北一区某水驱区块注聚见效含水回升阶段综合调整效果浅析

针对萨中油田北一区某水驱区块受北一区断西二类油层上返注聚干扰影响,使原本就较为复杂的水驱井网与新注聚井网在平面上交错分布,导致水、聚两驱存在避免不了的两驱干扰问题。虽然通过个性化封堵设计,减少了水聚两驱的干扰程度,但从动态特征反映看,在聚驱受效的同时,水驱区块也出现了产油量上升、综合含水下降等趋于聚驱受效的连锁反应,并且随着受效时间的延长,聚驱进入含水回升阶段后,水驱出现了含水上升速度较快的问题。为此开展了如何根据动态变化控制水驱采油井注聚受效后期含水回升速度的研究,通过不断的实践与摸索总结,在水驱注水井综合调整思路上有了新的认识,并取得了明显的效果,对今后油田开发过程中如何有效治理两驱干扰问题将起到积极的指导作用。     

大庆油田二类油层注聚后期合理转后续水驱注入时机研究

大庆油田二类油层已经进入聚合物后期阶段,为了对提高区块采收率,确保油田可持续发展,通过设计后续水驱不同含水阶段开展聚合物溶液驱油的注入参数,与数值模拟对二类油层注聚后期转后续水驱最佳时机研究的成果相互验证,结果表明了当含水为94.7%时,为转后续水驱最佳时机的含水界限。该结论对现场为二类油层注聚后期转后续水驱方案编制具有指导意义。     

二类油层清污水混配后含水变化规律的认识

北二西西块二类油层是萨北开发区第一个二类油层聚驱工业化推广开采区块,2006年底开始注聚,注聚两年后进入含水回升期,2009年4月为缓解污水外排压力,将清水稀释改清水污水混合稀释注聚。本文根据清污水混配后单井含水变化趋势,将含水划分为4种类型,分析归纳每种类型特点及产生原因,并根据不同类型井存在的问题采取相应的调整措施,控制含水回升速度,提高二类油层的聚驱效果,同时为其它注聚区块的调整挖潜提供可借鉴的依据。     

聚驱含水回升期综合调整方法的几点认识

随着大庆油田聚驱试验的深入,注聚区块进入含水回升期后含水、见聚浓度上升速度快,调整难度大,因此为保证聚驱含水回升期开发效果,实现聚驱产量的接替,找出并解决聚驱含水回升期存在的主要问题显的尤为重要。通过对聚驱含水回升期层内矛盾、层间矛盾以及平面矛盾进行了分析,总结出了聚驱含水回升期综合调整方法的几点认识。     

A区西部聚驱工业区含水回升原因分析

A西聚驱工业区于2013年7月底开始注聚,到2015年年底该区块先后经历了注聚初期、含水下降期、低值期、回升初期四个阶段。整个注聚过程出现了2次含水快速回升的阶段,对区块开发效果影响很大,因此我们针对不同时期含水回升原因进行了系统分析,总结经验,为指导该区块的下步调整做好基础工作,同时为同类聚驱区块高效开发提供有利依据。     

北一区断西东块二类油层聚合物驱控制含水回升方法探讨

萨中开发区北一区断西东块二类油层,作为第一个125m小井距二类油层聚驱区块,数模预测当注入0.2PV时含水下降到最低点79.5%。实际注聚8个月后含水下降到最低点83.9%,17个月后含水回升至87.1%,进入回升期。在区块含水没有降到预期效果回升较早的前提下,有必要结合该区地质发育状况,研究出有效的控制含水回升办法,为二类油层小井距聚驱提供经验,促使区块开发取得更好的效果。     

聚合物驱采聚浓度变化特征分析

大庆油田自1995年第一个聚合物工业性推广区块投产以来,目前已注聚十年。随着聚合物驱开发规模由主力油层向二类油层的逐渐扩大,聚合物驱全过程的开发规律认识也在逐渐深入。采聚浓度是分析聚合物驱动态变化的一个重要参数。通过对萨北油田积累的大量采聚浓度资料研究表明,在聚合物驱开发全过程中采聚浓度具有一定的变化规律。本文着重阐述了萨北油田聚合物驱采聚浓度与综合含水下降速度、综合含水下降幅度、含水低值期持续时间及后续水驱采聚浓度与综合含水的变化特点,对聚合物驱采聚浓度的变化状况做了深入探讨,分析了聚合物驱采聚浓度在开发过程中的变化趋势。深入研究和把握采聚浓度变化规律,可以进一步提高聚驱开发的整体效果,而且对后续注聚区块尤其是二类油层的聚驱开发具有极大的指导意义。     

