古城油田泌124区聚合物驱动态调整技术研究与应用

古城油田泌124区块属于复杂断块油藏,由于原油黏度高、开采层位多、构造复杂、井距不规则等多种因素造成开发形势严峻,进入聚合物驱开发后如何提高开发效果尤为重要。研究了聚合物驱动态调整技术,聚合物驱前,通过完善注采井和整体调剖技术,对注采关系进行精细调整。聚合物驱过程中,通过调整注入质量浓度、注入速度、注入方式、注采结构,最大限度地扩大聚合物驱波及体积,改善聚合物驱效果。泌124区块聚合物驱方案设计为段塞量0.567PV,注入速度0.11PV/a,注采比1.05,与水驱相比累计增油4.35×104t,提高采收率8.63%,吨聚合物增油45.3t,取得了较好的聚合物驱效果。     

普通稠油降黏复合驱技术研究与矿场试验

针对普通稠油油藏水驱采收率低且热采成本高、碳排放量大的问题,基于春光油田低温高盐储层的流体性质,优选了阴离子型降黏剂和耐盐聚合物,通过室内物理模拟实验,明确了热水驱、单一降黏剂驱、复合驱的降水增油机理;建立了降黏复合驱反应动力学方程,在CMG-STARS软件中开发了降黏复合驱数值模拟方法,并优化了春2单元普通稠油降黏复合驱井网、井距及注采方案。研究结果表明：降黏复合驱可以充分发挥驱替相增黏、被驱替相降黏的加和效应,具有体系用量少、碳排放低、提高采收率幅度大等优势;降黏复合驱适合五点法井网,注采井距应小于200 m,在增稠剂质量分数为0.25%、降黏剂质量分数为0.20%的条件下,最佳注入段塞量为0.5倍孔隙体积,注采比为1.05。矿场实践表明,特高含水后期(含水率96.0%)的油井实施降黏复合驱,含水率降幅达30%以上,日增油5 t/d。研究证实了该项技术矿场应用的可行性,可为改善普通稠油开发效果、实现工业减排提供借鉴。     

孤岛油田特高含水期提高采收率技术措施及效果

孤岛油田进入特高含水期后,面临产量递减大、含水上升快和剩余油挖潜难度大等难题,通过应用化学驱和稠油热采技术,使油田采收率大幅度提高,形成了砂岩稠油油藏长期高效开发的技术系列.针对二类油藏油层发育差、原油粘度高的特点,通过深化储层认识、优化注聚合物参数、强化注聚合物全过程动态跟踪治理等措施,单元采收率提高了6%～12%,而且降水增油达到一类油藏效果.针对油水过渡带的稠油油藏,根据其井间剩余油富集、水驱效率低和水侵彩响大的特点,实施井网加密、低效水驱转热采和水侵治理等技术,使采收率提高了13.8%.同时,发展了河道砂储层构型和空间剩余油描述技术,配套形成了水平井挖潜提高采收率技术,在后续水驱阶段又提高单元采收率3%～5%,使单元采收率达到55%～60%.     

古城油田B125区块稠油油藏超高分子量聚合物驱技术

古城油田B125区块普通稠油油藏储层非均质性严重,原油平均黏度达1 000 mPa·s以上,进一步提高采收率难度大。为此,通过增黏性、流变性和驱油试验,评价了超高分子量聚合物提高普通稠油采收率的技术优势,考察了含硫污水对聚合物溶液性能的影响。试验表明,超高分子量聚合物增黏性优越,相同质量浓度下较常规聚合物溶液黏度高40%以上;黏弹性强,相同黏度下较常规聚合物采收率提高3.4百分点以上;含硫污水会造成聚合物溶液黏度降低10%以上、弹性明显减弱和采收率提高幅度降低3.0百分点。B125区块部署注聚井22口,截至2018年底,累计注入0.22倍孔隙体积的聚合物溶液,注入压力上升3.5 MPa,日产油量增加45.0 t,含水率降低9.0百分点,累计增产油量1.84×104 t,阶段采收率提高1.19百分点。研究与应用表明,超高分子量聚合物驱技术可以大幅提高较高黏度普通稠油油藏的采收率。      

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。     

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...     

