靖东长2含水油藏含水饱和度与驱油效率的关系

以靖东长2号高含水饱和度油藏为例，通过室内岩心试验和微观模型试验，得出了高含水饱和度油藏含水饱和度与无水期、最终期驱油效率、残余油饱和度的关系，并对试验结果进行了初步的分析和讨论。

油藏含水上升规律分析及问题探讨

近些年来,我国很多油田的开采程度在逐渐加大,开采到一定程度就会见水,进而致使油井内部的含水量增加,对油田的开采质量产生影响,有的也会导致油井出现直接关井,不能够正常开采与生产。因此,重视对油藏中含水上升规律的分析与问题的把握,能够更好地保护油藏,采取针对性的措施来提升油藏开采的效率。本文主要对油藏含水上升的规律进行分析,并对其问题进行探讨,掌握油藏未来可能见水的概率与变化,总结规律,并分析其规律,促进油藏开采水平的更好提升。

胡状集中渗高含水油藏含水分级研究

胡状集油田已进入高含水开发后期,层间、平面矛盾进一步加剧,由于剩余油认识难度不断增大,开发效果逐年变差。因此,为加深剩余油认识,进行了胡状集中渗高含水油藏含水分级研究。

新型产甲烷菌系提高极限含水油藏采收率技术

我国东部老油田已整体进入特高含水开发阶段,呈含水上升快、采油速度低、水驱效益低等开发特征,现有提高采收率技术已无法实现原油的经济采出,亟需建立接替技术。为此,以胜利油田某聚驱后油藏为试验区,开展了油藏菌群结构分析、新型产甲烷菌系的激活产气、油藏适应性及驱油性能研究,探索新型产甲烷菌系在这类油藏的应用潜力。研究结果显示,试验区油藏具有丰富的石油烃降解菌,有利于生物气化技术的实施。模拟试验区油藏条件下,新型产甲烷菌系与油藏内源微生物有较好的相容性,90 d每克原油的产气量达到3.12 mmol,是单独激活油藏微生物产气量的4.5倍,且产生的气体中甲烷气占比达到78%。菌群结构分析显示,新型产甲烷菌系占比达到35.9%,是产气速率大幅提升的关键。适应性研究结果显示,在油藏温度低于65℃、原油黏度小于1 356 mPa·s条件下,新型产甲烷菌系均展示了良好的产气性能。利用实验室设计的物理模型,评价了该菌系产气提高驱油性能,结果显示,注入该菌系后产气作用有效动用了模型顶部的剩余油,极限含水条件下驱油效率提高5.4个百分点;在此基础上提出了生物气化技术提高极限含水油藏采收率的机理。

江苏油田复杂小断块高含水油藏注采井网优化技术

江苏油田复杂小断块油藏经过长期的注水开发后,目前处于中高含水开发期。现阶段储层非均质性对注采井网的影响更加突出,局部存在低效无效注水循环问题,亟需优化调整注采井网。根据非均质油藏剩余油富集类型和影响因素,在原井网基础上,利用油藏数值模拟方法,开展相控条件下的注采井网优化技术政策研究。根据模拟结果,确立了抽稀井网和转注高含水油井两种注采井网优化技术的政策界限,指导陈2断块、韦2断块注采井网优化调整,取得了良好的应用效果,为改善高含水油藏水驱开发效果提供了技术支撑。

高含水油藏CO_(2)驱油与封存联合优化研究

为实现高含水油藏CO_(2)驱采收率最高、CO_(2)封存量最大的多重目的,考虑CO_(2)注入成本、驱油及封存收益等指标,建立基于经济净现值(NPV)的高含水油藏CO_(2)驱油与封存联合优化目标函数,结合油藏数值模拟方法,运用随机扰动近似梯度算法(SPSA)对优化目标函数进行迭代求解。以胜利油田某高含水油藏为例,根据不同时刻油藏含水率不同的特点,设置不同转注CO_(2)时机,分别开展注水和注CO_(2)方案优化,对比2种注入方式下生产动态及NPV差异,分析注CO_(2)时机对累积产油量及CO_(2)封存量的影响,并确定最优转注CO_(2)时机;此外,设置不同CO_(2)注入价格、封存补贴方案,分析其对经济效益的影响。研究结果显示,为使高含水油藏CO_(2)驱项目盈利,转注时含水率应低于0.97;当CO_(2)注入价格为1.2元/m^(3),封存补贴为0.114元/m3时,高含水油藏转注CO_(2)时机越早,收益越高。

