阿北安山岩裂缝性油藏的周期注水开发

阿北安山岩裂缝油藏注水开发以后,由于裂缝窜流而使油田综合含水上升快,产量下降严重。为了更好地控水稳油,提高开发效果,在注水井调剖措施无明显效果后,首次在高含水井井组中实施结合化学调剖的周期注水－在注水初期进行注水井调剖,控制水窜,以更好地恢复压力。在周期注水的注水周期和激动量的确定上,采用了渗流力学理论和矿场动态资料相结合的方法,使得周期注水的注水期和停注期更为合理、科学。实施后,很好地改善了油藏     

牛东火山岩油藏立体注水开发技术与应用

牛东火山岩油藏为异常低温正常压力系统的特殊油藏,具有火山喷发期次多、油藏规模小的特点。储集层裂缝发育,裂缝以低角度缝和水平缝为主;油层垂向跨度大,单层厚度大,非均质性强。油藏开发初期,采用衰竭式开采的单井产量递减率大,开展直井井组注水先导试验,邻井日产油量略有上升,注水见效程度低,水平井注水吞吐先导试验提高采收率幅度有限。针对油藏开发中存在的问题,对注水吞吐、井网调整和压裂进行不断优化,形成了水平井与直井混合立体注水开发技术,可以有效改善火山岩油藏的注水开发效果。后经推广实施,牛东火山岩油藏注水见效比例达44.4%,见效后单井初期平均日增油量为1.7 t,预计提高采收率5.7%,油藏立体注水开发取得了较好效果,可为其他同类型油藏的开发提供借鉴。     

欢2-19-16块低渗油藏改善注水开发效果研究

针对欢2-19-16块低渗透油藏特征及生产特点,综合运用多学科知识和技术,通过综合分析和动态描述,对改善区块水驱效果进行了研究,找出了油藏各动态参数的变化规律和特点,提出了油藏注水开发调整措施及总体规划,并在现场实施中取得了很好的注水开发效果,提高了采收率.该项目技术水平属于国内领先,项目实施的成功不仅为辽河油田低渗透油藏的注水开发奠定了良好的基础,也为国内同类型油藏的注水开发提供了很好的参考.     

潜江组低渗透油藏注水开发实践认识

江汉油田深井低渗透油藏较多,由于地质特点的差异,导致注水开发过程中所表现的特征不同。而王场油田王广区和广华油田广二区均为低渗透岩性构造油藏。这两个区块的主力油层连片,地质条件及油层物性相似,且均为90年代进行重新认识后进行滚动完善并投入注水开发的,但注水开发效果截然不同。力图通过对两区块主力油层井区的注水开发效果进行分析对比,找出了差异所在,并提出了低渗透油藏注水开发的几点建议。     

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。      

地层测试技术在文102断块油藏开发中的应用

针对文１０２断块开发中出现的注水效果差等问题,在生产动态资料难以分析认识的情况下,采用地层测试技术对该区块水井进行了多井次压力降落试井,应用其试井资料解释结果初步认清了油藏复杂的地质条件,并采取了相应的开发手段,解决了实际问题,提高了油藏开发水平;认识到地层测试技术适用于油藏开发的各个阶段;建议在油藏开发过程中,实施多井组试井,精细油藏描述。     

广西百色盆地百岗组中—低渗透油层注水开发技术研究

广西百色盆地百岗组油藏地质属中～低渗透油层,油藏产量能量低,原油物性有中密度、高粘度、高含蜡、高沥青等特点。提出注水补充地层压力开发。注水后,见到明显效果。提出了百岗组油藏注水开发黄金时期为中高含水期。     

高饱和油藏注水改善开发效果对策研究

高饱和油藏具有高饱和压力、高气油比的特点,注水开发保持地层压力高于饱和压力是改善开发效果的重要保证.以高邮凹陷投入开发的3个高饱和油藏为例,阐述了研究区域内高饱和油藏的开发地质特征,对比了油藏开发效果,总结了影响油藏注水开发效果的主要因素.准确认识油藏构造和储层特征,是注水开发高饱和油藏的前提和基础;合理把握注水时机,保持油藏合理压力水平,是开发高饱和油藏的关键;不断提高注采井网的适应性,是巩固改善高饱和油藏注水效果的保证;适时采用针对性工艺措施,可巩固改善高饱和油藏注水开发效果,而明确了下一步巩固改善油藏注水开发效果的调整思路及对策.     

