渤海Q油田复杂底水油藏高含水期精细注水研究

渤海Q油田西区是典型曲流河沉积储层的稠油底水油藏,目前处于高含水开发阶段。为提高高含水期底水油藏注水效益,针对区块局部夹层发育特征,将目前注采井网抽象分为无夹层、半封闭夹层和封闭夹层三种模式,利用油藏数值模拟和正交设计法对三种模式下的最优注水方式及注采比进行了研究。研究结果表明,基于夹层分布状态实施层内分段注水,不仅可以维持地层压力,还可起到较好的驱油效果。研究成果应用于渤海Q油田西区后,油藏地层压力稳中有升、自然递减率明显降低,分注注采井组产油量上升,改善了西区的开发效果。     

无夹层底水油藏注水开发图版建立与应用

针对无夹层底水油藏能否通过注水实现驱油的问题,利用渗流力学基本公式进行推导,考虑注入水到达底水所需的最长时间和最短时间,得到注入水实现驱油或者保压的理论公式,建立无夹层底水油藏注水开发的理论图版。研究结果表明：无夹层底水油藏注水开发要实现注水驱油,必须增大注采比、缩小注采井距。以渤海Q油田西区无夹层底水油藏为例,实际生产数据验证了该理论图版的可靠性。该研究成果对无夹层底水油藏的注水开发具有重要意义,为该类油藏合理注采比及注采井距的确定指明了方向。     

提高稠油底水油藏转注井注水效率研究

针对稠油底水油藏转注井注入水在正韵律作用下驱油效果差,大部分注入水无效循环等问题,对底水油藏转注井注入水驱油效果差的原因进行了分析,提出了对转注井渗透率锥体型变化带底部进行"置胶成坝"、扩大底水油藏转注井注水波及体积的方法,并利用数值模拟、流线模拟等方法对"置胶成坝"关键参数进行了评价。结果表明：稠油底水油藏转注井注入水驱油效果差的原因是定向井转注后注入水受正韵律及大液量冲刷的影响,在"渗透率锥体型变化带-底水区-生产井波及区"形成"U"形管式无效水循环;"置胶成坝"技术提高了稠油底水油藏转注井注入水的驱油效果。先导试验井组增油效果明显,增油量达40 m³/d,改变了底水油藏转注井注入水驱油效果差的现状,将底水油藏注水由"注够水"转变为"有效注水"。这种新的注水模式对稠油底水油藏提高转注井注水驱油效果具有重要指导意义。     

渤海BZ油田水平注水井提高采收率研究

渤海BZ油田是隔夹层发育的砂岩油藏,油田主力砂体单油层分布面积扩大,多油层叠合区的面积比例相对减小,因此,采取以单砂体为开发单元、以水平注水井开发的策略进行开发。以渤海BZ油田实际地质模型为研究对象,开展了水平注水井开发模式、注采井距、水平段长度、水平方向位置、垂向位置五个方面的改善水驱优化研究,研究表明,优化后的水平注水井可以大幅改善水驱效果,提高油田采收率。     

水驱曲线法在底水稠油油藏提液研究中的应用——以渤海C油田为例

渤海C油田以底水稠油油藏为主,采用水平井开发,油井投产后由于含水上升迅速,产量递减快,后期主要通过不断提液实现稳产。提液分为提频和换泵两个途径,由于油井产液能力随含水率上升而不断增大,因此换泵提液涉及配置电泵排量大小和维持生产周期的问题。对此,以渤海C油田为例,根据油田特点优选合适的水驱曲线,通过历史生产数据拟合建立油井水驱模型,结合油田实际采液指数曲线,建立时间与含水率和产液能力的关系曲线,据此可知油井阶段产液能力,进而确定油井各生产阶段换泵提液配置电泵大小和维持生产周期,同时对比预测油井阶段提液的增油效果,从而指导底水稠油油藏提液措施研究。     

油藏立体开发探讨

为有效开发辽河油田潜山稀油油藏、隔夹层发育的中深层块状稠油油藏及特深层块状稠油油藏,建立了多段多层水平井叠置、直井注汽平面驱替加水平井垂向重力泄油、叠置双水平井注汽排液加直井采油3种立体开发模型,采用现场测试、物理模拟、数值模拟等技术研究了3种立体开发方式的开发机理。潜山稀油油藏立体开发机理为分段均压作用、垂向重力作用及立体联供作用;隔夹层发育的中深层块状稠油油藏立体开发机理为重力泄油和蒸汽驱作用;特深层块状稠油油藏立体开发机理为重力泄水作用、减少热损失作用和提高采注比作用。辽河油田兴古潜山稀油油藏、杜84块兴Ⅵ油层组中深层块状超稠油油藏、洼59块特深层块状稠油油藏现场试验表明,3种立体开发方式可大幅度增加原油产量、实现油田高效开发。     

