注水油藏大尺度未波及剩余油的三大富集区

我国油田水驱油效率与采收率的差距很大 ,以河流相储层为例 ,对应含水率 1 .0和 0 .98的平均驱油效率为 0 .6664和 0 .50 4 5,而平均采收率仅 0 .3 0 2 ,说明由于我国油田大都是陆相沉积 ,非均质性强 ,使注入水的波及状况仍较差。利用抽象地质模型及相应的典型油层参数加油藏数值模拟加油藏工程加数理统计的研究方法 ,研究出了“注水多层油藏小层层内与平面波及评价系统”,利用这个系统的计算 ,确定出了注水多层油藏“大尺度”未波及剩余油的三大富集区 :1注水高粘正韵律油层顶部未波及剩余油 ;2边角影响未波及剩余油 ;3层系内由于各小层物性差异开采不均衡形成的未波及剩余油。概述了目前确定未波及剩余油的方法及其开采方法 ,指出这项研究的难度很大 ,是当前油田开发的核心技术之一 ,可以称得上是世界级的世纪难题。

应用试井方法分析安塞长6低渗裂缝型和孔隙—裂缝型注水油藏参数变化特征

以长庆安塞油田王窑中西部长6特低渗裂缝型C井区和孔隙-裂缝型A井区注水油藏为例,利用现有的试井资料分析研究,成功地进行了油水井渗透率平面变化特征、渗透率、表皮系数、地层压力随时间动态变化特征的定性、定量分析。本文方法和结果已进一步用于低渗各类型注水油藏的井间连通情况、分析注采平衡、判断渗流特性,为合理选择注水时机、强度提供依据。

注水油藏“大尺度”未波及剩余油开采技术

提出了提高油田采收率分三步走的研究战略:第一步,研究“大尺度”未波及剩余油的分布特点及开采方法;第二步,研究“小尺度”未波及剩余油的分布特点及开采方法;第三步,在前两步研究的基础上,研究提高已波及驱油效率的方法。提出了开发“大尺度”未波及剩余油富集区的10项技术:①注水高粘原油正韵律油层顶部未波及剩余油开采技术,包括:侧钻水平井、周期注水、水气交替注入和凝胶-井下爆炸-酸压组合;②边角影响未波及剩余油开采技术,包括:反向定向垂直裂缝压裂、侧钻水平井和常规水平井;③层系内由于各小层物性差异开采不均衡形成的未波及剩余油开采技术,包括:堵水、调剖、低渗透层改造等井下措施配套、加密调整井和改变液流方向。

应用试井方法分析安塞长6低渗注水油藏参数变化特征

根据多年来修正研究的低渗油藏油水两相非线性渗流理论方法,以长庆油田安塞王窑中西部长6特低渗注水油藏B井区为例,利用现有的试井资料的分析研究,成功地进行了油水井渗透率平面变化特征,以及渗透率、表皮系数、地层压力随时间动态变化特征的定性、定量分析。该方法和结果已用于低渗孔隙-裂缝型注水油藏,以及定性分析井间连通情况、分析注采平衡、判断渗流特性,为合理选择注水时机、强度提供依据。

濮城油田低渗高压注水油藏转CO2驱技术及应用

濮城油田卫42区块油藏埋藏深,储层物性差,导致该区块注水开发难度大,采出程度低,开发效益差。为此,针对高压低渗注水困难油藏,开展核磁共振实验及长岩心驱替实验,并在实验研究基础上,对卫42区块开展CO2驱方案设计优化,建立可以模拟人工裂缝的油藏数值模拟模型,进行井网井距论证及参数优化。现场选取6个井组,开展注CO2驱先导试验,注气压力较注水压力降低了17 MPa,有效补充了地层能量,在水驱基础上可提高采收率15%,取得了良好的增油效果。

行列式注水油藏注水规律研究

针对行列式注水开发油藏油井见效见水方向难以判断的特点,本文以某该类型油藏为例,首先在油藏中建立油水井间系统,然后采用灰色关联分析理论对油水井生产资料之间的关联度进行计算,判断影响油井的主要水井,再使用动态分析法加以判断。通过研究多个单井实例证实,灰色关联分析理论不仅可对动态分析结果加以论证,而且在资料缺乏的情况下,也能准确对油井见效见水方向作出判断。

