海上稠油油藏早期注聚压力与注聚时机研究

渤海油区属于典型的海上稠油油藏,目前水驱采收率不高,聚合物驱提高采收率潜力较大.鉴于海上油田开发平台寿命的时效性和开发投资的风险性,使得海上稠油油藏早期注聚时机和注聚压力特征不同于陆地油田中后期注聚.利用数值模拟手段和油藏工程方法,研究了渤海油区典型常规稠油油藏早期注聚压力特征、注聚时机及其影响因素;利用中心组合实验设计方法,建立了早期注聚压力变化与其影响因素之间的关系式.结果表明:海上稠油油藏早期注聚压力受5个因素影响,影响程度由大到小依次为聚合物溶液粘度、油藏渗透率、注入速度、注聚时机和原油粘度;注聚时机受原油粘度和油藏渗透率制约,原油粘度越大、油藏渗透率越低,注聚时机则越晚,渤海油区稠油油藏早期注聚的合理时机在含水率大于20％以后,极限注聚时机在含水率为10％.     

海上稠油油藏蒸汽吞吐效果预测模型

海上稠油油田蒸汽吞吐开发与陆上有很多不同之处,效果预测不能照搬陆上油田的模型。以渤海油区某稠油油藏为典型区块,根据海上油田特点建立基础方案,运用数值模拟方法讨论了蒸汽吞吐采收率和内部收益率与油藏主要静态参数的相关关系;基于正交设计和油藏数值模拟方法,产生了效果预测样本集;采用多元回归方法建立了海上稠油油藏蒸汽吞吐的采收率和内部收益率效果预测模型,以海上油田类似油藏蒸汽吞吐效果预测结果进行验证,对渤海海域稠油油藏蒸汽吞吐潜力进行了预测。     

基于液油联合预测的聚合物驱增油效果评价方法

聚合物驱增油效果评价是实施油田聚合物驱决策的重要工作。常用的聚合物驱增油效果评价方法所需参数较多、效率低、成本高。本文基于实际生产数据计算得到无因次采液指数曲线,联立广适水驱特征曲线,并综合考虑海上平台液处理能力限制,建立了液油联合产量预测方法,该方法能够快速定量化评价出海上油田聚合物驱增油效果及预测未来生产动态,做出符合工程设施现状的评价决策。以渤海X油田为例进行了方法应用,结果表明,预测得到的聚合物驱前后增油量、含水率与采用数值模拟方法得到的计算结果基本一致。本文方法操作简单、预测精度高,能够作为油田聚合物驱增油效果快速评价及决策的有效方法。     

海上稠油油田早期聚合物驱见效规律

针对海上稠油油田早期聚合物驱见效时间和见效规律与高含水期聚合物驱有较大差异的问题,运用油藏工程和数值模拟方法,结合生产动态分析,提出了水驱导数曲线法和数值模拟法来判别早期聚合物驱老井和新井的见效时间点。 统计了 ＳＺ 油田 ８３ 口受效井的见聚时间和见效时间,得到单井见聚时间平均为 ２. １ ａ,见效时间平均为 １. ５ ａ。 根据见聚时间和见效时间的不同,将早期聚合物驱的见效规律归纳为先见聚再见效、先见效再见聚、见聚即见效、不见效 ４ 种类型,并通过储层条件、井网形式等静态因素以及水聚干扰状况、注聚总量、井控储量、采液强度等动态因素对见效规律的影响进行了分析。 对海上同类油田开展三次采油有借鉴意 义。     

预测水驱油田含水率的新模型及应用

含水率是评价水驱油田开发效果和分析油田生产动态的关键参数。传统的含水率预测方法建立的是含水率与采出程度的关系,与油田开发时间无关,且存在一定的局限性。文中依据含水率与开发时间之间的内在关系,在前人研究的基础上建立了一种随开发时间变化的含水率预测模型,该模型表达式简单,预测精度较高。2个油藏实例表明,新模型预测水驱油田含水上升规律与实际情况吻合程度高,符合油田的实际开发情况,且具有一定的实用性和有效性。     