化学驱合理配产配注方法研究

化学驱是提高原油采收率的方式之一。为确保化学驱均衡驱替,减少药剂损失,在综合考虑合理注入速度、井组孔隙体积、合理注入强度、合理注采比、注采关系、连通状况、外部来水等关键因素的基础上,提出了化学驱合理配产配注的流程,以及井网上所有注入井合理注入量和采油井合理产液量的计算方法,强有力地支撑了化学驱油藏工程设计。     

非均质油藏井网注采参数优化的可视化模拟驱替实验

油藏储层的非均质性是影响油、水渗流规律及采收率的内在因素,注采参数是影响非均质油藏采收率的外在因素,可视化模拟驱替实验是确定非均质油藏合理注采参数的有效手段.利用可视化动态仿真驱替实验装置进行水驱油的驱替实验,通过设计7套采用不同的注采参数的实验方案,研究非均质油藏的物性差异、井网形式以及注采参数对水驱程度的影响.研究结果表明,对于非均质油藏,注水开发初期,渗流阻力主要为油对水的阻力,驱替受储层非均质性影响不明显,随着驱替不断进行,孔隙喉道的阻力成为主要阻力,驱替越来越不均衡.对比不同实验方案,通过优化调整非均质油藏的井网形式和注采参数,可以实现最大程度的均衡驱替,改善水驱油藏开发效果,获得更高的采收率和经济效益.     

边底水稠油油藏热采吞吐后转弱凝胶驱开发方式

针对边底水稠油油藏热采吞吐含水率上升快,采收率低的问题,利用室内物理模拟和数值模拟,开展了热采吞吐后转弱凝胶驱提高采收率研究。室内实验结果表明：与水驱相比,通过对地层加热降低原油粘度,采收率由11.4%增加到17.7%;在热采基础上,进一步利用弱凝胶驱采收率仍可增加18.3%。建立数值模拟模型确定了注采井最优工艺参数,即周期注入量为4 000 m3,周期注入温度为280 ℃,注入弱凝胶段塞尺寸为0.06倍孔隙体积。在此基础上,结合南堡35-2油田的地质特征和开采现状,提出了海上油藏热采吞吐后转弱凝胶驱先导试验方案。截至2014年6月,共实施3个先导试验井组,已累积注入弱凝胶11.2×104 m3,累积产油量为10.4×104 m3,预测阶段增加采出程度为2.6%,开采效果良好。弱凝胶驱将成为海上边底水稠油油藏热采吞吐后期有效的接替开发方式。     

缩小井距结合聚合物驱提高边际油层采收率研究

陆相、多层、非均质砂岩油田部分油层因发育连续性差、渗透率低、层间渗透性差异大,造成现井网水驱控制程度低和层间干扰严重,致使水驱采收率低。由于进一步加密井网进行水驱开采经济上不可行,为此提出了井网加密和聚合物驱结合的方法,并开展了先导性矿场试验。室内聚合物注入参数研究、方案设计优化、聚合物驱动态特征、分层注入工艺以及增产、增注措施的研究表明,在井距缩小到100 m的条件下,将厚度小于1 m、渗透率界于5×10-3~100×10-3μm2的油层组合,通过分层注聚、分质周期注聚,可提高采收率10%以上。结果表明,井网加密和聚合物驱技术结合经济可行。     

聚合物驱数值模拟技术在庄一断块的应用

充分了解庄一断块油藏地质特征,研究油气水分布规律,在前期水驱数值模拟研究计算出末阶段压力场和含水饱和度场的基础上,全面研究工区水淹特征及剩余油分布状况,对油藏动用情况及平面、纵向上的剩余油分布进行了定量分析。结合实验室数据和油田生产数据对影响聚合物驱开发效果的参数进行了优化研究,应用聚合物驱数值模拟技术对注聚合物层位、井网,以及注入孔隙体积、聚合物浓度、注入方式、注入速度等注入参数分别进行了模拟计算,并对开发指标进行预测,优选出效果最佳、经济效益最好的参数组合,以进一步改善断块的开发效果,提高最终采收率。模拟结果显示,聚合物驱10年末预计可提高采收率6.89%,含水最低可降低20个百分点,增油降水效果显著。模拟结果为矿场试验方案的编制提供了理论依据。     

