塔河缝洞型油藏单井注水替油机理研究

塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏埋藏深,储集空间多样,储集类型复杂,缝洞型碳酸盐岩基质基本不具有储渗能力;裂缝和溶洞既是储集空间,也是主要的连通通道。现场发现钻遇定容封闭性油藏的油井适合单井注水吞吐开采。运用油藏工程和数值模拟方法对注水替油机理进行深入研究,考察了垂向和平面渗透率与原油密度和粘度对水锥形成的影响,累计注水量与换油率关系,闷井时间与开采效果,工作制度与累计产量提高幅度的关系等,所得结论对现场单井注水替油具有一定的指导作用。     

塔河缝洞型油藏注水替油开发效果评价

塔河油田奥陶系油藏为碳酸盐岩岩溶缝洞型油藏,通过多年的控水稳油,采收率仍然只达到12%,通过理论研究和现场试验,以Ⅲ类缝洞单元为油藏单元的注水替油取得突破兴进展,预计可提高Ⅲ类缝洞单元采收率达2%,同时注水开发技术为塔河碳酸盐岩岩溶缝洞型油藏提高采收率提供坚实的技术保障。     

缝洞型碳酸盐岩油藏注水替油技术研究与应用

塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏随着开发的进行,地层能量日趋衰竭。对定容积油藏注水替油技术进行研究.对单井进行注水补充地层能量,恢复地层压力,利用油水重力分异增加采出量,通过注水降低油水界面实现压锥.通过深入理论研究和现场试验,在116口井进行了472个注采周期的注水替油开采,累计增油47.88×10~4t.提高油藏采收率2%以上。     

缝洞型碳酸盐岩油藏周期注水驱油机理

针对在缝洞型碳酸盐岩油藏中能否实施周期注水的问题,在分析缝洞型油藏不同岩溶背景注采关系特征的基础上,利用CFD流体力学软件建立缝洞组合机理模型,开展了周期注水驱油模拟,并运用类比法总结了缝洞型油藏周期注水驱油机理:通过周期性地改变注水量和注入压力引起大尺度缝洞连通体中流体流动状态的变化(段塞流、管流),在重力及浮力以及流动压差综合作用下,使管道盲端、微裂缝、相连溶洞、孔洞中的剩余油得到动用,实现扩大注水波及体积的目的。缝洞型油藏周期注水驱油机理的初步明确,为矿场不同岩溶背景下注水方式的优选和注采参数的确定提供了理论依据。     

塔河油田缝洞型油藏注水替油井失效特征及其影响因素

塔河油田实施注水替油生产是单井缝洞单元提高采收率的主导技术,但是失效井比例逐步增大,极大影响了注水开发效果。在分析该油田注水替油改善开发效果作用机理的基础上,对注水替油井进入失效阶段的主要动态特征进行了总结。结果表明,溶洞型、裂缝—孔洞型、裂缝型3类储集体注水替油井失效特征存在明显差异,但整体上裂缝型储集体注水替油井较溶洞型和裂缝—孔洞型更易失效;注水替油井进入失效阶段的主要动态特征为周期含水率快速上升、注水指示曲线斜率明显增大、周期存水率逐渐减小、周期吨油耗水比急剧增大。影响注水替油井失效的主要客观因素为单井储集体类型和注水替油后期的底水入侵;主观因素为周期注水量偏大和阶段焖井时间短导致的周期注采参数不合理。     

塔河油田缝洞型油藏单井注水替油技术研究

塔河油田在碳酸盐岩油藏能量弱的定容性单井缝洞单元进行了注水替油试验,大幅度提高了原油采收率。通过全面分析塔河油田大量现场注水替油资料,提出了以下注水替油技术:选择通过机采手段无法正常生产的定容性油井进行注水替油,并优先选择溶洞型储集体油井;注水替油前要尽可能利用天然能量,在地层压力难以维持正常机抽生产时进行注水替油;在注水替油的第一个周期,周期注采比应控制在0.25～0.50;溶洞型储集体油井早期注采比应控制在1.0～2.0,中后期控制在0.5～1.0;裂缝性储集体油井早期注采比应控制在0.8～1.5,中后期控制在0.3～0.8;溶洞型储集体油井前期可适当提高注水速度,裂缝性储集体油井的注水速度不宜过高;注水压力应低于井口承压能力和地层破裂压力;注水焖井后开井产液量不能高于注水前正常生产时的产液量。这些技术为碳酸盐岩缝洞型油藏单井注水替油生产提供了理论依据和技术支撑。     

