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。     

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏多井缝洞单元注水开发方式

利用油藏数值模拟手段,通过对前期试注阶段注水效果的系统评价,探讨了塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏多井缝洞单元的注水开发方式,包括注水时机、注采井网、注采井的储集体类型、注采井高低部位等。研究结果表明,碳酸盐岩缝洞型油藏不同类型储集体应在不同地层压力保持水平下注水,溶洞型储集体压力水平为80%～90%,孔洞型储集体压力水平在90%以前,裂缝型储集体要更早开始注水效果较好;注采井网应采用不规则面积井网;注采井储集体类型和高低部位以缝注洞采、缝注孔洞采、低注高采较好。     

碳酸盐岩缝洞型油藏注采井网构建及开发意义——以塔河油田为例

为了建立一套能够反映塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏复杂缝洞结构和连通关系的注采井网。从不同岩溶地质背景特征出发,通过分析风化壳型、断控型和暗河型储集体的缝洞空间结构特征、注采关系特点和井网形式,提出了“注采空间结构井网”的理论概念,即以缝洞体空间展布为基础,结合缝洞形态、尺度、连通结构等信息,在三维空间上构建注水井与采油井之间的配置关系,最大程度提高缝洞控制、水驱储量动用及采收率。研究认为：风化壳型注采关系以“低注高采,缝注孔洞采、小洞注大洞采”为特点,适宜建立“面状”注采井网;断控型注采井组以“等高注采、缝注洞采、边注中采”的注采关系为主,应建立“条带状”的注采井网;暗河型注采井组易形成“低注高采、洞注洞采”的注采关系,可建立“线状”注采井网。同时应形成与井网形式相匹配的差异化注水方式,以全面体现注采空间结构井网"多向注采、多段注采、立体注采"的构建目标。     

塔河油田缝洞型油藏开发模式及提高采收率

塔河油田A区碳酸盐岩岩溶缝洞型油藏是由多个压力系统和油水关系的缝洞单元在空间上叠合连片形成的复杂油气藏。不同缝洞单元的驱动方式和开发特征差异较大:Ⅰ类单元主要为水驱;Ⅱ类单元水驱和弹性驱交替起作用;Ⅲ类单元以弹性驱为主。根据油藏地质特征,提出了以"缝洞单元为油藏管理的基本单元,实施差异性开发"的开发模式,形成了"以单井注水驱油、多井单元注水开发为主导"的提高采收率技术。现场应用实践表明,该类油藏采收率提高幅度在3.7%以上。     

缝洞型碳酸盐岩油藏注水开发效果评价方法

缝洞型碳酸盐岩油藏与砂岩油藏不同,井与井之间注水效果差异大,注水后有的井效果显著,有的井因注水而暴性水淹,如何科学评价缝洞型油藏注水效果至今没有适合的方法.针对新疆塔河油田缝洞单元开展了注水效果评价研究,首次提出了注水效果评价方法,针对不同类型单井缝洞体,揭示了注水受效规律,提出了同层注采、缝注洞采、低注高采的开发模式...     

缝洞型碳酸盐岩油藏注水井间干扰特征及其影响因素

根据缝洞型油藏注采单元特征,设计并开展了9组注水干扰物理模拟对比实验,分析了注水干扰特征及其影响因素;基于渗流理论建立了注水干扰反演模型,研究了不同因素对干扰特征的影响规律。研究表明:注采井距、渗透率比值、溶洞储量、溶洞分布均对水驱干扰特征有较大影响;溶洞位于注采单元内渗透率相对较高的裂缝带上、井距相对较小的方向、距离生产井较近时,有利于注水开发;较大溶洞位于高渗或小井距方向时,低渗透或较大井距方向生产井早见水;溶洞在高渗方向且注采井间储量差异较大时,不同注采方向导流能力差异性对注水开发有利。注采井网构建或重组时,尽量使注水井不同注采方向上渗透率与溶洞储量成正比、注采井距与溶洞储量成反比;距离溶洞较近的井应为生产井、较远的井应为注水井。不同洞缝储量比对应不同的最优井距比和最优渗透率比值,且最优井距比和最优渗透率比值随洞缝储量比增大逐渐增加。图18表2参12     

