鄂尔多斯盆地超低渗油藏注采调整技术

超低渗油藏储层物性差、非均质性强、注采比高、地层压力保持水平低,部分油藏驱替方案构建难度大、注入水易于沿裂缝窜留,因而水驱波及体积小且采收率低。为了解决该难题,开展了长8段超低渗油藏注采调整政策综合研究。首先对单砂体的测井识别标志、叠置样式、侧向接触模式和见水见效特征进行精细刻画,裂缝、高渗带对水驱有双重作用。通过微观可视化仿真模型对不同孔隙结构下剩余油赋存模式进行研究,超低渗油藏剩余油分布模式主要有分散状及连片状形式,其分布受孔喉尺寸、并联结构、驱替压差、毛管力等因素影响。最终将研究结果应用于地质建模,指导油藏小层精细注采调整,确定了周期注水方式和周期,形成了超低渗油藏全生命周期精细注采技术。将该技术指导华庆、环江油田超低渗油藏注采调整1.5万次左右,采油速度平均增加0.2%、缓解油藏递减1.2%、年均累计增油5万t以上。

水流线调整法在井区注采管理中的应用

沙二1-3扩大单元已进入特高含水开发阶段,水驱为主要开发方式。在深入了解剩余油分布的基础上,尝试开展油水井间水流线精细研究,指导井区注采调整,实现控水稳油。该单元11741井区1141井含水率突增后,运用水流线跟踪方法,开展了针对性的注采调整。调整后,该油井的含水率恢复正常,产油量恢复至每日5 t。实践证明,在特高含水期井区注采过程中,对井间水流线进行精细研究,调整井区注采结构,可以对井区产能恢复起到积极作用。

示踪监测在老区注采调控中的应用

经过几十年开发,老区进入高含水开发后期,剩余油高度分散,层间和平面矛盾突出,自然递减率增大,开发效果变差。A10油藏平面矛盾加剧,注采关系复杂,水驱效果变差,亟须明确注水波及状况和剩余油分布。利用示踪剂监测技术,模拟示踪剂在储层中的流动过程,定量得出波及系数,明确剩余油饱和度分布状况,指导老区注采调整。该方法在多个井区实例应用并取得很好的效果,为复杂流线的准确评价及调整提供了有效指导。

注采调整模式研究

基于矢量化调配思路,利用流线数值模拟方法,分析了四种典型的注采调整模式,为指导油藏高含水开发后期进行注水开发提供了有力的理论支撑。

裂缝性低渗透油藏注采系统调整技术研究

裂缝性低渗透油藏,在正方形井网反九点注水方式开发过程中,表现出与裂缝走向一致的注采井见效快,含水上升快,甚至暴性水淹,而与裂缝走向垂直的注采井见效差,地层压力低、油井产液能力低。为此,通过对裂缝性低渗透油藏由反九点注水转线状注水渗流特点、油水井数比影响因素和注采系统调整作用的探讨,结合外围朝阳沟和头台等裂缝性低渗透油田注采系统调整效果,提出了适合外围油田不同裂缝走向与井排方向夹角井网转线状注水的合理调整方式,为裂缝性低渗透油田注采系统调整提供了理论和实践依据。

水驱砂岩油田开发后期注采结构调整实践与探索

河南油田东部的稀油区油田（均为普通黑油油藏）为砂岩油田，至１９９７年１０月含水率高达９０．５１％，处于开发后期。由于１９８６年以来重视注采结构的综合调整，１９９６年底核实稀油区水驱采收率为４１．９％，其中的双河油田（主力油田）为４５．５％，调整效果显著。在注水结构调整中，控制超注区域和层段的注水量，提高欠注区域和层段的注水量。井网调整的具体做法是：小区块、小开发单元注水由边外向边内转移；面积较大单元由集中注水向分散注水转移；高含水井注水由主力层向非主力层转移；厚油层由分层注水向分段注水转移。缩小吸水剖面和产液剖面的差异性才能提高存水率，矿场注水结构调整的具体做法是：对储集层物性不同的油田采用分压力、分水质注水；厚油层利用层内夹层细分层段注水，对这样仍达不到配注要求的层段，分层改造后注水。在产液结构调整中，每年对低效、无效油井进行补孔、堵水、转换层系和关井等综合治理，减少平面干扰；厚油层细分成最小流动单元或渗流单元开采，减少层内纵向干扰；产油层细分改造；根据油层的沉积亚相，采取不同的提液对策。砂岩油田水驱开发后期注采结构调整是难度很大的长期工作，要有长期目标和短期运行方案，不断总结、不断调整。表１参４（郭海莉?

