高含水老油田化学驱综合治理新方法及工程实践路径

针对胜利高含水老油田化学驱在科学、技术、管理、工程四个角度面临的开发矛盾,以渤76块为典型单元,在工程实践中进行具体对策分析,构建了“适、专、快、集”的老油田化学驱综合治理新方法。“适”指在老油田科学开发方式转化上,构建不同油藏类型老油田化学驱最佳介入时机模型,提出了在含水率相对较低的阶段,是适合化学驱的有利时机,高效开发方式需“适”介入。“专”指在老油田开发技术应用上,改变传统聚合物先溶解后注入的开发思路,研制可控相转化聚合物,使聚合物先注入后溶解,解决炮眼剪切降解的难题,提高油水流度控制能力,老油田开发矛盾需“专”治理。“快”指在老油田综合管理模式上,改变传统方式,即矿场提问题、研究院设计方案、化工厂生产驱油剂的“串联”管理模式,提出充分发挥矿场、研究院、生产厂三方优势的“并联”管理模式,形成针对单一油藏的产品工业化工艺包以及产业化落地方案,老油田开发技术实现“快”转化。“集”指在老油田工程应用实践上,打破老油田化学驱地面大规模建站的工程工艺模式,采用集约化撬装配注设备,实现老油田化学驱的集约快速配注,老油田工程工艺实现“集”应用。运用上述方法,在胜利油田渤76块综合含水率上升初期,实施由水驱转为可控相转化聚合物驱,实施后一年即见到明显的降水增油效果,单井日产油水平增加8.6t/d,综合含水率降低3.1%,验证了综合治理模式的可行性,为高含水老油田化学驱高效开发提供了有效路径。

运移距离对CO_(2)混相驱重力超覆的影响规律及表征分析

CO_(2)驱油技术具有提高原油采收率和资源化利用与封存的双重目的,已在低渗-致密油藏得到广泛应用。为明确运移距离对CO_(2)混相驱油过程中密度差引起的重力超覆程度的影响规律,分别采用室内物理模型和数值模型开展研究。实验结果表明,混相条件下,由于岩心长度减小,重力超覆的扩展空间受限,但油气混相程度的降低,导致重力超覆程度降低幅度较小;当岩心长度继续减小时,混相程度降低对重力超覆的影响大于岩心长度对重力超覆扩展空间限制的影响,从而使重力超覆程度加剧。数模结果表明,随着运移距离的减小,重力超覆程度减弱,混相驱采收率提高。因此,结合油田现场情况,为减缓重力超覆,应适当减小井距,缩短CO_(2)气体运移距离,从而提高CO_(2)驱的波及效率。研究结果对于CO_(2)驱油现场试验方案设计和参数优化具有一定的指导意义。

基于模糊评判决策的天然气驱油藏开发效果评价

注天然气提高采收率有着良好的应用前景,但目前针对天然气驱油藏缺乏相对应的开发效果评价指标体系及标准,无法对开发效果进行正确、客观、科学的评价。根据油田开发行业标准、水驱和CO_(2)混相驱开发效果评价指标体系,筛选出了评价天然气驱油藏开发效果的10项评价指标:采收率提高幅度、换油率、增产倍比、储量动用程度、储量控制程度、压力保持水平、存气率、气油比增长倍数、阶段注采比及注气时机。结合W天然气驱油藏的地质特征、生产动态以及注气开发特点,建立了天然气驱开发效果评价指标体系及评价标准。应用层次分析法、模糊变换原理和最大隶属度原则建立了基于模糊综合评判决策的天然气驱油藏开发效果评价方法,将传统的单指标、定性开发效果评价转化为多因素、定量的开发效果评价。应用实例表明,该天然气驱开发效果评价指标体系及评价方法具有可行性和有效性,对同类型天然气驱油藏开发效果的评价具有一定的指导意义。

