基于均衡驱替的分段注水层段划分及合理配注方法

分层注水是减少层间干扰、缓解层间矛盾的重要手段,对于纵向层系较多的油藏来说,将储层物性相近的若干层组合,实施分段注水是现场常用且有效的措施。以层间吸水指数级差为注水层段划分指标进行层段划分;根据Buckley-Leverett非活塞式水驱油理论,以实现均衡驱替为目标,建立分段配注量的计算方法,编制计算程序,并用数值模拟模型进行验证。计算结果表明:以层间吸水指数级差作为注水层系分段指标具有科学性;各段配注量分布受储层物性、调控时间、剩余油饱和度影响;调控时间越长,各段间单位厚度配注量差异越小,达到均衡时的含水饱和度越高;段内平均含水饱和度越大,单位厚度配注量越小;层间吸水指数越大,单位厚度配注量越小。     

基于剩余油分布的分层注水井各层配注量确定方法

分层注水开发中,各层配注量的常用确定方法没有考虑小层剩余油分布情况,为此,研究了确定小层配注量的新方法。从生命旋回理论和逻辑斯蒂增长规律出发,推导了采出程度与累计注入水体积之间的定量关系。按照小层剩余储量分布规律,以提高注水波及效率和剩余油动用程度为目标,建立了基于剩余油分布的分层注水井各小层合理配注量计算新模型。运用精细数值模拟方法分析了厚度法、地层系数法和剩余油法分层配注与油田各开发阶段的适应性,结果为:含水率小于50%时,推荐使用厚度法;含水率为50%~80%时,推荐使用剩余油法。研究成果在渤海SZ油田F6井进行了现场应用,应用效果显著,井组含水率下降8%,净增油7 766 m3,表明分层配注新方法及各层配注量确定方法适应性研究成果可用于指导分层注水井各层配注量的优化调整。      

基于层间均衡驱替的分层注水井层间合理配注方法

在长期的水驱过程中,受层间储层物性差异的影响,多层合采油藏层间动用状况差异大,层间矛盾突出。分层注水技术是改善特高含水期层间矛盾的有效方法,其成功的关键是根据各小层的储层物性和动用状况确定各层的配水量。为此,以层间均衡动用为目标,综合考虑储层物性和动用状况,利用Buckley-Leverett非活塞式水驱油理论,建立了注水井分层配水量的计算方法,并编制了计算程序。分析结果表明:层间配水量的差异受油层厚度、剩余油饱和度和调控时间等因素的综合影响;所计算的配水量在给定的调控时间内使各小层达到均衡驱替状态,能够满足分层注水井层间配注的要求。     

窄条带状稠油油藏均衡驱替产液量调整方法

针对窄条带状油藏平面水驱不均衡问题,运用油藏工程和数值模拟方法,建立基于平面均衡驱替的产液量调整方法,提出利用注采连通值表征注水井各注采方向驱替效果,利用不均衡系数表征水驱不均衡程度;综合考虑窄条带状油藏河道宽度、储层厚度、注采井距、注水量等多种因素,推导得到平面产液量调整公式。研究结果表明,该方法能够使各注采方向的采出程度趋于一致,实现平面均衡驱替;对于不均衡系数大于0.6,驱替较不均衡的井组,利用该方法对生产井产液量进行优化,井组采收率可以提高1.5%以上。研究成果可有效指导水驱开发油藏实现均衡驱替,改善开发效果。     

复杂断块油藏典型井组注采调整方法研究

针对东辛油田营１３ 断块油藏储层非均质严重、地层倾角大、井网不规则、水驱不均衡的问题,运用非活塞式水驱油理论,综合考虑储层物性非均质和剩余油饱和度非均质等多种因素,以一注多采井组为例,建立了断块油藏新区和高含水期油井产液量的优化方法。计算分析表明,为实现注水开发在平面上的均衡驱替,油井调整产液量时要综合考虑地层倾角、油层厚度以及目前油井含水率等因素的影响。对于垂直构造线方向的一注两采井组,地层倾角越大,高部位与低部位油井产液量的分配比例越大;油井含水率差异越大,低含水井与高含水井产液量的分配比例越大;两侧井区厚层相差越大,油井产液量的分配比例越大;储层渗透率差异对 达到均衡驱替所需的油井液量的分配比例影响相对较小。将研究成果应用到营１３ 断块油藏的注采调整中,日产油能力上升至１１０.. ３ ｔ／ ｄ,综合含水由９５.. ６％降至９１.. ７％,提高采收率２.. ４％,取得了较好的开发效果。     

