基于含水变化规律的聚合物驱注入参数优化

目前聚合物驱调整措施和参数优化的具体研究方法中,很少有针对单井注聚效果开展的研究,缺乏可借鉴的技术经验。将聚驱含水变化曲线划分为4个阶段,分别为未见效期、含水下降期、持续见效期和含水回返期;同时利用见效时间、含水降低幅度和见效有效期3个参数,定量表征含水规律。通过综合数值模拟和数理统计学方法找到不同含水阶段的主控因素,并且基于多元回归方法,得到主控因素与含水定量表征参数的数学模型,从而建立了不同含水阶段聚合物注入参数的优化决策模型。研究结果表明,未见效期,要以建立阻力系数为核心,开展均衡注采措施;含水下降期,要以提高注入速度为核心,开展引效促效措施;持续见效期和含水回返期,要以改变聚合物浓度为核心,开展差异化注入。渤海SZ油田根据每口油井含水所处的阶段,实施“一井一策”,2019年实施了10井次聚驱参数优化,累增油2.4×104 m3。     

胜一区沙二1-3单元聚合物驱见效规律认识

该文通过分析胜坨油田一区沙二1-3单元聚合物驱以来生产动态变化,从油藏静态、动态方面分析聚合物驱油井见效规律.沉积相带、储层条件等油藏静态因素对注聚见效有一定影响作用,而注采流线、注聚总量、剩余储量丰度等油藏动态因素对后期注聚开采具有更重要的影响.     

孤岛油田聚合物驱见聚特征及影响因素

孤岛油田聚合物驱试验取得了明显的降水增油效果。注聚区内油井单井见效、见聚特点不同,按单井含水的变化划分为5种类型：见效低谷型、见效初期型、见效波动型、回返型、不见效型;每种类型的影响因素不同,主要影响因素是储层参数、剩余油饱和度、注采关系等。     

聚驱见效特征与影响因素分析

南四区东部聚合物驱区块是大庆萨尔图油田的聚合物工业化区块,由于油层发育较南二、南三区明显变差,开发效果与方案预测有一定差距。通过对南四区东部聚驱注聚过程中的动态变化特征进行分析,总结南四区东部聚驱区块的主要见效特点,指出影响聚驱开发效果的主要因素,对指导今后聚驱开发工作具有重要意义。     

海上中低黏度油藏早期注聚合物见效特征研究

早期注聚合物的见效特征以及判别标准是目前海上油田实施早期注聚合物亟待解决的首要问题。将数值模拟与现场动态相结合,对以渤海油田LD10-1为代表的中低黏度油藏进行了早期注聚合物含水率曲线变化特征研究。中低黏度油藏早期注聚合物的含水率曲线形态取决于注聚合物时机界限,有漏斗型和无漏斗型两种变化形式。聚合物驱前水驱注入量大于0.0356PV为早期注聚合物出现含水下降漏斗的条件,与LD10-1油田早期注聚合物各单井含水率曲线特征相吻合。提出了早期注聚合物见效时间和聚效时间的定义,给出了单位含水变化率的增油率和单位含水增油率两个无因次参考指标,将其作为海上早期注聚合物效果评价的量化判别标准。得到了早期、中期、晚期3个不同时期注聚合物见效的量化标准,单位含水变化率的增油率和单位含水增油率随着注聚合物时机的延迟而提高。     

海上油田早期注聚开发特征及注入方式研究

鉴于海上油田开发平台寿命的时效性和开发投资的风险性,决定了海上油田实施聚合物驱技术应突出一个"早"字。针对渤海典型油田油藏特点,通过油藏工程方法和数值模拟手段研究了海上早期注聚的注入时机、注入压力特征、注入方式和开发效果。研究表明,与陆地传统聚合物驱模式相反,海上油田早期注聚的注入方式适宜先注低浓度聚合物溶液后注高浓度聚合物溶液的组合驱替方式,以达到将聚合物驱注入时机提前和使油田开发全过程保持较高的注采速度的目的。早期注聚开发模式在L油田现场实施后,采油速度一直维持在近3%,使油田保持了较旺盛的生产能力,证明海上油田实施早期注聚及其开发模式是可行和高效的。     

考虑聚合物非牛顿性和渗流附加阻力的海上油田早期注聚效果评价方法

海上油田早期聚合物驱注聚时间早,水驱阶段短,传统霍尔曲线无法进行早期聚合物驱有效性评价。根据渗流力学理论,在考虑聚合物溶液的非牛顿性、渗流附加阻力的基础上,建立了适合评价早期注聚效果的改进霍尔曲线。利用现场数据,针对注聚井绘制改进霍尔曲线图版,并依据图版中曲线的斜率和截距,求解出注聚任意时刻地下聚合物溶液的流态指数、波及范围内的平均有效工作黏度、流动系数、阻力系数等评价指标。理论计算结果经实验验证,结果可靠,从而为海上油田早期注聚效果评价提供了依据。     