缝洞型油藏孤立溶洞注水替油机理实验

由于缝洞型碳酸盐岩油藏储层的复杂性,研究其注水替油的机理就显得很必要.在注水替油的过程中,溶洞未填充并且充满油时,若将水注入到溶洞内,由于油水的密度差异所产生的重力差异必然导致水下沉,产生油水分离,水逐渐占据了下部油的位置,从而油水进行了置换,达到注水替油的目的.所以,重力分离是注水替油中最主要的理论依据之一,因此有必要对油水两相由于重力作用发生分离的过程进行研究.通过物理模拟实验研究表明:注水过程中注入水在溶洞中发生置换作用、驱替作用和水洗油作用,对于孤立溶洞注水替油,置换作用,是注水替油的决定因素;随着注水替油轮次的增加,油水界面逐渐上升,近井地带的含水饱和度增加,产量递减趋势逐渐加快,井底流压呈指数递减,后期递减速度越来越快.     

碳酸盐岩缝洞油藏注水替油失效井原因分析

从注水替油基本原理出发,根据注水替油基本地质模型总结出影响注水替油效果的3个因素：井筒附近油水置换速率、近井地带的油气富集程度、远井地带油气补充速度,并对注水替油失效井进行分类总结,最终针对不同类型注水失效提出相应的治理方法。     

塔河碳酸盐岩油藏单井注水吞吐替油机理研究

目前塔河碳酸盐岩油藏存在着油藏产能下降快,地层压力保持水平低的问题。从分析缝洞型碳酸盐岩油藏的微观孔隙结构着手,通过地应力分析和岩心试验的方法来研究塔河油田部分油井初期产能很高,但很快就能量衰竭、产量递减快的原因。进一步探讨了这部分井注水、升压、闷井、回采机理。为研究缝洞型碳酸盐岩油藏提供一种思路,为合理制定进一步开发方案作参考。     

塔河油田缝洞型油藏注气替油机理研究

塔河油田碳酸盐岩油藏２０１１年底标定采收率为１５．６％,低于国内外的平均水平２０％,具有很大的提升空间潜力。通过注水替油和单元注水,从一定程度上改善了开发效果,但随着注水替油效果变差,剩余油主要分布在缝洞体的高部位,有必要探索通过注气动用高部位的剩余油。通过实验并结合数值模拟技术,开展了典型的单井缝洞单元注氮气吞吐提高采收率机理研究,ＴＫ４０４井现场注氮气取得了良好的增油效果,证实了单井定容体残丘高部位富集有大量剩余油,通过注氮气能有效提高这部分剩余油的采出程度,为塔河油田缝洞型油藏今后实施注气提高采收率现场试验提供了积极的参考和指导。     

单井注水替油过程中缝洞单元内的油水关系

在单井控制的局限封闭储层中,单井注水替油是一种提高采收率的好方法。塔河油田奥陶系碳酸盐岩缝洞高度发育,并以多缝洞系统的形式彼此孤立存在,这种特殊的地质特征为单井注水替油创造了有利条件。通过对典型单井控制的T751井缝洞单元注水替油过程中油水关系变化的分析认为：有限范围内缝洞单元产油的主要能量来自地层剩余油体膨胀,注水主要是增加油体能量。单井注水替油可以开发井孔储层下方的油体,油井持续高产水后,需通过注气或侧钻结合注水等措施开采井孔上部储层中的剩余油。     

塔河油田十区北注水替油技术分析及认识

塔河油田10区北奥陶系油藏属于碳酸盐岩缝洞型油藏。自从2002年5月进入试采阶段以来,油藏地层压力下降快,部分油井出现供液不足。为了补充地层能量,2005年5月开始尝试注水替油生产,注水替油开采效果明显,采收率得到显著提高。该文总结了适合碳酸盐岩缝洞型油藏注水替油的技术,并对塔河油田10区北现场实际数据和目前技术进行分析,得出了一些认识,为进一步实施注水替油措施提供借鉴。     

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏定量化注水技术研究

利用蚂蚁体追踪技术和井间干扰试验,实现缝洞关联关系的精细描述和连通性的定量化表征,逐步建立了缝洞型油藏定量化注采井网构建技术,极大的提高了注水有效率。根据不同岩溶背景区储层发育特征,构建了风化壳区多维井网、暗河区立体结构井网和断溶体背景线状井网,形成了差异化井网构建技术。在矢量化井网构建的基础上,利用弹性驱+水压复合驱水侵计算模型,初步实现底水油藏注水强度定量化;利用注采对应曲线,初步实现了封闭弹性驱油藏注水强度定量化;通过分析示踪剂响应特征曲线,实现了注水周期定量化;通过综合分析能量变化曲线和物质平衡方法,实现各向分水率定量化计算。实例应用表明,上述技术可有效提高水驱采收率。     

利用注水替油资料计算塔河缝洞型油藏动态储量的方法

在塔河缝洞型碳酸盐岩油藏动态储量评价中,由于缝洞储层介质类型多样、尺度不一、分布复杂、非均质性较强,无法准确确定储层综合压缩系数,缝洞型油藏动态储量评价结果可靠性差.基于油井注水替油资料,对油井储层在弹性驱阶段和注水替油后替油阶段建立相应的物质平衡方程,建立2个阶段弹性产率公式,联立方程组求解储层动态储量和综合压缩系数...     