低渗灰岩油藏气水均衡驱替主控参数合理界限及开发效果评价

为制定中东低渗生屑灰岩油藏注气注水均衡驱替合理开发技术政策,设计开发因素正交试验模拟,运用组分模型数模技术,并通过二元次模型创建开发主控参数正交图版,明确气水协同注入均衡驱替的主控参数界限;在此基础上,构建基于数模预测的开发动态模糊综合评价体系,定量表征油井生产差异性,评价开发效果,指导矿场先导试验区优选。结果表明:注气注水开发主控参数对采出程度的影响由大到小排序为注气速度、注入时机、采油速度、井距、注水速度;实现油气油水前缘均衡驱替的合理采油速度为2.0%,注气速度为(34~45)×10^(4)m^(3)/d,注水速度为240~320 m^(3)/d,注采井距700 m,地层压力保持原始地层压力水平85%;指导优选开发等级区,实施注水注气矿场先导试验,取得较好试验效果。

窄条带状背斜油藏边部注水开发产能影响因素

JY油田Y油藏为典型窄条带状背斜油藏,其储集层注入水极易沿河道中心方向突进,导致油井快速水淹,产量递减快;由于对水体大小、构造幅度、储集层物性等产能影响因素认识不清,此类油藏开发难度较大。针对上述问题,建立了窄条带状背斜油藏精细数值模型,通过对比论证提出了“边部注水+逐步转注”开发,并在此基础上开展了水体大小、构造幅度、储集层物性等参数对产能的影响研究。结果表明:“边部注水+逐步转注”开发不仅可以增大边水能量,使得井网双向受效,还可以有效延缓构造高部位油井的见水时间,大幅度降低油井含水率。另一方面,在考虑油藏构造特征的前提下,量化了不同影响因素下的产能特征,明确了水体大小、构造幅度、垂向渗透率与水平渗透率之比等参数的合理界限,论证了不同储集层物性下油藏面积的适应性。可为同类型油藏改善注水开发效果提供借鉴。

玛湖凹陷上乌尔禾组强敏感油藏CO_(2)同步吞吐试验

为探索玛湖凹陷强敏感致密砾岩油藏水平井压裂后高效开发提高采收率技术,在玛湖1井区开展注CO_(2)同步吞吐试验。结果表明:CO_(2)同步吞吐可提高强敏感致密砾岩油藏采收率,驱油机理主要是萃取、混相、竞争吸附、膨胀驱替等;裂缝沟通是导致气窜的主要原因,通过现场调控,实现井组与气窜井同步焖井,保证现场实施效果;试验井组受压裂液浸泡导致黏土矿物水化膨胀,造成喉道封堵,渗流能力减弱,影响了CO_(2)波及范围,导致阶段换油率较低。CO_(2)同步吞吐试验取得了较好的增油效果,试验井组阶段增油量为3983 t,换油率为0.36,该试验为强敏感致密砾岩油藏水平井压裂后提高采收率提供了技术思路及矿场经验。

稠油自乳化水驱开发规律

受原油性质的影响,稠油自乳化水驱开发与常规水驱开发不同,传统的稀油水驱理论不适用于稠油水驱开发。以中国某稠油自乳化水驱油藏流体参数为基础,通过室内实验和数值模拟,研究自乳化水驱开发规律,揭示自乳化水驱机理和主要影响因素。采用新的数值模拟方法揭示自乳化水驱的稳定驱替阶段为类“活塞式”驱油模式,开发全过程可分为4个阶段,即纯油阶段、过渡阶段、平台阶段和水油比快速上升阶段。渗透率级差和原油黏度是影响自乳化水驱含水率的主要因素,其次是渗透率和注水速度。

济阳坳陷陆相断陷盆地页岩油开发的几点思考

济阳坳陷是典型陆相断陷盆地,其效益开发对中国页岩油可持续发展具有重要作用。陆相断陷盆地页岩油储层构造复杂、岩相类型多样,流体性质复杂,效益开发难度大。济阳坳陷经过研究评价、试验开发和规模建产3个阶段的探索,取得了重要进展。为此,系统性总结了页岩油优质甜点评价、立体开发优化、高效储层改造、储层补能提高采收率等页岩油开发技术所面临的挑战,提出了工程地质双甜点评价、井网层系组合优化、CO_(2)前置极限射流密切割压裂、注气补能和化学提高采收率等技术措施和效益开发管理模式,初步形成了陆相断陷盆地页岩油开发技术和管理模式体系,对其后续发展方向提出了建议,为陆相断陷盆地页岩油效益开发提供了参考借鉴。

