小断块油藏单井CO2吞吐强化采油注气时机及周期注入量优选

低渗小断块油藏控制单元井间连通性差，边界封闭，地层能量有限，开采中地层能量下降快，难以采用早期注水等方式大规模开采。利用CO2吞吐强化采油对此类油藏可能是一种有效的方法。为此，首先对油井目前流体进行相态分析，并对油藏流体进行CO2膨胀实验，然后将注气前后地层流体的物性进行对比，确定CO2增产机理。再在此基础上建立单井CO2吞吐的数值模拟模型，并对注气前生产历史进行拟合，用拟合好的模型对CO2吞吐强化采油过程中注气时机和周期注入量等进行敏感性分析，从而得出一些对小断块单元油藏单井CO2吞吐强化采油开采机理的深入认识，为油井CO2吞吐强化采油可行性的工艺方案设计提供了技术依据。     

注水吞吐采油机理研究

单井注水吞吐采油是提高无能量补充井采出程度的方法之一。文章阐述了注水吞吐采油机理，模拟实验结果表明，各种润湿性油藏实施注水吞吐都有效，但随亲水性的增强，吞吐采出程度呈增大的变化趋势。在注入水中加入表面活性剂和粘土防膨胀剂后，可降低油水界面张力，减轻注入水对储层的损害，使润湿性向亲水方向转化．进一步提高油藏的采收率。     

大液量注水吞吐技术在致密油藏水平井中的应用

针对致密油藏水平井大规模体积压裂弹性开采后期的油井开发特征,提出了大液量注水吞吐技术,该技术能有效补充地层能量、提高单井产量、增加开采经济效益。首次定义了大液量注水吞吐技术,并从机理、油藏工程、室内实验及数值模拟等方面分别展开了探讨,分析了大液量注水吞吐在开发致密油藏中的优势。利用压力构成图和油藏中注入水残余压力的定义,建立了注水吞吐模型并计算了注水吞吐的临界参数,且将这一结果应用于现场。先导性矿场试验取得了显著的增油效果及经济效益,单井日产油量提高了4.5 t/d,地层压力提高了9.3 MPa,累计产油量增加了1 987 t,投入产出比可达1∶1.74～1∶4.06。研究成果为致密油藏水平井的高效开发提供了一种思路和重要的技术支持。     

塔河缝洞型油藏单井注水替油机理研究

塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏埋藏深，储集空间多样，储集类型复杂，缝洞型碳酸盐岩基质基本不具有储渗能力；裂缝和溶洞既是储集空间，也是主要的连通通道。现场发现钻遇定容封闭性油藏的油井适合单井注水吞吐开采。运用油藏工程和数值模拟方法对注水替油机理进行深入研究，考察了垂向和平面渗透率与原油密度和粘度对水锥形成的影响，累计注水量与换油率关系，闷井时间与开采效果，工作制度与累计产量提高幅度的关系等，所得结论对现场单井注水替油具有一定的指导作用。     

水平地层单井注水吞吐数值模拟

本采用油藏模拟方法研究了水平地层单井注水吞吐过程中主、关井平衡、开井采油三个阶段每一阶段的地层压力恢复特征以一层中敢饱和度分布规律。研究结果对于现场单井注水吞吐个有重要的指导作用。     

小断块单元油藏单井多周期CO2吞吐强化采油研究

低渗小断块油藏控制单元井间连通性差、边界封闭、地层能量有限、开采中地层能量下降很快,难以采用早期注水等方式大规模开采。用CO2吞吐强化采油对此类油藏可能是一种有效的方法,为此进行了相关研究：首先对油井目前流体进行相态研究,然后对油藏流体进行CO2膨胀实验,再将注气前、后的地层流体的物性进行对比,确定CO2增产机理;在此基础上建立单井CO2吞吐的数值模拟模型并对注气前生产历史进行拟合,用拟合好的模型对CO2吞吐强化采油过程中周期注入量、注气速度、焖井时间和生产速度等因素进行敏感性分析,从而得出适合于小断块单元油藏单井CO2吞吐强化采油的优选方案,并对第一周期生产指标进行了预测,在此基础上,对第二周期的周期注入量进行了分析,得出相关油井已不适合进行第二周期吞吐的结论,为油井CO2吞吐强化采油可行性的工艺方案设计提供了技术依据。     

磺河南地区无能量补充井的单井注水吞吐开发

黄河南地区油田属复杂小断块油藏,由于在开发中得不到有效的能量补给,致使开发效果极差。而单井注水吞吐开发方法利用油层的亲水性,发挥毛管力吸水排油的作用实现水驱,能有效地补充地层能量,恢复地层压力,提高采收率。单井注水吞吐要分多期进行,每个周期又分注水、闷井和采油3个阶段。注水量与注水速度与地层压力的恢复关系密切;闷井的目的是使注入水与原油进行充分交换,有利于原油采出;采油阶段为初期含水高,随采油时间的增加逐渐下降,然后再慢慢上升。油层润湿性和渗透率是影响单井注水吞吐开发的主要因素,油层水的润湿指数越大,油层的润湿性越强,自吸排油性就越强,采收率也就越高。渗透率越高,油水渗流能力就越强,注水平衡时间就越短,因而就会获得较高的采油速度。该方法在马11-108井实施后,效果十分显著。     

黄河南地区无能量补充井的单井注水吞吐开发

黄河南地区油田属复杂小断块油藏,由于在开发中得不到有效的能量补给,致使开发效果极差.而单井注水吞吐开发方法利用油层的亲水性,发挥毛管力吸水排油的作用实现水驱,能有效地补充地层能量,恢复地层压力,提高采收率.单井注水吞吐要分多期进行,每个周期又分注水、闷井和采油3个阶段.注水量与注水速度与地层压力的恢复关系密切;闷井的目的是使注入水与原油进行充分交换,有利于原油采出;采油阶段为初期含水高,随采油时间的增加逐渐下降,然后再慢慢上升.油层润湿性和渗透率是影响单井注水吞吐开发的主要因素,油层水的润湿指数越大,油层的润湿性越强,自吸排油性就越强,采收率也就越高.渗透率越高,油水渗流能力就越强,注水平衡时间就越短,因而就会获得较高的采油速度.该方法在马11-108井实施后,效果十分显著.     

低渗高凝油藏注水吞吐开发模式的应用

白驹油田油藏为复杂小断块,由于断块面积小而封闭、储集层低渗透、原油凝固点和粘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。单井注水吞吐开发模式一方面充分利用其砂岩的亲水性,根据亲水介质的自吸排油机理实现水驱,一方面补充地层能量,恢复地层压力,实现人工补充能量。不仅扩大了水驱波及半径、提高驱油效率,也提高无能量补充断块的采收率,该技术在高凝油藏的实际运用取到了较好的效果。     

致密油注水吞吐采油技术在吐哈油田的探索

致密油衰竭式开发引起地层能量快速下降,产量递减加快。以致密油体积压裂开发效果和生产特征为基础,结合基础理论研究,创造性地提出致密油注水吞吐开发思路。致密油注水吞吐开发技术具有补充地层能量、重力分异油水置换和渗吸排油的增油机理,可有效补充地层能量和提高单井产量。对注入介质、周期注入量、注入速度、注入压力和闷井时间进行了优化研究,确定了适合致密油油藏注水吞吐施工参数。现场试验验证了注水吞吐的有效性,取得了一定的增产效果。