高含水后期非均质层渗流特征室内实验

针对大庆喇嘛甸油田高含水后期低效、无效循环注水开发状况,利用并联岩心水驱技术,描述了非均质层油水渗流规律,综述了高含水后期注水开发时渗流特征及产液变化规律.结果表明,非均质油层渗透率级差、高渗透层厚度比例及长期水冲刷后高渗透层孔隙结构发生变化是高含水后期油层注入水产生低效、无效循环的主要原因.该研究将为高含水后期注水无效循环和低效循环的治理提供合理的理论及实验依据.     

运用“四参数法”判别低效无效注水循环体

正确识别低效无效注水循环体,才能有针对性地采取油水井调整措施.通过开展低效无效循环体特征研究,建立了"四参数判别体系"方法判断低效无效注采循环体的可疑井组,结合高精度注入、产出剖面测试资料解释结果进行分析,判断低效无效循环层.同时利用静态资料,对可疑的低效无效循环层位加以确认,利用油水井动态资料判断循环体形成的时间,为采取措施减缓低效无效循环、提高注入水利用率和驱油效率提供一定的依据.通过实例分析表明,建立在动静态资料基础上的"四参数判别体系"方法能够在一个开发区大量的油水井中圈定低效无效注水循环的可疑井组,为进一步寻找具体层位指明了方向,是识别油田注水开发中低效无效注水循环体的一种有效实用的方法.     

特高含水油田高耗水层带识别方法研究——以双河油田为例

受储层非均质性及长期注水开发的影响,特高含水油田高耗水层带发育,注水低效无效循环,不利于提高采收率且大大增加运行成本。为了准确识别出高耗水层带分布状况,采用数值模拟技术,定量表征油藏不同位置的驱替倍数,先根据驱替倍数与采出程度、驱替倍数与含油饱和度的关系对驱替倍数进行分级评价,将驱替倍数大于50倍的区域界定为高耗水区,再根据数值模拟评判结果形成高耗水层带识别方法。该方法在双河油田实际应用中取得了较好的效果,为高耗水层带治理对策的制定提供了依据。     

细分注水方法的研究

为有效控制油田无效注水、增加有效注水,开展了喇嘛甸油田细分注水试验。根据吸水剖面、分层测试成果等资料计算出不同沉积微相储层的累积注水倍数,确定出无效注水层;对注水层段多,但层段内吸水差异仍然较大的注水井,进行层段优化重组,改善差油层吸水状况;对油层多、油层间隔层小、吸水差异大的注水层段,利用长胶筒封堵技术将与高含水主要吸水层邻近的薄层封堵掉,实现细分注水的目的;利用厚油层内的物性夹层作为隔层,通过长胶筒封堵底部高吸水部位,改善厚油层顶部的吸水状况。     

水驱油田不同含水时期合理注水量计算方法

水驱油田进入全面注水开发后，处理好注水问题是原油生产的基础与保障。目前确定水驱油田注水量的普遍方法是依据先定的注采比和产液量目标来计算，受人为因素影响大。以Ｌｏｇｉｓｔｉｃ旋回为基础，建立了油田或区块的综合含水与累积耗水量、综合含水与累积水油比的数学关系，能够求出不同含水时期一定产油量指标所需合理注水量的定量关系式。经实际检验，用此方法计算、规划水驱油田的合理注水量是可行的，还可用此方法规划油田或区块的合理注采比。但是在油田或区块开发未进入全面注水阶段及做重大调整后，不能采用此方法。图３表２参１（郭海莉摘     

堵压技术的应用效果与分析

随着注水开发的不断深入,压裂选井、选层的难度越来越大,措施效果越来越差。针对目前产液和含水结构,低产、液低含水的油井越来越少,取而代之是较高产液量和含水的油井,这些油井所占比例较高,通过分析认为,这些井中有一大部分低效是层间矛盾造成的。     

无效注水量估算研究

孤东油田经过20a高速开采后，客观上注入水低效、无效循环比较严重，主要是地层大孔道窜流、注采不平衡、套管漏失、窜流、地面管线腐蚀泄漏造成的。研究发现典型注水开发油田高含水期由驱替特征曲线确定的注水采收率略低于标定值，这种差异主要是累积产水量中有一部分无效产水造成的。利用这种差异性估算无效产水量，再通过存水率找到阶段无效产水量与无效注水量的关联指数，实现无效注水量的估算。孤东注水区无效注水量的计算结果与矿场分类统计数值一致，证明该处理方法可靠程度较高。通过封堵大孔道、地面管网改造，减少了无效注水量。     

红岗油田化学复合驱油技术研究

红岗油田在30多年的开发过程中．通过井网调整、均衡注水等措施取得了良好的开发效果。多年的注水稳产高效开发后,已进入特高含水开发阶段。目前注采井网基本完善．进一步调整井网增产的潜力不大。现主要依靠强化注水和提高产液量来实现稳产．生产成本逐年增大．随着可采储量增加幅度逐年变小．储采比下降,剩余可采储量高度分散．注入水低效、无效循环问题越来越突出．     