高效流场调整技术在整装油藏特高含水期的应用

胜利油田已进入高勘探程度、高含水阶段,以注水开发为主的油田逐渐面临着一个问题:长期的水驱冲刷使得注采流线长期固定,剩余油分布及驱替程度不均衡,导致注入水的无效或低效循环,制约着剩余油挖潜以及提高采收率等措施的实施。为了解决这一难题,以孤东七区西52+3块为例,研究了高效流场调整技术以提高整装油藏特高含水期采收率。研究结果表明,高效流场调整技术综合高倍相渗模拟与流线模型手段,精准预测剩余油及流场分布,解决了研究区块剩余油分布规律不清、产液结构不合理的问题。

高含水油藏CO_(2)驱油与地质封存机理研究现状及待解决的关键问题

为实现中国碳达峰、碳中和的长远目标,将化石能源燃烧生成的CO_(2)捕集后注入到高含水油藏,不仅可提高原油采收率,而且能在油层中实现CO_(2)地质封存,有利于实现油气增产和降低碳排放的双重目标。针对高含水油藏的特点,从CO_(2)驱油和地质封存机理、赋存方式、埋存量计算方法以及CO_(2)运移、泄漏风险预测与评价等方面进行了全面回顾。基于高含水油藏CO_(2)驱油与地质封存的中外研究现状,结合与之密切相关的科学领域及其矿场面临的难题,提出了CO_(2)与储层岩石和流体反应、驱油机理和封存方式、赋存量、封存效率、泄漏与风险防控等亟需深入研究的10个关键问题,为CO_(2)驱油与地质封存研究方向及产业化技术储备提供参考。CO_(2)驱油与地质封存问题的解决,对服务于“碳减排”和“碳增汇”,实现中国的碳达峰、碳中和战略目标具有重要意义。

特高含水油藏不同井网流场调整模拟与驱油效率

流场调整是注水开发油田特高含水后期挖掘剩余油的有效手段。注水开发油田进入高含水开发期后,油水井间逐步形成优势流场,注入水无效循环,降低油藏开发效果。根据流场调整的工作原理,利用Python语言进行编程,建立由标准行列式井网排列为基础的流场调整模型,并进行网格划分,分别将井网流场流线转变角度27°、45°,采用有限差分方法,对流场调整前后的优势流场范围进行二维数值模拟,得出九点法和五点法调整井网模拟显示驱油效率高,M形井网驱油效率相对较低,转流线调整45°效果较好。上述流场调整模拟效果对井网调整提高高含水油藏原油采收率具有一定参考价值。

陆相砂岩油藏高含水阶段驱油效率再认识

涸洲11-4N油田涸洲组油藏已进入高、特高含水开发阶段,部分油组采出程度已经接近或超过已有探井实测驱油效率,在现有驱油效率认识下,油藏可挖潜潜力较小,需进一步开展酒洲组油藏高倍水驱下驱油效率研究。针对上述开发中存在的问题,开展了注入量为200PV下的岩心水驱油实验;设计制作了微观可视化水驱油模型,直观描述高倍水驱油过程及残余油的分布规律;结合核磁共振技术开展岩心在线驱替实验,量化大、中、小等不同尺度孔隙中的驱油效率。实验结果表明,长岩心驱油效率可达73.2%,远超原有认识下的驱油效率;当并联长岩心渗透率级差较大时,首次提出在高、低渗透岩心进口端存在伯努利效应;微观水驱油过程中,注入水沿着中、高渗透通道快速突破,模型无水采出程度仅为18.6%,200PV水驱后,低渗透区原油得到有效启动;核磁共振在线驱替实验结果表明,中孔隙对驱油效率的贡献最大,达45.63%。

