中高渗透油藏特高含水期开采规律

对胜利油区已处于特高含水阶段的中高渗透、中高粘度油藏的开采规律进行了研究。可采储量采出程度达８０％后，单井日产液、采液速度降低。综合含水达９０％后，油井开井数降低。特高含水井关井是导致油井开井数降低的主要原因。特高含水阶段约能采出可采储量的１／３。随可采储量采出程度的增加，单井日产油、采油速度和含水上升率均降低。研究得出的定量关系式、趋势分析规律对特高含水期油田开发指标的预测具有一定指导作用，已应用于油区及主要油田“九五”开发规划的编制。     

特高含水开发期注采井网评价新指标

针对影响井网驱油效率的因素,采用室内物模实验数据,分析了影响水驱油效率的影响因素,提出特高含水开发期井网评价应该考虑地层中过水倍数和驱替压力梯度分布因素的影响。利用一维两相水驱油理论,结合数值模拟计算结果,给出了地层中驱替压力梯度、过水倍数指标的具体计算方法。在此基础上,计算了典型五点法注采井网的驱替特征参数分布。指出剩余油饱和度分布与驱替压力梯度、过水倍数分布的关系。运用以上方法,计算比较了五点法、七点法、交错法、九点法4种典型井网的驱替参数分布特征,并比较了不同井网的驱替效果,认为特高含水开发期交错注采井网的效果较好。研究结果对特高含水开发期井网调整具有指导意义。     

减阻-渗吸-驱泄协同开发技术机理及应用

低渗透油藏是胜利油区重要的产油阵地之一，其储量占油田总储量的20%以上。低渗透储层具有孔喉半径细小、非均质性强的特点，导致水驱过程出现注入压力高、难注入等问题。目前主要采取活性剂降压增注、高压注水、缩小注采井距等措施来提高开发效果，但仍存在有效时间短、单井注入量低、单井采出液量低、波及体积小等生产问题，因此，开展新型高效的开发方式刻不容缓。“十三五”以来，开展了水井增注补能、采油井渗吸增油、注采井间驱泄扩波及协同开发方式，可以实现提高驱替压力梯度、增强水驱、提高采收率的目的。该协同开发模式在纯化油田开展了矿场应用，纯化油田62 区块水井的注入压力降低20%，注水量提高25%，对应的采油井单井日产油量由0.45 t/d 增至5.08 t/d，增产效益明显，整体采收率提高 8%以上。     

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。     

普通稠油油藏聚合物驱合理井距研究——以古城油田泌125区块为例

以古城油田泌125区块为例,针对普通稠油油藏地下原油黏度高、地下原油流动呈非牛顿流体特性,应用油藏工程方法计算了注入能力、采液能力与油藏注采井距的关系;针对稠油油藏存在启动压力梯度的情况开展了有效驱替对井距的研究,结果显示,驱替压力梯度在注采井周围能量损耗最大,油水井中点处存在最小驱替压力梯度,且井距越大,最小驱替压力梯度越小。考虑到经济因素,参考数值模拟研究结果,最终确定了泌125区块合理的井距范围为120~141 m。     

注氮气泡沫控制水窜技术在油田高含水期的应用

基于大庆萨北油田高含水期油藏控制水窜的需要,研制了氮气泡沫驱替液。三管非均质岩心驱油实验结果表明,与聚合物驱相比,注氮气泡沫可以显著降低驱替前后高渗透岩心的出液比率和出水比率,氮气泡沫比聚合物能更有效地封堵高渗透带。现场应用结果表明,氮气泡沫驱替液能有效地抑制注入水沿高渗透部位的突进,提高驱油效率,使得整个试验井组产出液平均含水率由93.9%下降到90.2%,在产液量降低41 t/d 油量增加16.4 t/d,半年内累计增油3.486 t,增产和综合效益显著,该项技术适合大庆萨北油田高含水期进一步提高采收率,具有较好的应用前景。     

石油磺酸盐复合体系在稠油热采领域的应用研究

胜利油田稠油热采主要采用蒸汽吞吐的方式。其中新开发稠油区块注汽压力高、注汽干度低和老区多轮次吞吐后采收率低、油汽比低是影响热采效果的主要因素。油水之间的高界面张力导致蒸汽驱替效率低是多轮次吞吐后开发效果变差的主要原因之一。针对以上问题开展石油磺酸盐复合体系提高稠油开发效果室内研究,对石油磺酸盐复合体系配方进行优化研究,通过高温岩心驱替实验研究磺酸盐复合体系降低注汽压力的能力,研究石 油磺酸盐复合体系提高注入蒸汽驱替效率和岩心采收率的能力,研究不同注入方式对提高采收率的影响,研究结果表明石油磺酸盐体系可有效降低蒸汽注入压力,提高驱替效率和岩心采收率。2004年在胜利油田单家寺油田、孤岛油田、孤东油田现场应用12井次,单井降低注汽压力0．5～2．6MPa,周期采油量增加190～480t,截至2004年底已累计增油4600t。     

低渗透油藏注水开发的水突进特征

用活塞式水驱油方法，研究具有启动压力梯度的油藏中油水两相径向渗流特征，包括单一油层的驱替特征和双层油层在水驱过程中油水界面突进的差异。分析表明：相同注采压差条件下，启动压力梯度越大，生产阻力越大，油水界面推进越慢，产液量越低。增大注采压差．可以增加油井的产液量，减弱启动压力梯度对生产的不利影响。启动压力梯度加剧了双层油层注水开发时的层间矛盾．特别是在低渗透层渗透率小于50mD时影响更为显著。     

中高渗透油藏特高含水期开采规律

对胜利油区已处于特高含水阶段的中渗透，中高粘度油藏的开采规律了研究，可采储量采出程度达８０％后，单井日产液，采液速度降低，综合含水达９０％后，油井开井数降低，特高含水井关井是导致油井开井数降低的主要原因，特高含水阶段的能采出可采储量的１／３。随可采储量采出程度的增加，单井产油，采油速度和含水上升率均降低，研究得出的定量关系式，趋势分析规律对特高含水期油田开发指标的预测具有一定指导作用，已应用于油区     

油藏特高含水期井网加密潜力评价新方法

针对以往井网加密潜力评价方法在油藏特高含水期应用中存在的不适应性,以胜利油区40个开发后期中高渗透水驱砂岩油藏单元为样本,建立了井网密度与加密井平均单井增加可采储量的关系,并对其影响因素进行了分析.结果表明,加密井平均单井增加可采储量与井网密度呈指数关系,并且随着井网密度的增大,加密井平均单井增加可采储量逐渐减小;但加密井平均单井增加可采储量与井网密度关系曲线的形态各不相同,其主要影响因素是流动系数、储层非均质性以及开发过程中地层能量的保持状况.基于单井经济极限可采储量的理论计算公式,计算得到中高渗透砂岩油藏在不同油价、不同井深条件下的单井经济极限可采储量计算图版,依据该图版和所建立的井网密度与加密井平均单井增加可采储量的关系,可对特高含水期油藏井网加密潜力进行评价.实例应用结果表明,胜坨油田二区沙二段83-5单元在油价为80美元/bbl时,单井经济极限可采储量为0.57×104 t,经济极限井网密度为20口/km2.