稠油油藏可采储量预测方法研究

对目前注蒸汽开发稠油油藏的可采储量的预测方法进行了筛选,对这些方法进行了分类评价,提出了注采关系曲线法和水驱曲线法为稠油油藏注蒸汽开发预测可采储量的主要方法。对确定稠油油藏水驱曲线方法的极限含水率进行了研究,建立了含水率与平均单井日产油关系式。将研究成果运用于实际油田可采储量的预测,取得了较好的效果。     

海上底水油藏自然递减规律分析

针对海上底水油藏特高含水期实际递减率与理论递减率差异较大,油田开发后期产量预测困难的问题,应用VBA编程,建立了适用于底水油藏的生产概率模型,通过数理统计方法研究了油藏开发中自然递减率的累积概率分布规律。结合渤海Q油田底水油藏油井实际生产资料,分析了不同开发规模对储采比、采收率、含水率等参数的影响,考虑海上油田平台使用寿命,确定了海上底水油藏高效开发的采液速度下限。研究结果表明,该方法得到的自然递减规律在含水率为95%以下时基本维持稳定,当含水率达到95%时,自然递减率会迅速降低,与之前的研究成果存在差异。结合储采比、采收率、含水率、平台使用寿命等参数的影响,建议海上底水油藏应以不小于动用储量30%的采液速度进行开发。该研究对掌握油田开发规律及后期产量预测具有重要意义,为油田制订合理产能目标指明方向。     

海上稠油油藏早期注聚最佳时机的确定北大核心CSCD

受经济性及平台寿命限制,海上油田开发须在较短时间内尽可能获得最大采出程度和效益。设计了不同孔隙体积注入水转聚实验和不同注水体积微观可视化驱替实验,结果表明水驱前缘突破前注聚合物能够有效扩大波及效率。进一步结合一维贝克莱渗流理论,利用油水/油聚相渗曲线,研究了海上油田转聚时机范围,认为含水快速上升阶段为最佳注聚时机,并且地层原油黏度越大,注聚时机越提前;对于黏度为25.9、70.0、122.8 mPa·s等具有代表性的海上稠油油藏,其最佳转注时机分别为油藏含水饱和度在0.186、0.252、0.354(油藏含水34%、49%、56%)左右。在渤海S稠油油田实施了聚合物驱矿场试验,注聚初期含水率为68%,截至2017年12月累增油量达到464.5万m3,这表明早期注聚能够实现海上油田平台有效期内早拿油、快拿油、多拿油的预期目标。     

海上稠油油藏早期注聚最佳时机的确定北大核心CSCD

受经济性及平台寿命限制,海上油田开发须在较短时间内尽可能获得最大采出程度和效益。设计了不同孔隙体积注入水转聚实验和不同注水体积微观可视化驱替实验,结果表明水驱前缘突破前注聚合物能够有效扩大波及效率。进一步结合一维贝克莱渗流理论,利用油水/油聚相渗曲线,研究了海上油田转聚时机范围,认为含水快速上升阶段为最佳注聚时机,并且地层原油黏度越大,注聚时机越提前;对于黏度为25.9、70.0、122.8 mPa·s等具有代表性的海上稠油油藏,其最佳转注时机分别为油藏含水饱和度在0.186、0.252、0.354(油藏含水34%、49%、56%)左右。在渤海S稠油油田实施了聚合物驱矿场试验,注聚初期含水率为68%,截至2017年12月累增油量达到464.5万m3,这表明早期注聚能够实现海上油田平台有效期内早拿油、快拿油、多拿油的预期目标。     