胜利油田水驱开发技术进展及发展方向

水驱油藏是中国东部老油田开发的主体,经过长期注水开发已整体进入特高含水期,室内研究及矿场实践表明,仍有大幅度提高采收率的潜力,但受储层非均质性和开发动态非均质性影响,科学开发和效益开发难度加大,亟需攻关进一步提高采收率技术。整装油藏针对特高含水后期极端耗水严重、效益稳产及水驱提高采收率难等问题,深化了极端耗水层带理论,创新形成了层系近阻重组开发技术、特高含水油藏矢量开发技术和特高含水后期流场调整开发技术,实现了控耗水、降递减,平均采收率为43.7%;断块油藏针对断层多、断块小的特点及特高含水期剩余油规模小、动用难的问题,深化剩余油富集规律及水动力调控机制认识,创新形成了人工边水驱、立体开发等主导开发技术系列,提高了储量控制和水驱动用程度,平均采收率为29.4%,支撑了断块油藏效益稳产;低渗透油藏针对储层物性差、有效建驱难等问题,持续开展非线性渗流机理和压驱开发机理研究,攻关配套开发技术,不断拓宽开发界限,创新形成特低渗透油藏仿水平井注水、一般低渗透油藏井网适配提高采收率、低渗透-致密油藏压驱注水等差异开发技术系列,平均采收率为15.7%,实现了低渗透油藏提速提效开发。通过以上技术进步,实现了特高含水期水驱油藏的效益开发。结合不同类型油藏开发特点及面临形势,对水驱油藏进一步提高采收率提出了下步发展方向。

高倍数水驱砂岩中原油黏度、岩心润湿性时变规律核磁共振实验

根据模拟原油黏度与横向弛豫时间谱几何平均值的变化关系,建立了模拟原油黏度预测模型,并结合高倍数水驱核磁共振(NMR)实验实现了孔隙介质中模拟原油黏度的时变规律定量表征;基于核磁共振弛豫理论推导出新的NMR润湿性指数计算公式,结合砂岩岩心高倍数水驱实验,定量表征了水驱过程岩石润湿性的时变规律。研究表明:岩心中剩余油黏度与过水倍数正相关,过水倍数较低时剩余油黏度升高速度较快,过水倍数较高时剩余油黏度升高速度趋缓。剩余油黏度的变化与储层非均质性相关,储层均质性越强,剩余油中重质组分含量越高,黏度越高。注水后储层润湿性将发生改变,亲油储层向亲水储层转变,亲水储层则亲水性更强,且改变程度随过水倍数增加而增强。原油黏度的时变性与润湿性的时变性具有很高的关联性,原油的黏度变化不可忽略,考虑模拟原油黏度变化时计算得到NMR润湿性指数与测试Amott(自吸法)润湿性指数更具有一致性,更加符合储层润湿性时变规律。

对FETKOVICH(费特科维奇)典型曲线的质疑与评论

FETKOVICH(费特科维奇,以下简称为费氏)于1971年和1980年,分别提出的有限水域水侵量方程和定压典型曲线,受到国内外专家的重视和引用。由于费氏典型曲线可以通过实际数据的拟合,确定井的驱动半径和驱动面积,因此,受到业内专家的青睐。通过推导表明,费氏有限水域水侵量方程,是一个指数递减方程。费氏将该方程直接应用于定容封闭边界油井的产量递减分析,并基于初始递减率的关系式,得到了费氏典型曲线的无因次时间。费氏利用无因次压力的倒数作为无因次产量,得到了典型曲线的无因次产量。然而,由于费氏典型曲线的无因次时间和无因次产量之间没有直接的函数关系,无法建立费氏的无因次典型曲线,因此,对费氏的有限水域水侵量方程和典型曲线的无因次时间和无因次产量进行了推导,并对存在的问题提出了质疑和评论。

吉林特低渗油藏长岩心CO_(2)驱替微观动用规律研究

针对松辽盆地莫里青油田特低渗储层动用困难的问题,利用物理模拟实验和核磁共振技术相结合的实验方法,开展长岩心CO_(2)驱替研究。结果表明:岩样CO_(2)驱替驱油效率介于72.30%~80.40%。大孔喉(>33 ms)平均赋存占比为33.65%,小孔喉(<33 ms)平均赋存占比为18.01%;1 PV的CO_(2)驱替后,岩样大孔喉平均相对采出程度为80.67%,小孔喉平均相对采出程度为17.45%;5 PV的CO_(2)驱替后,岩样大孔喉平均相对采出程度为95.68%,小孔喉平均相对采出程度为39.82%,大PV驱替可有效动用小孔喉的油。研究成果可为莫里青油田储层CO_(2)驱替提供理论支撑,同时也为同类油藏开展注气先导试验提供科学指导。