高含水油藏注气提高采收率室内研究

以NT油藏为研究对象,针对NT油藏低孔低渗、非均质性强、含水率高的特点,对原油可动饱和度以及注气驱油特征进行了研究。试验结果表明,氮气驱后转氮气泡沫驱可以有效封堵高渗层。泡沫沿着优势渗流通道进入高渗层,完成对高渗岩心的封堵作用,扩大氮气在低渗岩心的波及体积,提高低渗岩心的采出程度;气水交替驱适合注水突破时转注,注水突破转气水交替驱,突破时间晚,气油两相接触时间长,有利于降低原油密度黏度;气水交替驱适合采用0.05 HCPV段塞体积,能维持泡沫的稳定性,气体突破时间晚,封堵效果较为明显。

边底水发育低渗透高含水油藏剩余油精准挖潜技术

以靖边DW区延9油藏为例,采用物质平衡法计算剩余油储量,明确了剩余油类型和分布规律,找出了针对不同类型剩余油的精准挖潜技术,并选择典型井组进行了现场实施,结果表明:研究区单井平均剩余地质储量2.45×10^(4) t,剩余油潜力较好;剩余油的成因可分为单一层内剩余油、双层系层间剩余油和复杂多层系层间层内剩余油;根据剩余油类型精准挖潜的重点不同,通过完善注采对应、精准补孔等措施可改变液流方向,达到精准挖掘剩余油的目的。现场试验结果表明,剩余油精准挖潜措施能够显著提高超低渗透油藏水驱开发后的采收率,措施后日产油量平均增幅达到215%,含水率平均降低幅度达到11.5%,达到了良好的降水增油效果,可在同类油藏中进一步推广应用。

特高含水油藏综合调整效果的模糊评价方法

建立了特高含水开发期油藏综合调整效果评价指标体系,分为注采状态评价指标、开发动态评价指标、经济效益评价指标等3大类,包括井网密度变化率、注采对应率变化值、水驱储量控制程度变化值、含水率评价系数降低值、存水率评价系数降低值、平均年增油程度、采收率增加值、耗水量降低值、产出投入比等9项子指标。基于模糊综合评判原理和层次分析法,提出了综合调整效果的模糊综合评判方法。对胜坨油田'十五'期间12个综合调整单元的调整效果进行了模糊评价,结果表明,该方法能综合反映多方面的调整效果。

中高含水期油藏注采有效性研究

为有效控制水驱油藏窜流现象,提高注水利用率,需要确定油藏存在窜流的低效循环场区域。基于水驱开发油藏的特点及影响因素,建立包括油藏静态、动态参数的注采有效性评价指标体系;应用模糊综合评判理论,提出注采有效性评价指标量化分级标准、影响因素分级权重标准和注采有效性分级标准;结合油田实践,进一步建立油藏注采有效性计算评价方法和步骤。根据建立的综合评判方法,分析评价了江苏油田某油藏水驱开发的注采有效性,研究结果为油藏实施综合治理提供了技术支持。

高含水油藏转注蒸汽三维物理模拟研究

针对吉林扶余油田某水驱区块在注水中后期地层可能存在次生水体和高渗通道的情况,利用三维高压比例模型,进行了水驱后转蒸汽驱物理模拟研究。结果表明,在水驱正韵律油藏的下部存在着因高含水饱和度导致的高水相渗透率通道。在转注蒸汽后,蒸汽首先沿着该通道进入油层。随着累积注汽量增大,蒸汽逐渐向油层中上部波及,最终可以实现油层纵向上的均匀波及。这不仅可以在水驱基础上较大幅度提高采收率,还能有效降低综合含水率。同时,为研究单一薄层油藏采用水平井蒸汽驱的可行性进行的不同井网蒸汽驱实验结果表明,对于薄层蒸汽驱,水平井注汽井的开采效果要优于垂直注汽井,但也存在水平段吸汽不均衡的现象。