老君庙油田L油藏注水开发效果评价与分析

本文应用油田矿场实际资料统计规律与理论计算曲线比较,评价L油藏注水开发效果,即注入水利用率、水驱油效率、水驱波及系数和水驱最终采收率等。认为L油藏注入水利用率实际值与理论计算曲线基本接近,预测最终水驱油效率、水驱波及系数分别为0.541和90%,最终水驱采收率达到48%以上。同时,论述了L油藏注水开发中,在改善开发层系、加密井网,调整注水方式和注采井的比例,以及选择合理的分层注水,排液采油等方面的主要方案调整和技术措施,所取得的开发效果。     

渤海稠油底水油藏精细定量注水研究——以秦皇岛32-6油田西区为例

渤海稠油底水油藏注水开发过程中如何优化注水和提高注水效率是一直面临的问题。通过设计恒压注水装置,对注入水在不同注入条件下的流动形态及样式进行了室内实验。根据注入水流动形态,应用渗流力学基本原理,结合重力作用研究了稠油底水油藏注水波及系数、注水强度、注采比及井距之间的关系,建立了注采比与波及系数、注水强度与波及系数理论图版。根据理论图版,参考地层破裂压力及工程因素,提出了秦皇岛32-6油田西区底水油藏注水定量优化调整的技术界限。应用该技术界限对秦皇岛32-6油田F8注采井组进行了增注先导试验,调整后单井增油量达到10 m3/d,且日产液缓慢增加,有效减缓了底水油藏的产量递减,为秦皇岛32-6油田西区稠油底水油藏的综合调整方案提供了技术保障。     

注采优化提高平面非均质低渗油藏井网水驱波及效率

不稳定注水广泛应用于非均质油藏的水驱开发,为进一步改善平面非均质低渗油藏水驱开发效果,采用与目标油藏对应的径向流物理模型,分析了3种注采方式下平面非均质油藏井组生产井生产动态及采收率,明确了3种注采方式改善水驱开发效果的作用机理,并给出3种不同注采方式的适用性。结果表明:不稳定注水方式可形成不稳定压力场,形成油水交渗及弹性力驱油,改善低渗区域的驱油效果;同步平衡产液量注采方式可改善整体水驱波及效率,并利用不稳定注水提高低渗区域原油采收率,整体采收率较高;异步平衡产液量注采方式可在不稳定注水后,调整注采压差,提高低渗区域驱油效率,同时扩大注入水对低渗区域的波及效率,大幅度提高低渗区域的采收率。实验结果可为目标油藏水驱开发注采方式优化提供理论支持。     

底水稠油油藏水平井生产规律实验研究及应用

针对底水稠油油藏水平井开发油水运动复杂,高含水期生产时间长,后期调整挖潜困难的问题,开展了底水稠油油藏不同影响因素的油水运动规律和水平井生产特征研究。研发了物理模拟实验装置,并以渤海Q底水稠油油藏为原型,利用相似原理,开展三种不同粘度的原油在不同压差条件下进行水驱油的物理模拟实验,测定了产油量、产水量、含水率等参数随时间的变化关系,对比分析了不同生产压差、原油粘度时见水时间、无水期采收率、含水率上升速度等油田开发关键参数的变化规律。现场利用实验成果实施水驱,可提高采收率12%,该成果可用于指导底水稠油油藏优化水平井注采井网、注采井距以及合理生产压差指标选择。     

胡状集油田特高含水油藏剩余油水驱技术

为对特高含水油藏深度挖潜,解决特高含水油藏层间矛盾和平面矛盾,提出了斜交夹层的识别方法,总结了斜交夹层下不同韵律层的水淹模式,研究了剩余油分布状况,并制定了相应的挖潜对策。同时,基于流线分布得出了微观过水倍数计算方法,根据计算结果可以通过改变水驱方向解决平面矛盾,增大水驱波及体积,挖潜平面剩余油。该方法在胡状集油田取得较好应用效果,证实了扇三角洲沉积存在斜交夹层,对剩余油形成和分布具有明显控制作用,过水倍数计算结果可从微观上表示水驱波及范围和强度。研究结果表明,斜交韵律层剩余油主要分布在2个夹层的上部,且逆向注水的波及系数和采收率略大于顺向注水,过水倍数是影响驱油效率和采收率的重要因素,过水倍数越大,水驱效果越好。胡状集油田斜交夹层剩余油研究和过水倍数计算方法的推导,为特高含水油藏挖潜提供了一种新的技术方法。      

厚油层注采井间注入水纵向波及程度定量研究

注水开发油藏经过注入水的长期冲刷,在进入高含水、高采出程度阶段后,剩余油分布零散,纵向水淹异常复杂.这种问题在厚油层油藏尤为突出.为了定量研究厚油层注采井间注入水纵向波及程度,以渗流理论为基础,考虑油水两相流动、有效渗透率和密度随饱和度的变化,建立了水滴质点在平面和纵向的运动方程,形成了完整描述厚油层注采井间注入水纵向...     