海上油田与陆上油田聚驱开发效果对比及影响因素研究

由于海上与陆上油田在储层物性及开采工艺等方面存在较大差异,对比海上与陆上注聚开发效果,总结影响海上聚驱效果发挥的最主要因素,结果表明:海上油田与陆上油田聚驱开发水平均较好;相比于陆上油田,海上油田早期注聚,更利于聚驱效果的发挥;原油黏度大、地层水矿化度高等问题制约海上聚驱开发效果,但可通过改善聚合物性能得到解决。     

改善聚合物驱效果的过程控制技术——以河南油区双河油田北块H3Ⅳ1—3层系为例

“十一五”以来,河南油区投入开发的聚合物驱单元在注聚前均已进入特高含水期,在驱替过程中如何最大限度地提高对应油井的见效比例、见效厚度及增油倍数,是聚合物驱动态调整的难点.应用油藏工程、数值模拟、矿场试验等方法,研究了聚合物驱动态调整的政策界限,并针对聚合物驱的不同见效阶段、影响油井见效的因素等,探讨了改善聚合物驱效果的过程控制技术,包括合理配液配注、边水控制、注聚质量浓度差异调整、聚合物窜流控制、长期封堵高含水层评价动用以及聚合物驱适度提液技术.将这6项技术应用于双河油田北块H3Ⅳ1-3层系,取得显著效果,实际增油降水效果好于数值模拟预测,在注入孔隙体积倍数为0.56时,采收率提高了2.83％.     

渤海锦州9—3油田注聚动态分析及优化调整技术研究

渤海锦州9—3油田经过近两年的工业性聚合物驱矿场试验,目前已经初步见到降水增油的良好效果。借鉴陆地油田注聚区块经验,对聚合物驱试验以来油水井动态变化特征进行分析总结,建立了适合海上油田特点的注聚前期油井见效标准,并对见效井特征进行了分析与评价。在此基础上提出了改善注聚效果的优化配套措施,为建立海上油田优化注聚模式做出了有益摸索。     

渤海锦州9-3油田注聚动态分析及优化调整技术研究

渤海锦州9-3油田经过近两年的工业性聚合物驱矿场试验,目前已经初步见到降水增油的良好效果。借鉴陆地油田注聚区块经验,对聚合物驱试验以来油水井动态变化特征进行分析总结,建立了适合海上油田特点的注聚前期油井见效标准,并对见效井特征进行了分析与评价。在此基础上提出了改善注聚效果的优化配套措施,为建立海上油田优化注聚模式做出了有益摸索。     

海上油田早期注聚提液技术政策界限研究——以渤海A油田为例

以渤海A油田为例,通过分析无因次采油、采液指数变化规律和已提液油井生产状况,研究了提液的可行性;利用数值模拟手段,采用均匀设计法设计试验方案,开展海上油田早期注聚提液开发技术政策界限研究,确定了合理的提液时机和提液幅度.研究结果表明,对于A油田来说,在聚合物驱整体见效时提液效果最佳,合理的提液幅度为提液前产液量的1.3倍左右,在聚驱的基础上再提液可提高采收率约0.8%.     

海上油田聚合物驱极限井网密度研究——以渤海S油田为例

海上油田由于开发成本高,经济效益直接决定着油田开发后期井网加密和聚合物驱两项技术实施的可行性,经济极限井网密度的确定是海上油田开发后期的关键。为探究海上油田聚驱极限井网密度,以渤海S油田为例,通过数值模拟方法,确定油田采收率与井网密度、聚合物浓度和注聚年限的关系。利用产量递减和广义翁氏模型,建立加密聚驱增油量模型,并结合经济评价方法,获得了不同油价、注聚年限和聚合物浓度下的聚驱极限井网密度。结果表明：油价越高,注聚年限越长,聚驱极限井网密度越大;相同注聚年限下,聚驱极限井网密度随聚合物浓度的增大呈先上升后下降的趋势。总体而言,油价和注聚年限对聚驱极限井网密度的影响大于聚合物浓度的影响。研究成果为海上油田开发后期加密结合聚驱实现采收率最大化提供了理论支持。     