高含水油藏细分注水层段组合优选方法研究

针对高含水期油藏层系细分后层间干扰依然严重、层间矛盾突出、注入水无效循环等问题,细分注水技术为提高注水利用率和改善注水开发效果提供了有效手段,其成功的基础是根据各小层物性资料和开发动态确定合理的层段组合。为此,采用最优分割法,综合考虑影响细分注水层段组合的各种动静态因素,将判别分析中的费歇准则思想与反映细分注水开发效果的各种指标以及主客观权重方法相结合,引入层段直径概念,建立定量化的细分注水层段划分方法,从而快速地确定最优层段划分方案。实例分析与油藏数值模拟表明,该方法结果可靠、计算简便,便于实际操作,有助于指导多层油藏高含水期的细分注水调整。

高含水油藏全生命周期剩余油挖潜三参数研究

针对高含水油藏剩余油主要分布在油层顶部及井间的特点,冀东油田积极探索前期水平井+CO2吞吐、后期转水平井气顶重力驱的全生命周期剩余油挖潜新模式,扩大波及体积与提高驱油效率并重,实现剩余油的高效挖潜。在全生命周期剩余油高效挖潜的过程中,水平井布井参数、完井参数、生产参数的研究最为关键,因此,文中从矿场统计及数值模拟2个方面,重点阐述了如何构建各个开发阶段三参数技术体系,进而满足全生命周期开发的需要。

胜陀油田特高含水期油藏矢量层系井网产液结构调整研究

针对胜坨油田特高含水期剩余油分布特点,对研究区剩余油分布特征进行了研究,主要对研究区内平面、层间、层内3种类型的剩余油分布进行了详细分析。平面剩余油主要呈现为普遍分布型和差异富集型;层间剩余油分布呈现为均匀分布型和层间干扰型2种;层内剩余油以顶部富集型、均匀分布型和夹层控制型3种类型为主。在剩余油分布特征分析基础上提出了研究区矢量层系井网调整技术,主要分层间、层内、平面3种矢量调整技术进行了分析。层间矢量调整关键是通过细分层系实现剩余油有效动用;平面矢量调整主要通过井网、井距、液量合理化分析来实现;层内矢量调整的主要手段是水平井优化开发和堵水调剖。通过15个矢量调整区块试验,注采对应率、水驱储量控制程度、现状储量动用程度均达到90%以上,取得了满意的效果。

高含水油藏动态局部网格加密技术

高含水期油田剩余油在空间分布上具有高度零散的特点,粗网格计算已无法满足该阶段的模拟精度要求,细网格计算将消耗大量的计算机内存及CPU时间,甚至由于数值弥散导致计算结果失真。为准确确定油水驱替前缘,进一步量化高含水期的剩余油分布,建立了以含水率及含水饱和度为计算标准的动态局部网格加密技术(DLGR)。该技术能实现局部加密区域随时间改变从而更好地追踪油水驱替前缘。通过粗网格、细网格及动态加密网格实例计算对比,动态局部网格加密的模拟结果与细网格的模拟结果接近,而CPU运算时间减少80%。该技术实现了细网格的模拟精度,极大地提高了模拟速度,缩短了模拟周期,节约了计算成本。

含水油藏的形成、评价和勘探——关于一种可能的新油藏类型的探索

含水油藏一般见于中 -低孔、低 -特低渗透率碎屑岩储层中。严重的非均质性是其突出特点。微观上 ,碎屑岩内部具有赋存液态石油的自流孔喉系统和饱和着原生地层水的滞流孔喉系统双重孔隙结构。其中 ,自流孔喉系统中含有自由水 ;滞流孔喉系统中主要赋存有微细孔隙水、微孔隙水、死孔隙水、和分子结合水。滞流孔喉系统在岩石孔隙体积中占有相当大的比例 ,制约着油水的产出情况 ,并导致了多数含水油藏的含油饱和度不足 5 0 %。含水油藏 (层 )形成的地质条件主要与二连中生界裂谷盆地群碎屑岩结构、组分成熟度过低及因成岩作用而物性急剧变差有关。在当前经济和技术条件下 ,含水油藏尚处于商业开采边沿 ,因此 ,应依据岩心含油、岩心滴水试验、气测录井、薄片鉴定、物性分析、压汞试验、核磁共振测量、油层测试等方面的特征 ,尽早对含水油藏 (层 )进行动态识别与评价 ,以避免实物工作量的无效投入。