示范区的技术攻关

正"十三五"以来,西北油田在塔河4区、6区、7区和8区建立示范区,开展缝洞型油藏改善水驱配套技术攻关与应用。采用"储集体展布定井网形式、缝洞结构定注采关系、剩余油分布定注水方式"的注采空间结构井网构建三定原则,有效指导立体井网构建。TH12402单元井网完善程度从49%提高到87%,新增水驱控制储量320万吨。     

塔河油田十区北缝洞型油藏单元注水效果分析

塔河油田奥陶系油藏储集空间非均质性强,油水关系复杂;储层受构造变形和岩溶作用共同影响,储集体类型及其空间分布规律比较复杂,开发难度大。通过对塔河油田十区北缝洞型油藏三种不同连通模式的研究,并对各连通模式下的缝洞单元典型井组的注水效果的分析,对下步缝洞型碳酸盐岩油藏构建注采井网具有指导性依据。     

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏井网优化

碳酸盐岩缝洞型油藏具有储集体规模差异大、空间离散性强，井间缝洞连通结构复杂、流体流动模式多样等特征。缝洞控制程度低，储量动用不均衡，生产效果差异大，常规砂岩油藏规则和不规则井网部署方式均不适用，需要建立一种匹配油藏特点的井网构建与优化方法。将物理模拟实验和理论分析相结合，采用“立体化”、“系统化”的井网构建思路，丰富空间结构井网的理论内涵，深化重力驱替理论在空间结构井网构建中的根本性认识。建立以缝洞结构、连通关系、储量动用、能量状况和注采结构为主线的井网设计方法和六步法井网构建流程。总之，流体密度差是重力置换的主导因素，缝洞连通结构的位势差是纵向驱替的重要驱动力，主次通道的驱替速度差是垂向平衡的关键，是缝洞型油藏空间结构井网提高采收率的增效机制。     

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏多井缝洞单元注水开发模式

针对塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏试注阶段出现见效井组少、有效期短和含水率上升快等问题,在系统分析前期现场注水试验并结合室内研究成果的基础上,提出了碳酸盐岩缝洞型油藏多井缝洞单元注水开发模式,即保压、多阶段、立体注水开发.保压开发是指保持地层压力开发,减缓由于能量衰减而造成的递减或抑制底水锥进;多阶段开发是指在不同注水开发阶段,采用不同的注水方式、注采参数及配套技术进行开发,注水受效前适当大排量试注验证连通性并建立注采关系,受效后至效果变差前期采用温和注水,后期则适当提高排量周期注水,并考虑换向注水及注水调剖;立体注水开发是指根据缝洞发育规律、剩余油分布以及连通状况,建立立体开发的注采井网,实行双向或多向注水、分段注水、低注高采、缝注洞采等注水开发方式及配套技术进行开发.     

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。     

低渗透砂岩油藏注采井网调整对策研究

低渗透油藏注水开发后,注采井网难以满足后续开发需求。应用油藏工程和数值模拟预测等方法,对低渗透油藏合理油水井数比、注采井网调整方式、调整时机以及调整后新、老井合理注水调整方法进行系统研究,形成了低渗透油田井网调整技术。考虑低渗透储集层的渗流特性、启动压力梯度导致油水井地层压力的差异,推导了适应低渗透油藏的油水井数比计算公式。根据储层裂缝发育状况以及剩余油分布特征,选择水驱面积波及系数较高的井网进行调整。敖南油田合理的调整方式是将裂缝不发育井区反九点法井网调整为五点法井网,裂缝发育井区转线性注水。对不同调整时机下的开发效果预测表明,调整越早,效果越好。井网调整后要适当控制老井注水,加强新井注水,使地层压力分布更加合理。研究结果表明,利用上述调整对策对低渗透油藏实施注采井网调整是可行的,可以为低渗透油田井网调整提供新的技术支持。      

红河油田长8超低渗油藏水平井注水开发试验效果评价

红河油田长8超低渗油藏先期利用水平井分段压裂技术进行天然能量开发,存在递减快、采收率低的突出问题。为明确合理的开发技术政策,对注水开发试验区的井网井距、注采参数等进行跟踪评价,采用理论计算、相似油藏类比和矿场试验相结合的方法,重点就避免快速水窜、确保有效注水开展研究,明确了现有井网井距及油藏工程参数进一步优化的原则:1平注平采优于直注平采;2注采井距一般应大于700 m;3宜采用温和注水,单井注水压力应小于15 MPa,单井日注水量应控制在15~20 m3。基于研究成果,在红河油田长8油藏采用抽稀井网、适当扩大现有井距的方式,对其它的6个井组提出了油藏工程参数优化建议。     