陆上稠油油田多轮次聚合物驱提高采收率方法

采用聚合物驱技术提高稠油油藏原油采收率已经在国内外海上油田得到成功实践,而陆上稠油油田的开采目前却主要依赖于热力采油。为探究陆上稠油油田聚合物驱开采的可行性及相应技术对策,以我国西部某油田的ZH区块普通稠油油藏为研究对象,采用聚合物驱数值模拟技术,从参数优化的角度对陆上稠油油田聚合物驱的合理实施界限进行了研究,明确了聚合物驱核心技术参数注入量、注入速度、聚合物溶液浓度、注入时机对聚合物驱效果的影响规律,在此基础上,形成了陆上稠油油田多轮次聚合物驱提高采收率技术。多轮次聚合物驱中,5个独立段塞发挥不同功效,组合协同增油作用明显。对ZH区块的模拟计算结果表明,多轮次聚合物驱可提高水驱采收率达11.78%,吨聚增油量达到168.97 m3。陆上普通稠油油田聚合物驱的成功探索为该类油田提供了一条提高采收率的新途径,特别是对热力采油技术应用具有局限性的油田有较强实用性。     

海上中低黏度油藏早期注聚合物见效特征研究

早期注聚合物的见效特征以及判别标准是目前海上油田实施早期注聚合物亟待解决的首要问题。将数值模拟与现场动态相结合,对以渤海油田LD10-1为代表的中低黏度油藏进行了早期注聚合物含水率曲线变化特征研究。中低黏度油藏早期注聚合物的含水率曲线形态取决于注聚合物时机界限,有漏斗型和无漏斗型两种变化形式。聚合物驱前水驱注入量大于0.0356PV为早期注聚合物出现含水下降漏斗的条件,与LD10-1油田早期注聚合物各单井含水率曲线特征相吻合。提出了早期注聚合物见效时间和聚效时间的定义,给出了单位含水变化率的增油率和单位含水增油率两个无因次参考指标,将其作为海上早期注聚合物效果评价的量化判别标准。得到了早期、中期、晚期3个不同时期注聚合物见效的量化标准,单位含水变化率的增油率和单位含水增油率随着注聚合物时机的延迟而提高。     

用于锦州9-3油田驱油技术的聚合物评价

聚合物驱油技术适用于非均质的中质和较重质油藏,与其他提高采收率技术比较起来相对简单,更符合海上油田安全环保要求。根据渤海锦州9-3油田油藏特性和聚合物结构性能,结合海上平台特点,研制出具有高效增黏、较好的抗剪切性、良好流动性和驱油效果的高抗盐聚合物3640D。该聚合物首次用于海上油田单井聚合物驱先导试验见到了显著的增油降水效果,正在进行中的井组聚合物驱试验也已初步显示出增产效果,表明聚合物3640D作为锦州9-3油田的驱油剂在技术上是可行的,在海上类似油田的聚合物驱技术中具有广阔的应用前景。     

早期注聚对不同韵律储层剩余油及开发特征的影响——以锦州Z油田行列井网为例

为了明晰海上油田不同韵律储层早期注聚后剩余油的分布及开发特征,参照锦州Z油田特征参数和实际注采井网,开展了不同韵律条件下水驱油和聚驱油三维物理模拟实验。结果表明:相对于水驱开发,正韵律、反韵律和复合韵律储层通过实施早期注聚,前期采油速度分别提高3.6倍、2.7倍和2.4倍,高含水末期采出程度分别提高1.8倍、1.5倍和1.4倍,采收率分别提高21.5百分点、18.9百分点和18.2百分点。正韵律聚驱后剩余油富集在储层顶部采油井间非主流线区域,可部署水平井进行挖潜;反韵律和复合韵律聚驱后剩余油分布在采油井排驱替介质未波及区域,可部署定向调整井进行挖潜。研究结果可以为海上同类油田的开发及调整起到借鉴作用。     

弱凝胶体系地层流体转向技术在海上稠油油田的应用

稠油油田注水开发过程中,受不利流度比和非均质性的影响,注入水沿高渗层突进,造成油井暴性水淹,严重影响水驱开发效果.针对海上稠油油田的开发特点和存在问题,对弱凝胶体系的适用性进行了分析,对影响凝胶体系调驱的关键参数进行了优化.结果表明,原油黏度影响弱凝胶调驱效果,随着黏度的增大调驱效果有变差趋势.在含水率40%以后,注入...     