英买2缝洞型油藏注水及注气提高采收率研究

针对英买2缝洞型油藏大量剩余油未被采出问题,基于典型储层结构组合特征制备了可视化物理模型,开展了注水和注气等不同开发方式的提高采收率物理模拟实验研究。通过对比不同阶段的含水率和采收率,定量分析了不同开发方式对英买2缝洞型油藏剩余油的动用效果;利用制备的裂缝孔洞模型和断溶体模型,研究底水驱后注水、注气和气水交替开发方式的可行性,并明确了进一步提高英买2缝洞型油藏采收率的合理注采方式——低注高采注水驱油方式、高注低采注气驱油方式以及气水交替注入方式,其中,气水交替可较大幅提高原油采收率。研究结果可为英买2缝洞型油藏进一步提高采收率提供支撑。

灰岩酸蚀裂缝软化区域力学特性与微观特征

碳酸盐岩储层常采用酸化酸压工艺进行改造,酸蚀后岩石表面的微观结构被溶蚀破坏,岩石力学特性发生显著变化,进而影响最终的改造效果。为明确酸蚀对灰岩力学特性和微观孔隙结构变化的影响规律,开展了酸蚀前后灰岩力学特性实验、表面形态特征扫描电镜研究和微观孔隙结构核磁共振表征。结果表明,酸蚀后岩石表面出现了一定厚度的酸蚀软化层,厚度约为11.61μm。值得注意的是,由于酸蚀软化层的存在,灰岩抗压强度、弹性模量与表面硬度均降至酸蚀前的约40%。酸蚀后表层岩石内部产生了大小不一的溶蚀孔洞,并在溶蚀孔洞周边引发应力集中,改变了酸蚀软化层的应力分布。在高闭合应力作用下,溶蚀孔洞易于发生挤压变形或坍塌破坏,这也是酸蚀软化层力学性质改变的主要原因。结合核磁共振T2谱,发现孔径尺寸在1nm~1μm的孔隙数量变化最大,酸液溶蚀改变了灰岩软化层内部的孔隙结构,进而显著影响酸蚀后岩石的力学性质。

气井拟压力弹性二相法的推导、简化及应用

弹性二相法是评价气井控制原始地质储量的动态法,又称为拟稳态法(pseudo-steady-state method)或气藏范围测试法(reservoir limit testing method)。该法主要用于气井初期测试,评价岩性、断块和裂缝类型气藏井控的原始地质储量。由压力平方表示的弹性二相法,在中国从1994年起,连续4次被列入国家油气行业标准(SY/T 6098—1994,SY/T 6098—2000,SY/T 6098—2010,SY/T 6098—2022)。与拟压力表示的弹性二相法相比,由压力平方表示的弹性二相法是一种较好的近似评价方法。利用AL-HUSSAINY(1966)指出的拟压力关系式,经理论推导,得到了拟压力的弹性二相法,并应用WATTENBARGER(1968)对µgZ随p的变化关系研究,对拟压力弹性二相法进行了简化,分别得到了由压力一次方和压力平方表示的弹性二相法。目前,在国内外的文献中,尚看不到有关拟压力弹性二相法推导的报道。通过实例应用表明,压力一次方表示的弹性二相法评价的井控原始地质储量明显偏低,而由压力平方表示的弹性二相法评价的结果明显偏高。

胜利油田低渗透油藏压驱工程方案优化及矿场应用

为解决低渗透油藏压驱过程中存在的油井见效方向明显、压力下降快、含水上升快等开发难题,基于低渗透油藏压驱地质特征,抽提压驱开发工程问题,建立耦合渗流-应力-损伤(H-M-D)的低渗储层压驱数学模型,开展“压-闷-采”一体化压驱数值模拟,建立压驱工程参数优化图版。结果表明:以3 a累计经济净现值为目标,优化单层压驱注入量为3.0×10^(4)~3.5×10^(4)m^(3),压驱注入速度为1000~1200 m^(3)/d,闷井时间为20~30 d,驱油剂体积分数为0.15%~0.20%;优化后的低渗透油藏目标方案区BN1区块压驱缝网长度、宽度及高度较未优化的相邻BN0区块分别提高19.4%、27.3%、11.3%;与未优化的相邻BN2区块相比,BN1区块井口油压相当,日产液量降低42.4%,日产油量增加163.6%,含水率降低62.3%。研究成果能有效指导低渗透油藏压驱工程方案优化与现场实施。