稠油减氧空气泡沫驱注入参数优化及现场应用

针对鲁克沁稠油油藏泡沫驱开采存在的气锁、注入参数不合理等问题,通过物理模拟实验,对减氧空气泡沫驱注入参数进行了优化。研究表明:水驱突破时开展减氧空气泡沫驱,采出程度增幅最高,含水率明显下降;采用气液交替注入方式替代气液同注方式,可避免井筒内气液分离和腐蚀问题,且当减氧空气和发泡液的单次注入量为0.1倍孔隙体积时,驱替效果与气液同注效果相当。室内获得的最佳注入参数为:水驱含水率达70%时转泡沫驱,液和气交替注入,单次注入0.1倍孔隙体积,注入速率为0.3 mL/min。现场施工参数调整后,试验区日增油为42 t/d,含水率下降28个百分点,累计增油为1.4×10⁴t,产水量降低2.65×10⁴m³。现场试验证明,减氧空气泡沫驱优化方案切实可行,该成果为鲁克沁稠油规模开发提供了重要技术支持。     

特低渗透油藏水驱规律及最佳驱替模式

为了进一步改善特低渗透油藏开发效果，提高水驱采收率，通过大量特低渗透油藏水驱开采特征研究，揭示了特低渗透油藏的水驱规律：在注水开发过程中，特低渗透油藏会首先沿现今最大水平主应力方向注、采井间开启注水动态裂缝，随着注水压力的升高，或将开启与之成最小角度的注采井连线方向裂缝，导致注入水沿裂缝方向注采井无效循环，造成油藏水驱开发效果很差。等值渗流阻力法计算结果也证明了面积驱替径向渗流转为裂缝线性侧向驱替平行流后可大大降低渗流阻力。由此提出了“沿现今最大水平主应力方向注水动态裂缝线性注水、侧向基质驱替”的井网转换模式。井网模式的转换避免了注水动态裂缝导致的注入水无效循环，消除了动态裂缝对储层非均质性的影响，减小了渗流阻力，扩大了水驱波及程度。现场应用效果显著，单井产能增加了一倍，平面波及系数提高了43.2%，水驱采收率提高了19.3%。     

国内外油田提高采收率技术进展与展望

对国内外油田提高采收率技术发展作了概述,着重阐述了改善水驱、稠油热采、化学驱、气驱、微生物采油和物理法采油6个方面。目前,改善水驱、稠油热采、化学驱和气驱4类技术已进入矿场规模化应用,热采和气驱技术应用规模不断扩大,化学驱技术主要应用在中国,而微生物采油和物理法采油技术尚处于探索、试验阶段。综合国外经验和我国具体情况,指出目前提高采收率技术的攻关方向和发展趋势。研究认为,改善水驱技术通过层系细分重组和井网井型立体优化,建立合理、有效的注采系统,探索驱替剖面的均匀控制。稠油热采技术综合应用复杂结构井、蒸汽和各类助剂,改善稠油油藏开发效果。气驱技术应用规模有不断扩大的趋势,随着温室气体减排的要求,CO₂驱油埋存项目不断增加。化学驱技术向高温高盐油藏、大孔道油藏和聚合物驱后油藏发展。     

喇嘛甸油田二类油层聚合物驱指标变化规律

二类油层与一类油层地质特征的差异,决定了它们的聚合物驱动态特征有着很大的不同。为了研究二类油层聚合物驱的动态特征,基于二类油层地质特征和聚合物驱开采的特点,利用油藏工程方法,对大庆喇嘛甸油田3个二类油层注聚合物区块的动态开发指标进行分析研究。结果表明:注入压力与累计注聚孔隙体积倍数呈对数关系;注采压差与注入压力呈线性关系;含水率与累计注聚孔隙体积倍数呈多项式关系;在开采一定时间后,累计产液量的对数与累计产油量呈线性关系。在此基础上建立了二类油层聚合物驱开发指标变化规律的数学模型,经过现场实际数据验证,各数学模型的计算精度能满足生产需要,均可实现对二类油层聚合物驱开发指标的有效预测。     