海上油田调驱技术研究与实践

渤海湾海上常规稠油砂岩油藏,储层非均质性严重、胶结疏松,长期注水开发,储层的平面和纵向非均质性加剧,导致油田开发过程中含水上升快、产量递减快等问题出现。调驱技术作为一项改善中高含水油田开发效果、控水稳油、实现油藏稳产的重要技术措施得到广泛应用。针对海上油田开发过程中存在的问题,中国海油开展了各种调剖、堵水、深部调驱等技术研究与应用。文章主要介绍了弱凝胶调驱、冻胶深部调驱、纳米微球调驱、氮气泡沫压锥、改性稠油堵水等调剖技术的技术原理和应用情况。应用这些技术与工艺,取得了较好的增油控水效果,为油田中高含水开发提供了技术保障。     

下二门油田核二段Ⅱ油组普通稠油油藏二次聚合物驱实践与认识

下二门油田核二段Ⅱ油组属于普通稠油油藏,油层厚度薄、非均质严重、地下原油粘度大。经过20多年的水驱、聚合物驱及后续水驱开发后,油藏采收率低、采油速度低、采出程度低、综合含水高,开发效果逐年变差。二次聚合物驱采用井网调整技术、注采参数优化技术、全过程调剖技术、动态调整技术等关键技术,取得了较好的矿场应用效果。实践表明二次聚合物驱能较好地改善该油藏的开发效果,是进一步提高采收率的有效途径。下二门油田核二段Ⅱ油组普通稠油油藏二次聚合物驱是国内第一个开展二次聚合物驱的单元,其成功经验为类似油藏的开发提供了借鉴。     

海上中低粘度油田早期聚合物驱开采特征评价

为了在海上设备有限寿命期内最大限度将地下原油开采出来,提出了海上油田早期化学驱三次采油方案,并在锦州9-3、绥中36-1、旅大10-1开展了聚合物驱矿场试验。以渤海锦州9-3油田为例,在注聚动态跟踪分析基础上,对中高含水阶段早期聚合物驱开采特征进行了研究,为今后锦州9-3油田化学复合驱等各项提高采收率技术的实施及优化调整策略的制定提供了理论依据,同时为海上同类油田三次采油工作的开展提供了实践经验。     

海上油田稀井网大井距聚合物驱应用与分析

为改善海上X油田产量递减现状,在室内评价及小井组试验的基础上,进行了中高含水期的早期聚合物驱矿场试验,提出了海上油田注入井分层分质注入、分层调剖,油井提液引效的措施。研究表明,稀井网大井距聚合物驱主要以扩大平面波及体积为主;从边部油井的见效特征分析可知,聚合物注入可有效压制边水入侵,但对改善纵向层间矛盾效果有限。X油田早期聚合物驱试验为海上同类油田的开发提供了重要参考依据。     

渤海S油田高含水期加密井产能评价

渤海S油田于2009-2011年期间成功实施了我国海上稠油油田的首次加密调整工作。加密调整井投产产能高于调整方案设计值,如何正确认识这种现象,对指导海上稠油油田综合调整方案的设计具有十分重要的意义。文中分析评价了S油田稠油高含水阶段调整井的影响因素,剖析了射开程度、生产压差、层间干扰以及井斜等因素对调整并产能评价的影响。研究成果对处于中高含水阶段的海上油田调整方案的设计具有一定的借鉴意义。     

泌124断块下层系普通稠油油藏聚合物驱实践与认识

古城油田泌124断块属于普通稠油油藏,油层非均质严重、含油井段长、含油层数多、油层厚度薄、地下原油粘度大,经过二十多年的开发,油藏采收率低、采油速度低、采出程度低、综合含水高,开发效果逐年变差.通过聚合物驱注采井网井距、注采参数的优化研究,确定了适合该油藏特点的聚合物驱方案,改善聚合物驱四项技术的成功应用,有效地提高了...