延长油田H区块剩余油分布规律及开发技术研究

为了更好的明确延长油田H区域剩余油的分布特征、开发潜力,以及有效的开发策略,运用油藏工程、动态监测、数值模拟相结合的方法,认识剩余油分布规律及主控因素,进一步揭示剩余油分布特征,为下一步注水开发提供理论基础。依据油藏工程及数值模拟精细描述成果,提出了能够提高采收率的合理注采比及地层压力保持水平,优选出中高含水阶段密井网下合理的开发技术,为研究区高效注水开发提供可靠的技术支撑。

底水油藏底水分布规律及射孔参数优化——以周长油田延安组油藏为例

为了明确射孔参数底水油藏开发的影响,针对由于早期布井随意性较大,无井网格局,无具体的开发方案,导致研究区采油速度低、递减快,稳产难度大的问题,运用油藏地质参数分析和油藏数值模拟的研究方法,分析不同射孔参数条件下,不同类型底水油藏开发效果。结果表明:1)研究区主力油层延10层底水发育,水井射孔注水厚度大小不一,对应油井受效和开采效果有明显差异;2)依据夹层分布和油水接触关系,目标油藏分为直接接触型、不稳定夹层型和稳定夹层型3类;3)Ⅰ类底水直接接触型水井射孔程度越高,越有利于抑制底水突进;最优油井射孔程度约为2 m;4)Ⅱ类/Ⅲ类型隔层分隔底水型水井射孔程度越高,开发效果越好;油井射孔程度约为70%时,开发效果好。该研究成果对同类型底水油藏开发参数设计及稳油控水提高采收率具有指导意义。

极端耗水层带形成机制及流场调控增效模式——以陆相砂岩特高含水后期整装油田为例

以胜利油区陆相砂岩油藏整装油田为代表,主力单元进入特高含水后期(含水率大于95%),局部区域出现极端耗水现象,水油比急剧上升,注入水利用率大幅下降,吨油操作成本成倍增加,经济效益变差,但油藏中还有60%左右剩余地质储量。注入水沿着极端耗水层带窜流是制约陆相砂岩整装油田特高含水后期效益开发的关键问题。以提高特高含水老油田开发效益为目标,明晰了极端耗水层带形成机制及调控机理,建立了基于老井的变流线调控极端耗水层带扩波及方法,形成特高含水后期油藏精准描述及调控极端耗水层带扩波及的效益开发技术体系。通过应用流场调控技术,使传统认为含水率98%近废弃油藏开展示范应用,基于极端耗水层带流场调控经济寿命期延长10a以上,产油量大幅增加,含水率下降,吨油操作成本下降,实现了特高含水后期老油田低成本开发。

高含水油田剩余油研究方法、分布特征与发展趋势

为了提高高含水油田剩余油研究与评价效果,基于大量文献调研,梳理了剩余油的概念、影响因素,从剩余油微观分布、宏观分布和饱和度定量分析3个方面总结了剩余油研究方法及其适用条件,概括了水驱油藏、稠油油藏和化学驱油藏的剩余油分布特征,进一步提出了目前剩余油研究的难点和发展趋势。结果表明:剩余油的影响因素主要包括地质构造、沉积微相、储层非均质性和井网密度、井网模式、注采系统的完善程度、生产动态等;剩余油研究方法包括实验分析方法、数值模拟方法和矿场测试方法等,各种方法的研究目的和适用条件不同,测试结果反映不同位置、不同尺度下的剩余油饱和度分布;高含水油田剩余油分布总体呈现高度分散和相对富集的特征,剩余油微观分布呈现连续相和非连续相多种形式;剩余油研究发展趋势包括但不限于以下5方面:超大物理模型的构建、多尺度高分辨率成像系统集成、考虑不同驱替介质及物性时变与非连续相非线性渗流的数值模拟改进方法、多学科多方法矿场测试的综合应用及大数据人工智能的广泛应用。