基于均衡驱替的平面注采优化研究与应用

海上油田采用不规则井网高速开发,易造成油田水驱不均,影响开发效果。为改善现有井网平面驱替不均衡的问题,基于Buckley-Leverett方程,结合广适水驱理论,得到含水率与产液量、注水量的定量表征关系,以所有单井含水率相同为目标,通过调整产液量和注水量,最终实现现有井网平面均衡驱替,据此提出平面注采调整新方法,编制计算程序,实现实时优化调整。应用该方法在渤海BZ油田X砂体进行矿场试验,砂体日增油为50m³/d,年累计增油为1.5×10⁴m³,矿场效果与预期基本一致,证明该方法准确、可靠。该方法对海上油田的高效开发具有重要意义。     

多层水驱油藏均衡驱替注采参数协同优化方法

由于储层非均质性及开发措施的影响，易造成水驱过程驱替不均衡。基于统计学方法，提出了采用克里斯琴森均匀系数定量评价多层水驱油藏开发过程中均衡驱替程度，以最大化均衡驱替为目标建立了分层注采参数优化数学模型，采用协方差矩阵自适应智能进化算法进行求解，形成了多层水驱油藏注采参数协同优化方法，并通过实例验证了方法的可靠性。将建立的新方法应用于胜利油区胜坨油田坨142 油藏典型井组，通过对比智能协同分层注采参数优化前后结果，相比于原始方案克里斯琴森均匀系数提高了3.49%，累积产油量增加1.024×10⁴m³ ，同时含水率降低1.34%。表明该方法可以精准地控制各层间的配产和配注，有效地改善水驱油藏层间和井间的均衡驱替状况，实现注采参数和剩余油分布的精准匹配。     

基于层间均衡驱替的注水井分层配注方法

油藏纵向非均质性造成注水舌进,层间开采差异大,导致油田开发效果不理想。针对此问题,根据储层采出程度与注入孔隙体积倍数的关系,利用迭代法对各层注水量进行重新分配,以实现油田各层采出程度相同的均衡驱替目标,从而形成一种基于层间均衡驱替的注水井分层配注新方法。将研究成果应用于渤海BZ油田,新方法实施后区块平均日增油23m³/d,含水下降约4%,起到了较好的降水增油效果。新方法有效增加了储层的动用程度,提高了注入水的利用率,减少了注入水的低效无效循环,提升了油田的开发效果,对进一步挖潜剩余油具有重要指导意义。     

特高含水期驱替倍数量化表征及调整对策

特高含水期油藏经过长期注水开发,在平面、纵向上存在驱替不均衡现象,影响水驱开发效果。为了达到均衡驱替的目的,利用数值模拟技术提出了驱替倍数量化表征方法,识别表征油藏不同位置处驱替程度的差异,根据驱替倍数与剩余油饱和度及采出程度的关系对其进行分级评价,将特高含水期油藏分为弱驱富集区、强驱替区、高耗水区和无效注水4个区域,并确定了不同区域驱替倍数的分布模式,在此基础上形成了提高弱驱富集区驱替倍数,转变强驱替区液流方向,注采调配控制高耗水区,封堵调控遏制无效注水等均衡驱替技术对策。针对双河油田Ⅷ-Ⅸ油组提出了井网调整优化方案,现场实施后提高水驱采收率1.43%,应用效果较好。     

基于最大净现值的水驱多层油藏均衡驱替方法

由于储层物性及开发条件的差异,注入水在多层油藏各小层的驱替并不均衡,层间矛盾突出,直接影响油田的开发效果。传统基于均衡驱替的生产指导多为定性的经验认识,无法定量化描述驱替均衡强度,为此,提出了基于最大净现值的水驱多层油藏均衡驱替开发理论。从指数型渗流表征方程和达西渗流定律出发,根据物质平衡理论推导出注采平衡条件下注水开发动态描述方程,在此基础上,建立了注水开发动态数据与油田开发净现值的关系式,以最大净现值为目标,求解得到水驱多层油藏达到均衡驱替的条件,并进行了注水方案研究。研究表明,实现均衡驱替时,注入水驱油效率最高,净现值最大。在渤海海上油田F3井组进行了成功应用,井组日产油平均增加20m³/d,含水率平均下降3.5%,起到了较好的增油降水效果。研究成果为油田均衡驱替评价提供了定量标准,对水驱油田开发具有一定的技术指导价值。     