注水油藏压力分布公式应用初探

利用压力分布图可以校验试井解释结果。将解释结果得到的地层参数及相关数据代入压力分布公式,绘制井间压力分布图,如果两图能平缓相交,则可确定试井解释的结果是较准确的;如果不能相交,则解释结果可能与真实数据相差较大,需要重新调整解释结果,直到其解释结果能够使两口井的压力分布图平缓相交为止。交点的地层压力为注采平衡地层压力,并可以计算出注水前缘的位置。通过做压力分布图可以修正解释结果,使其更准确;通过压力分布图可以判断注水开发情况。

注水油藏水平井含水变化规律研究

目前水平井含水率研究多集中在边底水油藏,而关于注水油藏水平井的研究较少。针对上述问题,首先统计分析注水油田实际数据,发现储层非均质性是水平井含水率台阶跃升的主要影响因素,然后建立数值模拟机理模型,分别就储层渗透率级差和不同渗透率带储量比例对水平井含水率的影响进行研究,并据此建立无因次含水率台阶跃升时间的理论图版,实现水平井含水台阶跃升时间的准确预测。研究结果表明:在储量比例一定的条件下,渗透率级差越大,见水越早,见水后含水率台阶跃升越晚;在渗透率级差一定的条件下,低渗储量占比越小,见水越晚,见水后含水率台阶跃升越晚;当渗透率级差≤1.5或相对低渗储量比例≤33%时,含水率不会出现明显的台阶跃升。利用BZ油田实际生产数据进行验证,实际水平井含水变化与理论研究基本一致,含水率台阶跃升出现时间预测精度高。研究成果可用来预测注水油藏水平井含水变化趋势,指导水平井水淹动态认识及剩余油挖潜。

注水油藏注采井网精细调整技术研究与效果

受注采井网欠完善、注水受效比例低及井下技术状况差等因素影响,M区块注水开发效果差,按照四级断块注水开发评价标准,注水开发水平处于三类水平,为此开展注采井网精细调整技术研究,包括精细刻画地质体、注采状况分析、井网井距优化等,重新落实了区块构造,明确了沉积特征、油层分布特点以及剩余油分布规律,提出合理井网井距,指导规划部署油井23口,注水井6口,侧钻井8口,全部实施成功,阶段累增油2.5万吨,预计可增加可采储量26万吨,提高采收率7%,效果显著,低油价下实现降本增效目的,可为同类型油藏提供借鉴经验。

复杂断块注水油藏的现状与潜力

通过对东辛采油厂采油三矿复杂断块注水油藏的现状分析,找到了目前影响采收率的主要因素:部分断块构造不落实、套损严重导致注采井网不完善、层间非均质性严重、分层开采分层注水工艺落后、注水状况差等。提出了精细油藏描述和剩余油分布规律研究、加强综合开发调整、强化注采管理等一系列措施,从而进一步提高采收率。

注水油藏聚合物驱开发存在问题及措施

一、聚合物驱区块开发存在问题与现状 1调剖笼统，调剖强度不易控制，导致影响调剖效果。同样以该油田某区为例。该区储层非均质性严重，小层渗透率差异较大．优选高渗透层采用笼统调剖时，调剖强度控制难度大，调剖强度过大，过小都影响调剖效果；从2008年调剖后7口井测的吸水剖面看，吸水指数、吸水强度得到改善，高渗层有所下降，

低渗透油藏注水开发中存在的问题及解决措施

我国第二个百年计划已拉开序幕,在新时期的发展与建设背景下我国对石油资源的需求呈现出了阶梯式的增长趋势,相应的油田的开发规模也在不断扩大。低渗透油藏注水开发技术能够增强油田的产能,对石油行业的进步具有重要的积极影响。为实现充分发挥低渗透油藏注水开发技术价值、助力油田产能升级的目标,需对低渗透油藏注水开发过程中存在的问题进行挖掘与合理化分析,并结合实际情况设计合理的优化、解决措施。