塔河油田多井缝洞单元注水开发试验研究

塔河油田奥陶系油藏为碳酸盐岩缝洞型油藏，为了控制由于油藏能量不足造成的较大的自然递减，改善油藏开发效果，从2005年开始在多井缝洞单元进行注水开发试验。根据油藏储集体发育特点、油藏能量状况和水体特征，选择不同开发特征的缝洞单元、不同部位、不同的注水方式以及不同注入速度进行注水，对比分析影响注水效果的主要因素。试验结果表明，注水井与生产井之间剩余油丰富、储集体相对均质、注水部位位于缝洞单元低部位时，注水效果好；为了防止注入水快速突进，宜进行温和注水，注水初期注采比应控制在0.8～1.0之间。注水开发的成功试验为后期合理高效开发此类油藏提供了技术支撑～和理论依据。     

超低渗透油藏水平井缝间异步周期注采补能技术

由于超低渗透砂岩油藏水平井缺乏补充能量的有效手段，为此提出水平井同井缝间轮换注采工艺。该工艺管柱由丢手接头、Y445封隔器、Y341封隔器、单向配注器、单向配产器、脱卡器组成，可实现部分压裂缝注水、部分压裂缝采油，在同一口水平井内实现分段异步注采补能。缝间异步注采增油是水驱、弹性驱、渗吸多种驱动机理综合作用的结果，相比传统的面积注水井网，更容易形成有效驱动。研究表明:水平井同井缝间异步周期注采补能方法采用水力压裂裂缝注水，油藏吸水面积大幅度增加；流场形状由径向渗流转变为线性渗流；缩短注入端与采出端的距离，提高了驱替压力梯度，有效渗透率也随之增大，这些机制综合作用起到了增油的效果。现场试验表明，水平井同井缝间异步周期注采补能方法能有效提升单井产量，可在超低渗砂岩油藏规模推广。     

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%。     

姬塬油田长63超低渗油藏注采效果评价

姬塬油田长6₃油藏属于超低渗油藏,现有井网难以形成有效的驱替压力系统,油藏趋于衰竭开采,亟需对现有井网的注采效果进行评价,为后续井网加密调整提供理论支持。为此,优选出水驱储量控制程度、地层压力保持水平、注采静压差、见效比例、见水比例、投产满2年单井产能、水驱储量动用程度、水驱体积波及系数和动态采收率9个评价指标,引入综合权重,建立了基于未确知测度的超低渗油藏井网注采效果评价模型,对研究区长6₃油藏进行了井网注采效果评价。评价结果表明,姬塬油田长6₃油藏井网的注采效果差,需要立即进行井网调整。评价结果符合油藏目前的生产状况,证明了评价模型的准确性,为超低渗油藏现有井网注采效果评价提供了一种新的思路和方法。     

塔河油田奥陶系断控岩溶油藏注水方式优化

塔河油田奥陶系断控岩溶油藏为典型的缝洞型油藏,具有剩余油挖掘潜力较大,注水开发效果明显等特征,但该类储集体采用不合理的注水方式极易造成注入水沿储集体上部通道快速窜进,出现暴性水淹,致使水驱效率低,稳产时间短。利用油藏数值模拟技术结合矿场统计的方法,从断控岩溶的主控因素出发,给出该类型储集体合理的注水方式及注采参数,为今后提高该类型储集体的采收率提供借鉴。     

近临界蒸汽驱技术在低渗透油藏中的应用

针对大庆朝阳沟低渗透油田在注水开发过程中注采能力差等问题,应用室内实验、油藏工程分析及数值模拟手段,研究了低渗透油藏蒸汽驱提高采收率机理、不同注入介质的注采能力、裂缝系统对蒸汽驱波及效果的影响,以及适合该低渗透裂缝性油藏蒸汽驱的最优井网、井距及蒸汽驱注采参数.研究表明,与稠油蒸汽驱不同,低渗透油藏蒸汽驱过程中,注入蒸汽是一种近临界状态的高温、高压、高热焓、低比容、低干度的蒸汽,注入蒸汽显著降低了原油黏度、改变了岩石的润湿性、提高了原油蒸馏率、降低了启动压力梯度,大幅度提高了开发效果.目前该油田已开展了3个井组的注蒸汽矿场试验,开发效果显著.