化——以春光油田排2油藏为例

春光油田排2油藏具有孔隙度大、渗透率高、原油粘度低和边水能量充足的特点,该油藏无水采收率高,地层压力基本稳定,但边部油井见水后含水率上升迅速,边水推进不均匀,使得局部油井过早水淹。为此,研究了该油藏的边水运动规律。结果表明,边水推进速度与采油速度成正比,单井含水开发时间与等效产液量成反比。在此基础上,应用数值模拟技术,对该油藏开发技术政策进行了研究。结果表明,当单井含水率为90%时关井,可以在保证较高产油量的同时,大幅度减小累积产水量,油藏生产压差为0.3～0.4MPa可获得较大的净现值,构造低部位井排小压差生产,高部位井排根据采油速度适当放大压差生产,可以减缓边水局部突进,提高采收率。     

低渗透稀油油藏水驱后氮气泡沫驱适应性

吐哈油田低渗透稀油油藏注水开发进入高含水期后,水淹程度高,水驱调整措施效果较差,亟需寻找后续提高采收率方法。针对低渗透油藏注入能力差、不适合注聚合物等高黏度流体的特点,利用水驱、氮气泡沫驱和水驱后氮气泡沫驱开展室内实验研究,探讨驱油效率及其影响因素。结果表明,水驱驱油效率随渗透率的增加而升高,与渗透率呈较好的对数关系;氮气泡沫驱驱油效率为67.66%,较水驱驱油效率提高10.62%;氮气泡沫驱可在水驱的基础上提高驱油效率约9.63%。实验用泡沫的残余阻力系数大于1,表明氮气泡沫驱通过堵水调剖,提高了水驱后油藏的采收率,从机理和实验提高驱油效率程度判断,氮气泡沫驱适用于吐哈油田低渗透稀油油藏。     

高压低渗透油藏回注天然气驱微观驱油机理

高压低渗透油藏衰竭开采后地层能量不足,原油脱气导致产气量较高,而产出气回注从经济和技术上来说是可行的。为了研究该类油藏衰竭开采后回注天然气微观驱油机理,在高温高压条件下开展天然气驱影响因素研究,揭示衰竭开采和注水开发对天然气驱油效果的影响规律。应用自主研发的高温高压微观可视化实验装置,在玻璃刻蚀的多孔介质仿真模型上,开展不同条件下天然气微观驱替实验。结果表明:天然气驱能够缓解在衰竭开采过程中原油脱气造成的贾敏效应;在目标油藏条件下,天然气驱油机理以驱替作用为主、溶解抽提作用为辅。水能够屏蔽天然气与原油的接触,在天然气未波及区内,原油被水封存难以被动用;在波及区内,天然气能够剥离水膜,与原油直接接触,在溶解抽提的作用下驱替原油。高压低渗透油藏天然气驱能够在衰竭开采的基础上进一步提高原油采收率。     

放射性同位素示踪剂技术研究油水井间高渗透层

研究油水井间的高渗透带及大孔道对油田开发具有重要意义。现场常用的普通示踪剂只能定性监测井间高渗透带或大孔道，放射笥同位素示踪剂技术主要是水井中注入一种氚放射性同位素示踪剂，通过不同部位油井放射笥示踪剂产出计算及峰值征分析，利用解释软件处理推导出多种地层参数，在此基础上计算出油水井之间存在的高渗透层及大孔道参数，为下步注采调整方案及封堵大孔道控水稳油等工作提供了可靠的依据。该技术在2个断块开展了现场试验，均取得成功。     

高含水率油藏人工强边水驱技术研究

天然能量开发的边底水油藏能否通过人工强边水驱改善开发效果、进一步提高采收率是需要研究的课题。基于此,本文从人工强边水驱技术入手,分析研究人工强边水驱提高采收率的机理和开发敏感因素,取得的主要认识与成果如下：广泛调研岩心驱替实验、数模、物模等文献,分析研究人工强边水驱提高采收率机理、敏感因素,建立适合人工强边水驱的储层筛选界限。人工强边水驱改善采收率的机理主要体现在三个方面：提高驱油效率、改善波及系数和加速剩余油再聚集。地层倾角越大,人工强边水驱对采收率的改善作用越大。含油条带的宽度越窄,采收率曲线上升速度越快;剩余油饱和度越高,人工强边水驱的最终采收率也越高。本文探索了适合特高含水率边底水油藏强化水驱技术,对于提高特高含水率边底水油藏的采收率,改善开发效果作用明显,此举可为同类型高含水率油藏提高采收率提供新的技术思路和指导。     