新疆油田七东_1区砾岩油藏聚合物驱见聚特征与影响因素研究

针对新疆油田七东1区聚合物驱试验区油井见效时间、浓度以及含水增油等见聚特征差异明显,且聚驱见效前后剖面动用情况变化显著的问题。为进一步研究其影响因素,分别从储层物性、非均质性、聚驱控制程度等方面分析,结果表明:储层物性对见聚时间影响较大,北部渗透率高、物性好,聚合物优先进入,导致北部见聚时间较早;储层非均质性影响聚合物的产出,非均质性强,油水井层数动用差,聚合物波及效率差,产聚浓度高;聚驱控制程度较高的北部井和中心井,开发效果好。     

海上油田聚合物驱最低增油量评价方法研究

确定聚合物驱增油量是海上油田聚驱效果评价和经济效益分析的关键,一般情况下,采用数值模拟方法计算聚驱增油量,但计算结果与实际情况存在一定误差,且结果过于乐观.为了提高海上油田聚驱投资效益、降低聚驱开发风险,文章从聚合物驱最低增油量理念出发,利用油藏工程理论总结出四种计算方法,并以渤海锦州9-3油田为例进行了计算和对比分析...     

海上油田稀井网大井距聚合物驱应用与分析

为改善海上X油田产量递减现状,在室内评价及小井组试验的基础上,进行了中高含水期的早期聚合物驱矿场试验,提出了海上油田注入井分层分质注入、分层调剖,油井提液引效的措施。研究表明,稀井网大井距聚合物驱主要以扩大平面波及体积为主;从边部油井的见效特征分析可知,聚合物注入可有效压制边水入侵,但对改善纵向层间矛盾效果有限。X油田早期聚合物驱试验为海上同类油田的开发提供了重要参考依据。     

对不同注聚阶段油井提液的认识

从注聚初期到见效高峰期,聚合物驱油过程中,含水率变化曲线具有明显的"漏斗"现象,即注聚合物一定时间后,含水率开始下降,当含水率下降到一定程度后,产出液中含油率很高;在见效后期,注入压力逐渐下降,地层供液能力逐渐得到恢复,此时含水逐步上升,聚合物驱效果变差直至恢复到水驱水平。理论分析认为,聚驱见效后,含水下降初期是提液的最佳时机。统计93口聚驱采出井所采取的提液措施效果,平均单井日增液量54 t,日增油量11 t,含水下降2个百分点,沉没度下降293.1 m,得出以下认识:受聚合物驱阶段性影响,不同见效阶段提液效果存在一定差异;采出井见效后含水下降5～10个百分点时提液效果最好。     

海上稠油油藏早期注聚压力与注聚时机研究

渤海油区属于典型的海上稠油油藏,目前水驱采收率不高,聚合物驱提高采收率潜力较大.鉴于海上油田开发平台寿命的时效性和开发投资的风险性,使得海上稠油油藏早期注聚时机和注聚压力特征不同于陆地油田中后期注聚.利用数值模拟手段和油藏工程方法,研究了渤海油区典型常规稠油油藏早期注聚压力特征、注聚时机及其影响因素;利用中心组合实验设计方法,建立了早期注聚压力变化与其影响因素之间的关系式.结果表明:海上稠油油藏早期注聚压力受5个因素影响,影响程度由大到小依次为聚合物溶液粘度、油藏渗透率、注入速度、注聚时机和原油粘度;注聚时机受原油粘度和油藏渗透率制约,原油粘度越大、油藏渗透率越低,注聚时机则越晚,渤海油区稠油油藏早期注聚的合理时机在含水率大于20％以后,极限注聚时机在含水率为10％.     

孤东油田七区中注聚特征及影响因素分析

聚合物驱油在孤东油田七区中见到明显效果,根据区块实际统计资料,分析了见效井动态特征及影响注聚效果的因素,为油田今后编制聚驱方案及动态调整,提高聚合物的利用率提供了参考依据.     

聚合物驱注聚参数分阶段优化决策方法

鉴于现有注聚参数优化方法针对性不强、计算精度低等问题,文中首次建立了聚合物驱注聚参数分阶段优化决策方法。根据含水率变化特征曲线,将聚合物驱阶段划分为见效前期阶段和见效高峰阶段,将见效速度和含水率下降综合系数分别作为2个阶段注聚参数的优化目标函数。通过关联分析和数值模拟计算,确定影响见效速度和含水率下降综合系数的主控因素。基于数值试验和遗传算法手段,得到主控因素与注入参数的对应矩阵,运用响应曲面回归分析法建立了见效前期阶段和见效高峰阶段聚合物注入质量浓度、注入速度、段塞尺寸等注聚参数的优化决策模型。渤海S油田的应用实例表明,该方法的操作性强,计算精度高,可实现注聚单井不同阶段的注入参数个性化设计,对于现场精细注聚管理、提高注聚质量和改善注聚效果具有重要的意义。