缝洞型碳酸盐岩油藏注水替油适应性浅析——以轮古西潜山油藏为例

油藏非均质性强、储层条件复杂、空间连通性差是轮古西潜山油藏的典型特征,根据油藏的动静态资料分析,将储集类型划分为洞穴连通型、孤立洞穴型、洞穴+裂缝型以及孔洞+裂缝型储层4种类型。该研究通过对不同储集类型的单井控制单元注水替油效果的适应性进行分析,指出孤立洞穴型储层注水替油效果较佳,洞穴+裂缝型储层次之,孔洞+裂缝型储层不适宜采用注水替油方式开采。     

塔河油田缝洞型油藏周期注水开发技术政策研究

塔河油田奥陶系碳酸盐岩储集层非均质性极强,受构造和岩溶作用影响,溶洞和裂缝空间发育、分布规律复杂,致使其注水开发方式与常规砂岩油藏有很大区别,通常采用低注高采、缝注洞采的注水方式;但是随着注水开发的深入,部分缝洞单元注水效果开始变差。利用数值模拟方法研究了周期注水开发方式,并论证了注水时机、注水周期及周期注水量等注采参数。研究认为,注水时机在含水率达到80%时为宜,周期注水量为5.1×104 m3,每个周期注水时间为50 d,采用注水30 d、关井20 d的方式间歇式注入。     

塔河缝洞型超稠油油藏二氧化碳驱实验研究

塔河油田YQ区块是典型的碳酸盐岩缝洞型超稠油油藏,其溶洞分布的随机性和裂缝尺度的多样性使常规开采方式无法取得理想的效果。由于CO₂特殊的物理和化学性质,使注CO₂成为一种新型开采缝洞型超稠油油藏方法。结合YQ区块油藏特点制作了缝洞岩心模型,开展了不同注入压力和注入量的CO₂驱油物理模拟实验,并对气窜后原油和产出气进行气相色谱分析。实验结果表明：注气压力过高或过低都会导致原油采收率降低;注气压力为53MPa,注气量为6.5倍孔隙体积时最为经济合理;气窜后CO₂对该区块超稠油抽提作用主要是抽提组分C_20-31。依据气油比和原油采收率曲线图,建议现场注气时,当油井气油比超过2700时关闭该油井。     

塔河油田缝洞型油藏注水开发模式

塔河油田奥陶系油藏为岩溶缝洞型油藏,大型溶洞是其主要的储集空间。目前单井注水替油已取得突破,但占储量80%的多井单元注水开发尚处于实验阶段。结合数值模拟和注水实践总结,开展了多井单元注水增油的机理研究,并初步总结出了“低注高采、试注判断连通实时调整、单元整体温和注水、井组差异管理”的缝洞型油藏注水开发模式,在现场应用取得了一定成效。     

基于储层特性的碳酸盐岩缝洞型油藏开发方式

碳酸盐岩缝洞型油藏由于具有横、纵向非均质性极强的特点,采用常规注采井网开发产量低,经济效益不佳.目前中外学者已经提出了多种适用于该类油藏的开发方式,但仍未提出一套较为系统的碳酸盐岩缝洞型油藏开发方式优选流程.为了更精准地选择碳酸盐岩缝洞型油藏的开发方式,提高该类油藏的采收率和实际经济效益,以A区块为例,运用数值模拟手段...     

塔河油田缝洞型油藏[]注水替油失效井深抽技术实践及认识

塔河油田奥陶系油藏为典型的缝洞型碳酸盐岩油藏,受多期构造作用、岩溶作用和成岩作用的叠加改造,形成了由孔、洞、缝组成的储集空间和渗透通道。随着注水开发的深入,注水失效井逐步增多,部分井采出程度低于10%,动用率偏低。结合注水替油失效井注水期间压力变化情况、注水规模、周期注水量等数据进行分析总结,确定注水失效井储集体类型、规模,指导注水井深抽工作。并对现场应用效果进行跟踪评价,取得了较好的增油效果。