高孔渗强边水小规模砂岩油藏氮气人工气顶驱油矿场试验——以春光油田春22井区为例

春光油田高孔渗、强边水、小规模砂岩油藏采用天然边水驱动开发方式,进入高含水开发后期,在现有井网条件下,顶部剩余油、侧翼剩余油无法有效动用。为此,利用数值模拟技术,开展了氮气人工气顶驱油的油藏适应条件、注采方案设计优化等研究。该技术在春22井区进行了矿场试验,取得了较好的开发效果。对国内外类似高孔渗强边水小规模砂岩油藏高含水开发后期进一步提高采收率具有借鉴意义。     

春光油田边水驱岩性油藏特色开发技术

春光油田是以沙湾组为主力含油层的浅层优质高效油田,在矿场实践过程中逐步形成了薄砂体滚动勘探、勘探开发一体化、开发动态监控技术、单井油嘴系数估产技术及新的油藏经营管理模式等鲜明的特色技术。针对岩性油藏的隐蔽特点,形成了以地震属性特征直接判断油层的技术;针对边水活跃的特点,建立了油藏精细地质模型,形成了以数值模拟为核心的油藏-井筒-地面一体化动态监控技术;立足实际,形成以单砂体成为独立油藏管理单元、管理扁平化、用工属地化、制度文本化为主要内容的实用油藏管理模式。春光油田开发5 a以来,产量稳步上升,保持自喷开采,边水水线缓慢、均匀推进,含水率仅为2%,采油速度保持在5%以上,采收率为47%。     

稀油油藏注蒸汽热采提高开采效果

探讨了3类稀油油藏注蒸汽热采的经济和技术可行性。对于含蜡低渗透油藏，通过物理模拟和数值模拟研究了注蒸汽提高开采效果的可行性，在大庆油田外围朝阳沟低渗透油藏2口生产井进行的蒸汽吞吐现场试验结果表明，蒸汽吞吐是有效的增产措施；对于吉林油田扶余水驱稀油油藏，用油藏工程方法研究其转蒸汽驱的可行性，对1个井组的开发指标和经济效益预测结果表明，水驱稀油油藏转蒸汽驱可提高采收率20％以上；对大庆油田聚合物驱油藏转蒸汽驱的可行性进行了物理模拟和数值模拟研究，对比分析了蒸汽驱与聚合物驱提高采收率的不同机理，初步研究表明，这类油藏转蒸汽驱后可提高采收率10％以上。图1表4参10     

低渗透高粘度稀油油藏蒸汽吞吐开采试验

本文以朝阳沟油田为例在室内试验和数值模拟研究的基础上，开展了蒸汽吞吐试验。通过试验，研究了适合热采技术的油藏筛选标准、蒸汽注入工艺、注汽隔热技术、油层预处理技术等，形成了一套适合低渗透高粘度稀油油藏的蒸汽吞吐技术流程。通过不断深化热采技术研究，降低成本，扩大生产应用规模，使之成为该地区改善水驱效果的有效调整措施之一。     

气藏水平井边水突破时间预测

近年来气藏水平井开发技术越来越成熟,然而出水是影响气藏开发的重要问题.出水分为边水和底水,国内外对底水锥进进行了大量研究,而对边水气藏水平井见水时间预测的研究相对较少.文中对边水气藏水平井边水突破时间的预测方法进行了研究,通过数学推导,得到了边水气藏水平井边水突破时间的计算公式.该公式考虑了水平井水平段长度、含水饱和度、水相黏度、气相黏度等影响因素,并进行了实例分析.结果表明,利用该公式进行边水气藏水平井边水突破时间预测是可行的,具有一定的指导意义.     

苏丹层状边水油藏水平井开发效果评价与对策研究

针对苏丹层状边水油藏部分水平井呈现产量递减快、含水上升快等现象,综合多学科知识对油藏 进行研究,运用无因次日产油水平、无因次累积产油及月含水上升率等指标评价水平井不同含水期的开 发效果,总结含水上升和产量递减的主控因素,提出相应的开发对策。研究结果表明,水平井是苏丹层状 边水油藏高含水期实现控水稳油的重要技术,水平井位置、产液强度及储层的非均质性是影响水平井含 水上升的主要因素,水平井位置及产液强度、地层压力保持水平及储层保护情况是影响水平井产量递减 的主要因素;主要开发对策为早期加强地质优化设计和生产参数优化,中后期采取卡堵水及提液等措施 控水稳油,并适时注水补充能量和加强储层保护,提高单井产能,以改善苏丹层状边水油藏开发效果。     