提高原油采收率技术——捕集人为排放的CO2进行注CO2提高采收率技术很有潜力，全球工业和能源行业排放的CO2占总排放量的一半以上，非常适用CO2排放控制——专访美国斯坦福大学著名教授Anthony R．Kovscek

对于低渗透油田,如果油藏较浅且注水量不是特别高,建议注蒸汽采油;而深层油藏可使用注CO2采油;膨胀蒸汽驱是提高低渗透油藏采收率的最佳方法。采用水驱开采的油藏,利用聚合物驱可有效改善水油的流度比,提高注入液的波及体积和驱油效率。CO2驱虽然很有潜力,但因为驱流度比大于1,会发生突进现象,故应添加相关的化学用剂以改善流度比和混相程度,从而提高采收率。注蒸汽驱技术和火烧油层技术被广泛用于提高稠油和油砂的采收率,效果较好,但火烧油层技术过程不好控制。     

改善杏十三试验区聚合物驱效果研究

针对杏十三聚合物工业性试验区注采井距过大、葡Ⅰ组油层作为一套层系开采聚驱控制程度低、聚驱效果差的实际情况，在杏十三区东部开展了缩小井距试验，注采井距由212m缩小到150m，并把葡I3单独作为一套层系开采，井网加密后，聚驱控制程度得到进一步提高，由52．8％提高到64．3％。为优选出与油层具有较好配伍性的聚合物，开展了新型抗盐聚合物的室内驱油实验和现场试注试验，优选出“大庆再创”中分抗盐聚合物。用数值模拟技术研究了井网加密前后采收率的变化情况，井网加密前后对比，可提高采收率2．74个百分点。     

梅塔区水驱开发效果评价及调整方法研究

首先对梅塔长2油藏进行水驱效果评价,分析油藏水驱开发过程中存在的问题,后针对这些问题提出相应的调整措施,效果评价方法和调整方法可以为后续开发提供理论依据。结果表明,梅塔区全区累计注采比低,注采平衡呈局部不均匀状态,经过完善井网、提高水驱控制程度和配注优化后效果良好,日增油6.7t,预测水驱采收率22.3%。     

冀东油田高13断块注烃气驱提高采收率优化研究

冀东油田高13断块油藏渗透率低,水驱开发效果差。但油藏温度和压力较高,原油粘度小,适宜注烃气驱提高原油采收率。针对高13断块油藏,在流体相态拟合的基础上,应用油藏数值模拟技术进行了注烃气驱提高采收率方案优化研究。研究结果表明,气水交替驱是最佳的注入方式。优化后的气水交替驱注采参数为：最佳的注气段塞大小为0．3HCPV,气水比为1：1～1：2,注入速度为0．03～0．04HCPV／a,注采比为1．0～1．1,优化方案与水驱方案相比提高采收率9．7％。     

高含水期油田的注采关系调整和挖潜开采研究

目前,关于高含水油田矢量注采的文献大多以定性或策略性结论为主,缺乏定量研究,在实际应用中有一定的局限性。通过引用等饱和度前缘界面来定义体积波及系数,利用数值模拟技术,建立了一套体积波及系数的评价方法。基于该方法进行了反九点井网转五点井网条件下的矢量注采波及系数评价,并绘制相应图版,以指导井组矢量注采优化。研究表明,对于平面均质储层,水平井变井网后"强注强采"模式开发效果更佳:新加密水平采油井高液量生产,最佳液量600 m3/d;边角井转注后维持高注采比,最优注采比为角井1.2~1.4,边井1.0~1.2;原水井降低注采比,最优注采比0.5~0.75。Q油田先导试验井组表明,矢量注采优化调整能够改善水驱波及,控水稳油,提高水驱采收率,对于经历类似井网调整的海上油田具有很好的推广应用价值。