基于非均质大模型的特高含水油藏提高采收率方法研究

针对特高含水开发阶段水油比急剧上升、注水量大幅增加和现有技术适应性差等问题,采用非均质物理大模型探索了进一步提高水驱后和聚合物驱后特高含水油藏采收率的方法。研究了聚合物驱-井网调整、自聚集微球-活性剂驱等不同驱替阶段含油饱和度的分布特征,分析了试验过程中注入压力、采收率的变化情况。研究发现,采用井网调整改变流线方向结合聚合物驱扩大波及系数的方法,可使水驱后处于特高含水期油藏的采收率提高26.0%;自主研发的自聚集微球能够运移至油层深部封堵优势渗流通道,迫使后续驱油剂发生液流转向,进入剩余油潜力区,从而提高聚合物驱后特高含水期油藏的驱油效率,自聚集微球-活性剂体系的残余阻力系数是聚合物的1.5~1.6倍,可使聚合物驱后特高含水油藏的采收率提高5%以上。研究结果表明,水驱后特高含水期油藏可采取井网调整结合聚合物驱的方法提高其采收率,而对于高波及系数和高采出程度的聚合物驱后油藏,可采用微球活性剂相结合的深部调堵驱油方法提高其采收率。      

基于最大注水效率的平面均衡驱替方法

针对现有平面均衡驱替评价方法未定量考虑油藏非均质性的问题,基于注采井间动态驱替方程,并考虑油藏的非均质性,建立了注水效率与累计产油量之间的关系方程,以实现注水效率最大化为目标.然后,通过求导的方式得到了平面均衡驱替的特征条件,并以此为基础形成了平面均衡驱替注采结构调整方法.研究认为,均质油藏均衡驱替的特征条件是,各注采...     

胜利油田高含水期油藏水驱精细调整技术方向

以胜利油田为代表的高含水期油藏精细描述和水驱调整技术向精细化方向发展,为适应高含水期油藏精细挖潜的需要,近几年储层构型研究、低级序断层描述和层内剩余油分布预测技术得到不断发展,层系细分重组,采取井网加密调整和完善注采系统等措施改善了油田水驱开发效果。分析了制约整装构造、复杂断块和低渗透油藏大幅度提高水驱采收率的问题,提出了不同类型油藏水驱精细调整的技术方向。在陆相油藏高含水后期开发阶段,需要进一步加大层系细分重组,采取井网立体加密调整、水平井单层开发、改善水质、调整注水产液结构等措施,在井网优化调整的基础上,综合应用各种工艺技术对储层进行控制和改造,实施精细注水和有效注水开发,提高注采系统的针对性和有效性,以均匀控制驱替剖面。      

泡沫驱注入量对不同非均质储层驱油效果的影响

为揭示空气泡沫驱对储层的适应性,研究了不同非均质变异系~条件下,泡沫注入量对驱油效果及含水率的影响。结果表明:当注入量为0~0.3 PV时,对于任何非均质性的储层,随着注入量的增加,采收率增幅及含水率降幅均增大,且非均质性中等和非均质性强的储层的变化较大;当注入量为0.35~0.5 PV时,注入量的增加对于非均质性弱和非均质性强的储层的采收率增幅和含水率降幅基本无影响,而对于非均质性中等的储层影响较大;当注入量为0.5~0.6 PV时,注入量增加对于任何非均质性储层的采收率增幅和含水率降幅均无影响。非均质性弱、中等和强的储层的最优注入量分别为0.3、0.4和0.35 PV;泡沫驱采收率增幅最大值分别为13%OOIP、23%OOIP和25%OOIP,含水率最大降幅分别为16.7%、29.7%和33.1%。泡沫驱适用于非均质性中等和非均质性强的储层。     

低渗透油藏精细水驱提效再认识

低渗透油藏储层岩性致密,具有孔喉细、压力系数低、裂缝发育等特点。注水开发单井产量低、产量递减快,稳产基础薄弱;储层非均质严重,动用程度和驱替程度较低;易水淹水窜,采油速度及采收率难以提高。为了克服这些问题,持续攻关形成了精细油藏刻画技术,配套精细分层注水工艺,在低渗透油藏开发中成功应用。油藏精细描述是实施精细水驱的基础,主要包括单砂体精细刻画、裂缝精细表征、储层微观孔隙结构精细刻画等技术。精细水驱包括井网加密调整技术、精细分层注水技术、智能分层注水技术、纳米微球调驱技术、温和超前注水技术等,可解决低渗透油藏注水开发水平及垂向注采不平衡的矛盾,有效提高采收率。温和超前注水技术对克服裂缝开启、地层破裂、启动压力梯度三者间的矛盾具有重要意义,使地层压力维持在相对平均的稳定状态,有利于延长油田稳产期。相对于常规水驱,精细水驱技术预期提高低渗透油藏采收率5%以上。     