聚驱后续水驱阶段控含水的方法探讨

进入后续水驱阶段时,注入井分批次停止注入聚合物,转为注水,此时区块整体上呈现出高含水、高采出聚合物质量浓度状态,一般情况下,处于后续水驱阶段的区块很少受到关注。而且,随着注水倍数的增加、采出聚合物质量浓度的降低,注水压力会持续下降,注入水会快速突破,含水上升速度会加快,从而导致油井大面积进入特高含水阶段,低效无效的注采状况十分突出,产量递减加大,开发形势进一步变差。所以在后续水驱阶段所面临的主要问题就是如何控制含水上升。本文以探索控制含水上升的方法为目的,以北一区断西东区块为例,借鉴油藏动态数值模拟技术成果,通过对比不同停聚方式的优劣,分析停聚与含水上升之间的关系,总结治理含水上升的措施,提出了一系列有针对性的控含水调整方法,可供同类区块借鉴;同时也扭转了以往不重视后续水驱阶段的观点,重申了该阶段的重要性—尤其是后续水驱初期(即停聚转后续水驱期阶段),它是决定后续水驱未来命运的关键期,也是后续水驱控含水工作的基石。     

一类油层聚驱后剩余油分布特征及挖潜方法研究

本文提出了研究聚驱后剩余油分布规律的新思路,即立足于对典型区块进行层内建筑结构解剖,对主力油层聚驱后剩余油再认识,从而进行聚驱后剩余油挖潜,实现由层间深入到层内,由层内深入到结构单元的跨跃,最大限度地挖潜聚驱后剩余储量。首先,明确了某区块主力油层后续水驱阶段平面上因废弃河道遮挡形成剩余油富集区;其次认清了该区域纵向因侧积夹层遮挡形成剩余油的原理和富集井区;确定了适合主力油层后续水驱阶段剩余油挖潜的长胶筒配套工艺;并且制定了长胶筒封堵挖潜的选井选层原则和标准。矿场实践证明长胶筒封堵是挖潜聚驱后剩余油的有效方法,可推广到前期控注控液的高关井治理和处于含水回升后期的其它注聚区块。     

北一二排东萨葡油水井释放封堵层的实践与认识

北一二排二类油层分别于2003年11月为配合正常注聚,减少水驱对聚驱的干扰,充分发挥聚驱效果,根据以往水驱开发经验,进一步细化了水驱油水井的封堵原则,对水驱北一二排东74口井的萨Ⅱ10-萨Ⅲ10层段进行了停注、停采.截止目前,北一二排东二类油层已全部停聚转入后续水驱,区块含水率水平达到了96.6％,而水驱由于长期停注、停采,“两低”现象突出.为了改善水驱开发效果,通过对以井组为单元的分析和研究,制订了配合二类油层后续水驱的综合调整思路和原则,以达到进一步挖掘剩余油,完善层系及层系间注采关系,改善整体开发效果的目的.     

后续水驱阶段水聚两驱治理方法研究

随着油田开发的不断深入,油田已经进入中后期开采阶段,后续水驱阶段是聚合物驱的一个重要阶段,加强剩余油分布的研究,找准潜力所在,以便制定相应调整对策,控制含水上升速度,发挥后续水驱阶段的增油作用。北一二排西后续水驱自2013年3月6日起开始补孔,补孔效果明显,措施初期增油效果较好。但在北一二排西后续水驱补孔后,水驱个别井液量出现明显的下降趋势,为了减少水驱产量递减,我们对水聚两驱同时做了大量工作,从而使影响井产量得以回升,本文通过分析,总结治理方法得出几点认识,希望对以后的工作能够有指导作用。     

注聚后期周期注入的实践与认识

注聚区块后期普遍存在着注入压力高、地层压力高、油井受效变差等矛盾。为了更好地改善注聚状况、提高驱油效率,本着节能与增效兼顾原则,按照"四最"要求,以聚驱示范区提效率为引领,在北一区断东东块二类油层含水回升后期,矛盾相对突出的中216-2站实施了隔排异步周期注入。该站实施8个周期后,压力系统得到较好的调整,含水上升速度得到控制,剖面动用状况得到改善,扩大了聚驱波及体积,取得了较好的阶段开发效果。此文总结了一些经验和认识,为其它注聚区块后期调整提供一定的借鉴作用。     