边水油藏水平井见水规律及控水措施研究

边水油藏水平井开采时,水平井见水是一个比较复杂的问题．它不仅受到井身轨迹如：水平段长度,避水距离等的影响,还与油藏的自身备件如：油水黏度比,各向异性有关。采用无因次水平段长度、无因次避水距离综合分析水平井的井身轨迹及油藏的自身条件对边水油藏水平井见水时间的影响,并给出各个影响因素与水平井见水时间的数学关系式。同时,通过正交试验的方法确定了见水时间影响因素的主次顺序。用注聚合物的方式控制边水突进,提高采收率的效果比较明显。本研究对边水油藏水平井的应用、合理井身轨迹的确定,以及水平井的控水增油有一定的指导意义。     

确定底水油藏水平井无水期合理产能的简单方法

塔里木油田底水油藏水平井生产的最大优势在于无水采油期,水平井一旦见水后含水上升快。由于缺乏必要的稳油控水配套技术,因此水平井无水期合理的产能将直接影响水平井开发效果。根据水平井油藏工程理论,推导并建立了综合评价水平井无水期合理产能的2个目标函数,提出了底水油藏水平井无水期合理产能的计算模型,并以塔中4油田水平井为例进行了分析验证,结果表明该方法简单实用。     

冷41断块边底水稠油油藏油井出水判别方法浅析

通过分析油井的生产动态,识别深层块状边底水稠油油藏油井出水特征,从而分析总结地层水的有效识别方法.油井如果见地层水,其水油比曲线存在拐点,即水油比变化率大于0.研究结果表明,冷41断块油井周期回采水率上升迅速,周期回采水率大于100%,且居高不下,因此可以判定油井见地层水.     

稠油油藏边水推进规律物理模拟实验

在边水活跃的稠油油藏开发过程中,因边水侵入而导致油井含水率上升快、采收率低,开发效果较差。为认清稠油油藏边水推进规律,在明确其地质及开发特征的基础上,建立储层均质及非均质二维可视化物理模型,对单直井、双直井和单水平井3种不同井型开采条件下边水推进规律及其对剩余油分布的影响进行实验研究。结果表明:不同井型开采条件下,均质油藏边水均沿压力梯度最大处向油井推进,非均质油藏边水主要沿压力梯度最大处和高渗透区推进;相同井型开采条件下,均质油藏边水推进前缘较为明显,采出程度高于非均质油藏。双直井开采条件下,储层采出程度远高于单直井,即增加油井数有利于采出程度的提高;对比单直井和单水平井条件下储层采出程度,水平井具有更好的开采效果。     

一种预测底水油藏水锥动态及见水时间的新方法

底水油藏开发面临的核心问题是底水的锥进,准确预测底水油藏油井的见水时间,并采取相应的措施,可以延长油井的无水采油期,提高油井的累计产油量和采出程度。文中基于流体在多孔介质中的渗流规律,对底水油藏双重不完善井的水锥突破时间进行了研究。通过数学推导,得到了底水油藏油井水锥突破时间的计算公式,该公式考虑了油水流度比,原始束缚水饱和度,残余油饱和度等影响因素,并与其他底水油藏见水时间的公式进行了对比。实例分析表明,新的底水油藏油井见水时间公式的预测值较准确,并且与李传亮公式的结果较为接近,为预测底水油藏油井的见水时间提供了借鉴和指导。     

水侵对低渗水驱气藏水平井产量的影响

在低渗水驱气藏开发过程中,即使水平井井底未见水,但水体局部推进仍是影响水平井产量的重要因素。 基于 Joshi 方法,将水平井三维渗流场简化为远井地带与近井地带 2 个二维渗流场,考虑远井地带局部水体推进以及低渗储层渗流特征,利用保角变换方法建立了求解低渗水驱气藏局部水侵时水平井产量变化规律的新模型。 敏感性分析表明,随着水侵体积比、水体推进距离以及应力敏感指数的逐渐增大,水平井产量逐渐减小,而随着储层原始渗透率以及滑脱因子的逐渐增大,水平井产量逐渐增大,但对于高压气藏、产水气藏以及生产压差较小的气井,滑脱效应以及应力敏感对产量的影响可以忽略不计。此项研究可为低渗水驱气藏水侵过程中水平井产量变化规律研究提供新的思路。     

南海东部油田强底水油藏水平井开采特征及开采对策研究

以南海东部某底水油藏为例,进行了水平井开采特征及开采对策研究。通过计算油藏的实际过水倍数分布,发现沿水平井段过水倍数分布差异大,非均衡供液严重,存在欠水驱的低效段,影响水平井开发效果。针对这种现象,通过研究AICD(Auto Inflow Control Device)控水技术的工作原理及增油机理,认为AICD能够自主控水、均衡供液,比ICD(Inflow Control Device)控水技术更有效地提高水平井有效井段,更好地改善开发效果,并在油藏数值模拟中得到了验证,具有较好的应用前景。