河道砂油藏开发中后期配产配注方法及应用

针对河道砂油藏连片性相对较差、面积相对较小、基础资料相对欠缺、油藏数值模拟方法难以有效应用的实际情况,从油藏自身的动态规律出发,确立了河道砂油藏注采指标的统计规律-累积产液量与时间的双对数直线规律和累积产液量、累积注水量与累积产油量的半对数直线规律。以此为基础推导出了累积产液量、月产油量、月注水量及月注采比与开发时间的关系。建立了一整套配产配注公式,可反映在稳定水驱阶段,累积产液量、月注水量及月注采比随时间的递增规律和月产油量随时间的递减规律。在老河口油田桩106-54砂体的应用表明,月产油量呈现出明显的逐月递减趋势,而日注水量和月注采比均呈现出逐月递增趋势,符合水驱砂岩油藏的开发规律。目前该配产配注结果已在现场应用,对老河口油田桩106-54砂体实际生产起到了有效的指导作用,目前该砂体生产态势平稳,开发效果较为理想。     

油、水井分层动用状况研究新方法

针对注水开发的多层砂岩油田油、水井分层监测资料少、油藏分层动态分析难度大等问题,提出了一种买用的油水井分层动用状况研究新方法：以井组内注采平衡为依据,综合考虑注水井和受其影响的采油井的油层条件(油层厚度,渗透率,原油黏度)和开发条件(注采井距．生产压差,改造措施)等因素,通过平面分配系数和垂向劈分系数,合理劈分注水井的分层注水量．从而得到油井各小层的分层产液量。该方法把油、水井作为一个统一的整体,采取动静结台方式,克服了过去简单地根据油层的产能系数(有效渗透率与有效厚度的乘积)劈分油、水井的分层注水量和产液量的缺陷。大厌葡北油田37口井的现场实际资料验证,用该方法计算的水井分层吸水量和油井的分层产液量与实测吸水量和实测产液量符合率较高。表1参10     

塔河油田断溶体油藏气驱井组注气量计算方法

塔河油田断溶体油藏注氮气提高采收率开发效果显著,但尚没有针对塔河油田断溶体油藏合理注气量的确定方法。根据生产数据分析法,通过流量重整压力和物质平衡时间曲线的拟合,得到了塔河油田断溶体油藏气驱井组总动用储量;考虑塔河油田断溶体油藏井网特征,得到了线状井网气驱平面波及系数计算方法;根据地震能量体属性缝洞体三维分布,得到了考虑缝洞体空间展布的断溶体油藏气驱纵向动用程度。利用数值模拟方法对典型断溶体油藏进行模拟,明确了断溶体油藏合理注气量为剩余储量的0.75 PV;在得到断溶体油藏气驱井组总动用储量、注气前累计产油量、平面波及系数、纵向动用程度和合理注气量的基础下,建立了塔河油田断溶体油藏气驱井组合理注气量的计算方法。将该计算方法得到的合理注气量应用于塔河油田断溶体油藏注气现场,见效井产油量增加到未注气前的2.5倍。     

在对比研究中深入探寻油气采掘成本规律

技术;;耗竭;;自然指数递增律;;油气采掘成本;;规律;;对比;;探寻     

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注水时移地震监测作为一种提高原油采收率的方法正逐渐被国内外许多大的油气田所关注，但提高油气采收率的效果好坏与用来实施监控油气藏变化的技术有着密切关系，好的方法更能够有利于采收率的提高。在油气藏注水开发过程中，储层流体的分布会发生变化，从而引起储层地震反射波速度、密度以及波阻抗的变化，但这些变化一般很小，只会在地震资料上引起很小的异常，特别当地震资料存在噪声干扰时，利用常规油气藏监测方法实施监测时就变得非常困难。针对这种情况，文章引进了具有抗干扰能力的描述混沌的非线性参数，通过对地震数据提取Lyapunov指数属性来研究油气藏注水后储层物性变化的特征。理论模型研究表明，Lyapunov指数属性具有较强的抗干扰能力，能够较好地反映储层注水后流体的变化情况，在信噪比大于2.5的情况下，可以很好地利用它来预测储层注水后的注水分布范围和注水部位的注水强弱情况。该研究成果有利于时移地震监测技术在实际中的应用。     