喇嘛甸油田葡Ⅰ1-2聚驱后注气数值模拟研究

喇嘛甸油田北东块位于油田北东部,开发面积0.36km2。北东块葡Ⅰ1-2油层纯含油面积14.9km2,平均有效厚度12.3m,中部深度为930~1220m。该区块96年7月开始注聚,2000年11月全部转入后续水驱。目前全区含水为95.9%,日产油只有929t,已进入后续水驱特高含水阶段。为充分利用油田的天然气资源,探索厚油层内部剩余油挖潜的有效方法,我们开展厚油层注气提高采收率可行性的数值模拟研究。     

含水回升后期控制聚合物利用效率下降方法研究

2012年大庆油田工业化聚驱含水回升区块有22个,区块进入含水回升期后,随着聚合物用量增加,吨聚产油、吨聚增油明显降低,同时面临吸入剖面反转,平面上聚驱效果差异大等问题,为＂改善开发效果、降低三采成本、提高聚合物驱效率＂,在6个聚合物驱含水回升后期区块,认真剖析了区块开发动态,总结了含水回升后期控制聚合物利用率下降方法,指导以后聚合物驱区块开发调整工作。     

南二东二类油层注聚后两驱不同采出井开发效果分析

南二东二类油层自2009年5月开始实施注聚,经历了含水下降期、低含水稳定期,现在处于含水回升阶段,针对聚驱井的变化形势,本文重点分析,水驱井网开采萨Ⅱ组二类油层的采出井,即位于水聚同驱区域的采出井的生产形势,希望借此分析得到的经验能够应用于其他区块的开发。     

孤岛油田中15-419井区聚驱后CPE驱油地面流程设计

随着三采技术的迅速发展,适合注聚的优质储量已基本动用完毕,注聚转后续水驱单元日益增多,本文阐述了根据采油工艺方案要求,合理进行注聚转后续水驱地面流程配套设计。     

A区块聚驱后期实施周期注聚的认识

A区块平面上含水差异较大,动用状况差异较大,部分差油层仍然存在一定量的剩余油。聚驱过程中,随着油层渗流阻力的增大,油层的地层压力不断升高,且不同渗透率油层地层压力差异较大,因此,在聚驱后期可以充分利用周期注聚方式,激活差油层压力场,在减少低效无效循环的同时可以有效地挖潜差油层剩余油,2014年5月份开始实施周期注聚,试验结果表明层内渗透率极差大的井含水降幅大,周期注聚有效的减缓了含水回升的速度,同时又控制了低效无效循环。     

耦合注水在高含水油藏的有效应用

孤东油田二、六区,均为水驱开发单元,现已进入注聚后续水驱开发,处于全面高含水阶段。经过长年强注强采,导致油藏水淹严重,储量接替层少,剩余油驱替难度大,通过常规注水挖潜剩余油难度大。因此采用耦合注水新思路,运用到日常注采管理中挖潜了层间平面剩余油,有效控制含水上升,从而提高了采收率。     

一类油层聚驱区块不同阶段调剖效果评价方法研究

调剖是萨中开发区聚合物驱区块聚驱开发的一项重要措施。它贯穿了聚驱的全过程,从注聚前调剖,至含水下降期,含水回升期及后续水驱阶段,它是一种调堵高渗大孔道的有效措施。但是对不同阶段,不同调剖剂而言,传统采用的还是调剖前和调剖后选值作差比较的方法。这种方法受人为因素影响较大,同时选值不能有效代表井的生产能力,因而有一定的局限性。如何定量地对调剖效果进行评价,目前还没有一种成形的方法。一类油层中南一区中块开展的调剖井数较多,本文以南一区中块调剖井为基础,结合聚驱开发规律,初步研究了不同阶段两种调剖效果的定量评价方法。     

喇嘛甸油田葡I1—2聚驱后注气数值模拟研究

喇嘛甸油田北东块位于油田北东部，开发面积0、36km^2。北东块葡I1—2油层纯含油面积14．9km^2，平均有效厚度12．3m，中部深度为930～1220m。该区块96年7月开始注聚，2000年11月全部转入后续水驱。目前全区含水为95．9％，日产油只有929t，已进入后续水驱特高含水阶段。为充分利用油田的天然气资源，探索厚油层内部剩余油挖潜的有效方法，我们开展厚油层注气提高采收率可行性的数值模拟研究。