特低渗油藏注水时机对开发的影响

注水时机对油田的开发效果有着很重要的影响,研究确定特低渗透油藏注水时机,对延长油田高产稳产时间以及提高油藏采收率都十分必要.本文着重利用矿场资料统计的方法,对鄂尔多斯盆地已开发不同类型油藏的注水时机与产量变化关系、采出程度和含水关系、地层压力和产液量关系等进行了统计分析,总结出该类油藏的开发特征,同时简单分析了其机理.通过研究发现,特低渗透油藏不同的注水时机,开发效果迥然;安塞油田早期、同期、滞后和未受效四种情况,初期稳产阶段产量比例为4.27:2.3:1.87:1.因此,对于特低渗透油藏的开发应认真研究适宜的注水时机,尽可能实施早期注水.     

注水开发后期油藏注气驱评价的实验研究

尽管我国的注水开发配套技术处于世界领先地位，但单一的注水开发模式难以继续提高主力油田的采收率。注气是一种较好的提高采收率技术，探索水驱后期油藏注气驱进一步提高采收率正成为我国主力油田开发研究的主要任务之一。针对注水开发后期油藏开展注气驱特征研究，通过原始流体相态特性及长岩心驱油特性的实验室评价，研究油藏水驱后期注气的可行性及驱油效果。实例评价表明，该研究对油田水驱后注气开发的实施有较好的指导意义。     

塔河油田缝洞型油藏水驱后气驱提高采收率可视化实验

塔河油田缝洞型油藏注水开发后,开展单井注气提高采收率实验,注气效果显著,但油藏开发中后期逐渐出现注水、单井注气效果变差,大量水驱后剩余油未能动用。为了提高此类油藏的注气开发效果,需要针对性地开展多井单元注气提高采收率机理研究。通过设计、制作物理可视化模型进行气驱模拟实验,探讨缝洞型油藏气驱后剩余油的分布情况及其影响因素。实验结果表明,水驱后氮气驱,能有效提高驱油效率,注气方式、注入位置和模型充填等因素对气驱效果有影响,采用连续稳定注气方式,在构造高部位注气,低部位采油,可有效提高气驱效果,为类似油藏单元水驱后剩余油的开采提供借鉴。     

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。     

断块油藏特高含水期水驱开发因素敏感性分析

针对现河地区断块油藏的具体特点,开展了数值模拟工作,对地层倾角、采液速度、渗透率、非均质性等水驱开发因素进行了敏感性分析,并应用分析结论指导通61断块特高含水期治理,通过矿场提液、改向注水等水动力调整措施的成功实施,断块水驱开发效果得到了明显改善日产油水平增加132t/d,含水上升率由0.6%下降为0,自然递减由16.7%下降为13.2%,可采储量增加46.4×104t,水驱采收率由48%提高到50.3%,为同类油藏的开发提供了一条行之有效的途径。     

减氧空气吞吐技术在鲁克沁深层稠油油藏的应用

鲁克沁三叠系深层稠油油藏经过多年的注水开发,出现了含水率上升快、水驱效率低、采出程度低等问题。为了解决水驱矛盾,提高单井产量,提出了减氧空气吞吐的方案。通过室内物理模拟实验和数值模拟研究,分析了减氧空气吞吐的机理,优化了注入参数。基于理论研究结果,在鲁克沁三叠系深层稠油油藏开展了减氧空气吞吐矿场试验,结果表明：减氧空气吞吐降水增油的机理是稠油注减氧空气后存在拟泡点,形成泡沫油流分散降黏,同时封堵水流优势通道,扩大波及体积。注气量、注气速度和焖井时间对减氧空气吞吐效果影响较大,建议单井注气量40×10⁴ m³,注气速度4×10⁴ m³/d,焖井时间8~10 d。鲁克沁三叠系深层稠油油藏共实施减氧空气吞吐400余井次,有效率82%,单井平均初期日增油量4.5 t,综合含水率下降42%,有效期达168 d,有效期内单井增油量480.0 t。因此,减氧空气吞吐是深层稠油的一种有效降水增油技术,对同类型油藏注水开发后提高采收率具有重要的借鉴意义。     