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。     

低渗透砂岩油藏隔夹层注气突破压力及注气开发策略——以柴达木盆地尕斯库勒油田E31油藏为例

隔夹层发育的陆相低渗透砂岩油藏在水驱后面临亟需采用提高采收率接替技术的难题,综合运用岩心观察、薄片分析、扫描电镜、压汞及突破压力实验等方法,研究了柴达木盆地尕斯库勒油田E₃¹油藏隔夹层类型及特征,明确了注气突破压力规律,分析了隔夹层发育油藏注气提高采收率策略。研究结果表明,尕斯库勒油田E₃¹油藏主要发育泥质和钙质两类隔夹层,以泥质隔夹层为主,钙质隔夹层分布相对较少。隔夹层渗透率以小于0.01 mD为主,与储层相比其物性及孔隙结构极差,呈纳米级孔喉,渗流能力低。在同种饱和介质条件下,突破压力梯度与渗透率呈幂指数关系。隔夹层纵向封隔能力强,泥质隔夹层平均突破压力梯度为储层的103~491倍。气体易选择性驱替原油,同种岩心条件下饱和水后突破压力梯度最大,为饱和油后岩心突破压力梯度的2~4倍。隔夹层将储层分为多个流动单元,有效抑制气体超覆,扩大气体波及体积,有利于陆相低渗透砂岩油藏水驱后注气提高采收率。     

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。     

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏气水复合驱技术

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏经水驱在高部位形成了大量的“阁楼油”,而用氮气驱替“阁楼油”时,由于横向驱动作用弱,在井间富集了大量剩余油。为此,根据塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏储层特征及剩余油分布特征,进行了气水复合驱技术研究。在利用物理模拟试验分析气水复合驱油机理的基础上,根据剩余油分布特征,构建了气水复合驱开发模式;根据井间连通通道的特征,设计了开发井网;利用历史水驱数据和累计注气量,设计了气水复合驱参数。塔河油田4区7个注采井组应用了气水复合驱技术,井组产油量平均增加80.0 t。这表明,气水复合驱中的气驱首先将“阁楼油”驱替到水驱通道,水驱提供横向驱动力再将其驱出,从而提高了剩余油的动用程度。      

复杂断块底水油藏含水上升规律

渤海湾盆地南堡凹陷发育带有隔夹层的复杂断块底水油藏。底水油藏油水界面处隔夹层控制着底水锥进速度及单井水淹时间,如何利用隔层控制油藏含水上升速度对延长单井见水时间及提高油藏水驱开发效果至关重要。在精细刻画油藏隔夹层分布模式的基础上,利用修正的底水油藏见水时间公式,研究了隔夹层对油藏含水上升的变化规律。最终确定油井隔层半径为150 m时,既可以有效传导底水能量,又能够延长油井见水时间,此时计算油井见水时间为2 a;南堡凹陷堡古2油藏应用针对性的控水稳油对策,取得了较好开发效果。     

渤海油田氮气泡沫段塞调驱研究与应用

结合渤海油田开采现状及海上作业条件要求,提出了氮气泡沫段塞调驱措施实现对老油田的挖潜控水。氮气泡沫段塞驱油实验结果表明,在总注入量相同条件下,段塞式注入泡沫好于连续注入方式,且3个泡沫段塞好于2个泡沫段塞的调驱效果,其中"连续注入泡沫"方案相比水驱提高采收率为19.7%,"2个泡沫段塞"方案提高23.5%,"3个泡沫段塞"方案提高31.7%;矿场应用表明,泡沫段塞式注入可以取得很好的降水增油效率,实验井组共计13口油井,其中12口逐步见效,见效率高达92.3%,平均日增油50 m3左右,累增油14 703 m3,展现了氮气泡沫段塞调驱的技术应用潜力。     

亲水砂岩油藏注水吞吐开发模式探讨

大港油田南部地区的油藏大多为复杂断块油藏，油藏内部断层多．由于断块面积小而封闭、储集层低渗透、原油黏度高而注水驱替难度大．注水井投注一段时间后往往出现憋压注不进的现象，受益油井见不到注水效果。该娄油藏可充分利用其砂岩的亲水性，根据亲水介质的自吸排油机理，对生产井周期性地先注水后采油，进行注水吞吐开发．来提高油藏最终采收率。王官屯油田王261断块(低渗透油藏)和自来屯油田自1914断块(稠油油藏)均为亲水性复杂断块油藏．在先导性试验成功的基础上，实施了以注水、关井、采油为一个周期的注水吞吐开发模式，2个断块吞吐累计增油2．2万t以上。图2表4参10