注水开发油藏动态分析研究

随着石油资源的日益稀缺和油田开采进程的不断推进,注水开发油藏已成为一种广泛应用的增产方法。本文旨在对注水开发油藏进行动态分析研究,探讨注水对油藏动态特征的影响。先介绍了注水开发油藏的基本原理和目的,包括注水井、采油井和地下水动态调整。然后,详细分析了注水开发油藏的影响因素,如注水压力、注水量、油藏渗透率等。通过数值模拟和实际案例分析,探讨了注水开发油藏的动态响应,包括油井产能变化、注水后油藏压力分布等。最后,总结了注水开发油藏动态分析的关键问题和挑战,并提出了未来研究的方向和优化措施。

中高渗注水油藏开发后期挖潜对策

综合分析中高渗油藏锦16兴(东)高含水期油水运动规律,结合动态监测资料、数值模拟等技术,认清锦16兴剩余油分布情况,实施完善注采井网、螺杆泵增排等挖潜措施,,取得了较好的效果。

对内部注水小断块油藏提高采收率的认识

对江苏油田内部注水油藏 (主要指切割注水及封闭断块注水 )在开发中出现的见水早、含水上升快、水驱波及系数及采收率低等问题进行了分析 ,指出单层突进及粘性指进是造成这一现象的根本原因。分析了影响单层突进及粘性指进的因素 ,提出了控制单层突进及粘性指进的措施及提高水驱波及系数和采收率的方法 ,如 :先期分注 ;常规井距下注采比控制在 0 .8以内等方法。认为内部注水油藏适当放大注采井距不仅可以节约投资 ,而且有益于控制单层突进及粘性指进并提高采收率。

鄯善油田东区油藏注水开发的油水运动规律

随注水开发的深入，三间房组油藏产液呈现出含水上升、产量下降、注采关系长期不平衡的现状。分布于主河道砂体中的油井砂层厚、物性好、单井初产高、采出程度大、油层压降也大。注水开发中，注入水主要沿砂体延伸方向向压降大、物性好的油井突进。受沉积旋回控制，油藏中的Ⅰ，Ⅱ类储层多分布于每一油层组的中、下部，即第３或第４小层。这些小层产液量高、吸水强度大，造成开发中多为单层、单向含水上升。在油藏内，注入水主要是沿砂体展布方向由西向东、由低渗向高渗形成主渗通道。油藏产液量的变化与注水效果关系直接，主力产区含水上升是导致油藏产量下降的主要原因。

注水开发油藏注采平衡系统研究

油藏进行注水开发后 ,建立合理的注采平衡系统 ,不仅可以充分发挥油水井的生产能力 ,节约能耗 ,同时为获得最大产液量创造条件。为了搞清在高含水采油阶段 ,油藏产液能力、吸水能力、含水上升等变化规律 ,可以结合各方面因素 ,如地层压力、流压、注水压力、采液 (油 )指数及油水井数的变化等 ,从油藏实际出发 ,在分析研究的基础上 ,利用注采平衡交汇图 ,进行注采平衡系统研究。

水玻璃凝胶堵剂的制备及在注水开发油藏中的应用

针对冀东油田中深层注水开发油藏存在注入水沿平面单向突进、吸水剖面差异大、注采调控难度大等问题,用水玻璃、网络保水剂和延迟活化剂制备了水玻璃凝胶堵剂,分析了水玻璃凝胶堵剂的成胶原理,研究了该堵剂的注入性与封堵性能,并在冀东油田开展了现场应用。结果表明,由水玻璃、延迟活化剂和网络保水剂(质量比为5∶1∶0.2)制备的水玻璃凝胶堵剂注入性和封堵性良好,对中渗和低渗填砂管的封堵率分别为93.5%和97.3%;堵剂选择性较好,优先进入高渗透层进行封堵,堵剂突破后低渗储层的分流率由29.8%增至85.2%,高渗储层的分流率由70.2%降至14.8%。包裹硅酸凝胶、硅酸盐沉淀的大分子交联网状结构提高了水凝胶的成胶强度。水玻璃凝胶堵剂在冀东油田现场应用6口井,增油降水效果明显,平均单井注水启动压力上升4.67 MPa,吸水剖面得到改善,注入水波及体积增加,对应8口油井见效,累计增油4314 t。