提高薄互层低渗透砂岩油藏采收率的有效开发技术

以胜利油田纯41块沙河街组沙四段薄互层低渗透油藏为例,从低渗透油田渗流机理出发,分析了低渗透油田由于存在井距偏大、井网与裂缝匹配不佳、没能适时转注、油藏保护意识薄弱等问题对开发效果的影响。应用渗流机理、地应力场研究成果,提出了低渗透砂岩油藏合理井距确定、井网形式优化、适时增压注水、加强油藏保护等配套开发技术。实施后日产油量、采油速度、日注水量明显提高,含水率、注入压力下降,预测采收率可提高523%。因此,该项配套技术对改善该类低渗透油藏开发效果、提高采收率具有广泛的使用意义。     

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。     

特低渗透率储层水驱油规律实验研究

为研究特低渗透率储层水驱油规律,文中选取鄂尔多斯盆地3个井区的57块岩心进行水驱油实验分析,并研究了特低渗透率条件下水驱油效率与渗透率大小、注入倍数、注水压力等参数的关系。岩心主要为特低渗透率岩心,渗透率大小为研究区长4+5储层、长6储层和长8储层渗透率范围。实验结果表明:驱油效率随着渗透率增加而提高,而且在渗透率低值阶段,驱油效率提高更快;随着注水倍数的增加,驱油效率提高,直到含水100%为止,但含水越高,增加幅度越小;在同样的水驱速度下,渗透率越大,驱油效率越高,如果水驱速度不同,采收率会产生波动,但存在一个最佳驱油速度,且渗透率越大,最佳驱油速度变大;随着注水压力增加,无水期驱油效率总体呈下降趋势,但含水期驱油效率随着注水压力增加而逐渐提高,当达到一个最佳注水压力后,驱油效率又呈下降趋势;层内非均质性越强,驱油效率越低。     

基于多变量时间序列及向量自回归机器学习模型的水驱油藏产量预测方法

提出了一种基于多变量时间序列(MTS)及向量自回归(VAR)机器学习模型的水驱油藏产量预测方法,并进行了实例应用.该方法在井网分析的基础上通过MTS分析对注采井组数据进行优选,并将井组内不同采出井产油量及注入井注水量作为彼此相关的时间序列,通过建立VAR模型从多个时间序列中提取出相互作用规律,挖掘注采井间流量的依赖关系...     

稠油油藏水驱转热采工艺可行性分析

胜利油区水驱稠油油藏经过多年的注水开发，由于原油粘度的增大和剩余油分布的高度分散，导致开发后期采油速度低、产量低，严重限制了油藏采收率的提高，因而必须寻找合适的接替技术。中外水驱转热采的实践经验证明，热采技术的高温蒸汽降粘和超覆作用等手段可大幅度提高水驱后稠油油藏的采收率，解决水驱开发无法解决的降低原油粘度和提高波及体积等问题。水驱转热采适合于埋藏深度小于1400m的普通稠油油藏，可大幅度提高原油采出程度。胜利油区的油藏条件完全符合水驱后转注蒸汽的筛选标准，具有广阔的应用前景。     

胜利油田低渗透水驱油藏含水变化特征及影响因素

生产中含水率的变化特征在一定程度上可以反映水驱油效果的好坏。见水早、含水上升快、水驱油效率低等问题一直困扰着低渗透油藏开发。水驱油藏含水率的变化问题属于岩石中油水两相渗流的范畴,含水变化特征必然决定于岩石物性、油水特征和驱动力等因素。针对胜利油田低渗透水驱油藏,通过大量实验数据分析了储层孔隙结构特征、原始含水饱和度、应力敏感性和驱替压力等因素对含水率变化和水驱油效率的影响。研究发现孔隙的连通性是影响含水上升规律的重要因素,而初始含水率主要是由原始含水饱和度决定,适当的控制驱替压力有利于控制含水率,提高水驱油效率。考虑到低渗透储层渗透率的应力敏感性,建议实施超前注水,避免压力下降造成的渗透率伤害,从而利于提高水驱油效率。