考虑封闭气的水驱气藏物质平衡方程

针对现有水侵模型均为理论推导所得,假设条件多,实际应用效果不理想的现状,通过对定容封闭气藏衰竭开采及水驱气藏定量开采的物理模拟试验,研究了气藏开发过程中的物质平衡和水侵规律。定容封闭气藏衰竭开采模拟试验表明,压力与累计产气量呈线性关系,与理论公式完全吻合,可见模拟试验系统能够模拟实际气藏的开发。水驱气藏模拟试验结果代入物质平衡方程,计算等式两端的结果有所差别,且随着水侵量的增加,这种差别越来越显著,原因在于水驱气藏物质平衡方程未能考虑水体侵入对气藏形成圈闭产生封闭气所带来的影响。通过分析试验数据,在原有水驱气藏物质平衡方程中添加一修正项(即考虑水体侵入产生封闭气的影响),再次代入试验数据,物质平衡方程等式两边比较吻合,可见添加修正项后的物质平衡方程可以有效描述水体侵入对气藏产生封闭气的程度,对水驱气藏水侵量计算和开发动态预测有重要的意义,使物质平衡方程进一步得到完善。      

双河油田开发后期层系转换实践与探索

双河油田处于特高含水开发期,水驱采收率突破45％,大面积强水淹,纵向近三分之二的厚度强水淹。通过对开发后期潜力分布特点分析和低效并成因分析,确定了提高开发效益的层系转换对象,即累积采出油量高,目的层系剩余油少的老采油井;二次加密井开采的小面积剩余油富集区的井点;油水边界水侵严重的井点等。并制定出相应的层系转换原则,根据这些原则进行具体层系转换,取得了增油降水效果。     

水驱油田油井分类新方法及分类油井调控对策

均质油田储集层分布稳定,油层水驱前缘均匀,油井间开采差异小,注水开发效果好,因此,将油田单井平均产油量和产水量作为参考值,利用单井产油量偏差累加生成和产水量偏差累加生成,可以建立二维油井新分类方法——累计偏差系数法。若油田储集层非均质性较强,不同物性的储集层水驱效率存在较大差异,则需在均质油田油井分类方法的基础上对偏差进行物性校正,建立非均质油田油井分类方法——累计非均质系数法。利用油井新的分类方法能将油井划分为不同生产特征的4类井,也能连续性地展现单井的产状变化过程。油井分类新方法改变参考值为单井配产或上年末油井产量,可跟踪检查油井配产执行情况和老井调整效果评价,而且划分的4类油井生产特征差异突出,易于对生产不利因素形成调控对策。经玉果油田应用,效果较好,值得其他油田借鉴。     

双河油田Ⅵ油组强水淹层潜力评价及应用

双河油田Ⅵ油组综合含水93.4%,采油速度0.58%,多数小层强水淹,通过数值模拟等手段对双河油田Ⅵ油组强水淹层进行了潜力评价,针对剩余油分布特征及生产动态状况;利用注采结构调整、液流转向、去封、解堵打新井及对长期封堵层再利用等手段,恢复可采储量67.5×10~4t,采收率由40.68%提高到42.2%。单元递减下降,采油速度提高,开发趋势好转。     

用特征曲线法确定油井水侵途径

对油井水淹动态进行分析,准确确定油井出水原因,是提高堵水工艺措施效果的关键。常规的油井出水原因分析方法,因本身的局限性,或是费用高而使其应用受到限制。所提出的含水特征曲线方法能够有效地分析机械采油井、自喷井及停产井的含水动态,并能够简捷地确定油井的出水原因。     

异常高压产水气井三项式方程推导及应用

异常高压气藏常具有压力高、产量大的特点,对其进行产能评价具有重要意义。 一些气井在生产过 程中由于工作制度不合理导致出水,使得气井的产量大幅度降低,因此准确预测异常高压产水气井产能, 确定合理的工作制度显得尤为重要。 在综合考虑了应力敏感、非达西流动、脉动效应及气井产水等因素 的基础上,推导出异常高压产水气井的三项式产能方程;采用多元线性回归和交会法求解气井的无阻流 量,并通过实例验证了其计算结果的可靠性;定量分析了渗透率敏感系数与水气质量比对气井产能的影 响。 计算结果表明：渗透率敏感系数对气井产能的影响要大于产水对气井产能的影响;在气藏产气量较 大的情况下,脉动流对气井无阻流量的影响不可忽略。 这些结论均对异常高压气藏的开采具有一定的借 鉴作用。     

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文章在对气液两相渗流理论调研的基础上，考虑了凝析气藏反凝析和产水的三相流特点，从达西渗流定律入手，根据物质守恒原理，引入气、油、水多相流拟压力，建立了三相流产能方程，给出了无阻流量计算公式，详细描述了根据产能试井数据建立产能方程的步骤。文章提出的方法既适用于地层压力低于露点压力的反凝析气井两相流，也适用于产水凝析气井的三相流，目前气水或油气两相流产能方程只是新方程的特例。对某凝析气藏实际产能试井数据进行了分析计算，表明由于出水凝析气井不仅要克服凝析油的渗流阻力，还要克服水相渗流阻力，多相流产能远远低于单相流，对产水量较大的凝析气井而言，在流动压力大大低于露点压力时，不能采用单相流产能方程配产。实例中的多相流产能曲线表明：在同一井底流压下，随气水比的增加，气体产量将减少；在相同气产量下，随着水气比的增加，生产压差将增大。