水驱油效率可达到 100%

水驱油之后地层中还存在大量剩余油,如何将其经济而有效地开采出来是老油田挖潜调整要解决的主要问题。 注入水的波及系数低和驱油效率低都会导致地层中存在剩余油。 残余油的存在是驱油效率低的主要表现,其往往由快速注水驱替过程中的 Jamin 效应所致。 提高注水速度可以克服 Jamin 效 应并提高驱油效率,但该方式很费水,工程条件一般不允许。 长期水洗也可以提高注入水的驱油效率,但该方式也较费水,经济效益较差。 浮力驱油也可以消除 Jamin 效应,并大幅度提高驱油效率,甚至可将驱油效率提高至 100% 。 对于中高渗透储层,可采用周期注水的方式,充分利用浮力的作用来提高驱 油效率,节省注水成本,提高油田开发效益。     

大庆油田缆控分层注水技术研究及应用

分层注水是大庆油田开发最重要的特色技术,为油田高效开发提供了技术支撑。随着油田进入特高含水期,剩余油高度分散,油水关系复杂,注水合格率下降快,稳油控水难度加大,为解决日益增加的注水井测调工作量与有限的测试队伍间的矛盾,满足油田精准开发需求,研制了缆控分层注水技术。该技术将压力监测系统、流量监测系统、流量控制系统置于预置电缆智能配水器中,在办公室端由技术人员在服务器软件上发出控制指令,通过油田生产无线网络发送至地面控制箱,应用电缆载波技术由电缆传输指令至智能配水器,实现实时通信,获取井下分层参数信息,控制井下分层注入量。通过建设4个智能分注技术示范区,验证了不同开发矛盾下工艺适应性。缆控分层注水技术提高了吸水厚度比例,有效控制了含水上升率和自然递减率,增油效果明显,推动了油田数字化转型、智能化发展。     

高含水后期厚油层注氮气泡沫控水增油技术研究

挖潜厚油层顶部的剩余油是油田进入高含水开发后期的主攻方向之一。由于氮气泡沫具有对高含水层和高渗透带的选择性封堵及提高驱油效率的作用,因此可以利用向厚油层中注氮气泡沫的方法来控制厚油层水窜,挖潜厚油层中的剩余油。通过室内实验,研制了与试验区地质条件相适应的泡沫剂,并开展了1口井的现场试验,取得了增油2286t,含水下降1．6个百分点的较好效果。     

水平井蒸汽吞吐注汽筛管位置调整时机优化研究

针对稠油油藏水平井蒸汽吞吐吸汽不均导致热效率低的问题,采用数值模拟方法,对非均质储层水平井段吸汽规律进行研究,分析了注汽筛管位置对水平井段吸汽规律的影响,引入温度变异系数对比多个周期水平段吸汽不均的程度,并提出了注汽筛管位置调整时机优化方法,根据温度变异系数先降后升的“V”字形变化规律,对比不同阶段调整注汽筛管位置对蒸汽吞吐采油的影响。结果表明:蒸汽吞吐初期温度变异系数不断下降,依据热力学加和性原理,该阶段吸汽较好的储层比热容升高,证明含水量不断增大,剩余油被大量采出,此时调整筛管位置无法充分动用高渗储层的剩余油;若在蒸汽吞吐后期调整筛管位置,则高渗区的油大量采出后至筛管调整前这一阶段,蒸汽注入后富集于高渗低含油区,热利用效率低;在温度变异系数达到最小值时,说明高渗段油藏体系比热容升至较高值,含水饱和度大,剩余油较少,此时调整筛管位置可改善非均质储层动用不均的问题,因此,温度变异系数达到最小值后越早调整筛管位置效果越好。将研究成果应用于乐安油田,通过温度变异系数方法选择时机调整筛管位置后,吸汽剖面更为均衡,平均日产油由上一周期的0.5 t/d提高至3.4 t/d。研究成果对改善蒸汽吞吐吸汽不均有指导意义。