基于井间连通性的油藏注采调整优化方法

针对单模型系统的不确定性,运用井间连通性模型与最优控制理论,建立了一种新的油藏开发注采调整优化设计方法。所建连通性模型可模拟计算出井点产出的油水动态。而后运用多模型集合平滑数据同化方法(ES-MDA),得到反演模型特征参数,以拟合后的多个连通性模型集合为动态预测基础,结合鲁棒优化理论,建立了油藏开发鲁棒生产优化模型,并通过模型自动求解得到油水井注采参数。研究结果表明,该模型能得到实时注水劈分和井间连通关系,将研究成果应用于新疆B80实际区块,截至2018年5月,该区块日增油为46.8m^3/d,累计产油为655 2×10~4m^3,含水率降低4.6个百分点。研究成果对同类油藏减小开发生产的风险、提高经济效益有重要意义。

萨尔图油田北三东注采系统调整的实践与认识

萨北开发区已进入特高含水期采油阶段,选取含水最高且水驱开发矛盾较为突出的北三区东部进行注采系统调整,探索特高含水期改善开发效果的新途径,这也是萨北开发区进入特高含水期后首次开展的大规模水驱调整。通过配套优化注采系统调整方法和跟踪调整技术,特别是将一、二次加密调整层系的注采系统调整与改善三次加密调整层系的开发效果相结合,进一步提高薄、差油层及表外层的动用程度,同时将注采系统调整与油水井补孔、局部区域钻打补充井及井网综合利用相结合,进一步完善单砂体注采关系,解决多层系多井网条件下的开发矛盾。

萨南油田二区东块高台子油层注采系统调整

萨南油田二区东块高台子油层随着开采程度的加深 ,含水上升速度加快 ,产量递减 ,对于反九点面积井网 ,平面矛盾突出 ,产液结构调整困难大 .采用数值模拟方法 ,选择了隔排转注高含水边井的线性注水方案 .模拟计算表明 :注采系统调整后产量明显提高 ,最终采收率可提高 1.6 3 % .现场试验表明 :注采系统调整后地层压力回升 ;多方向砂岩水驱控制程度提高 5 5 .6 8% ,有效厚度水驱控制程度提高 5 5 .81% ;低含水油层砂岩动用厚度比例提高 7.71% ,有效厚度动用比例提高 9.0 2 % ;含水上升速度得到有效控制 ,综合含水率由调整前的 76 .5 4%稳定到调整后的 76 .5 0 % .

Petrel构造建模技术在聚驱注采系统调整中的应用

南三区西部断层发育,构造复杂,断块区未部署聚合物驱开发井.应用Petrel三维可视化构造建模技术,通过分析断层在空间延伸及相互切割关系,建立了断块区地质模型.对构造特征、断层的走向、空间展布状况进行了研究,以便指导断块区的聚驱注采系统调整工作.通过采取水驱低产低效井补孔、补孔转注等措施,使断块内形成较为完善的聚驱注采系统,调整后已初步见到效果.该技术不仅有利于后期调整,而且为断块区提高储量动用程度打下了良好基础.

安塞油田长6油层注采调整技术

安塞特低渗透油田主要是长6油藏经过连续三年的综合治理,综合递减连续逐年下降,老井持续保持稳产。在此基础上,根据其储层特征及开发实践,总结、提出了安塞油田注水开发的主要注采调整技术,即早期强化注水、不稳定注水、同步或超前注水、沿裂缝注水、高含水区提高采液指数、改变渗流场、加密调整、注水剖面调整、产液剖面调整等,从而提高了单井产能及最终采收率,提高了整体开发效益。

双河油田Ⅵ油组特高含水开发后期注采调整的做法及效果

针对Ⅵ油组整装砂岩油藏特高含水开发后期主力油层开发中存在的主要问题,分析研究了层系存在的问题原因,并针对其潜力开展了高含水后期综合挖潜对策的研究,确定了高含水主力油层仍是后期调整开发的主要对象,非主力油层具备进一步提高开发效果的潜力,提出了重返高含水主力油层提高剩余储量动用程度等有针对性的综合调整对策,并把其成果应用于实际生产,取得了较好的效果。其综合挖潜技术为同类油藏的开发提供了参考模式。

长垣外围油田精细注采系统调整技术

针对长垣外围油田地质情况,以升平油田、龙虎泡油田萨高合采井区和朝55区块作为典型研究对象,通过规范注采系统适应性条件与原则,优化合理注水方式。运用三种数学方法求得平均油水井数比,确定合理油水井比界限,并制定合理转注方式,形成了适合于长垣外围油田在中高含水时期的精细注采系统调整技术。矿场实验结果表明,精细注采系统调整技术的实施获得了比较好的改善效果和收益。

马寨油田卫305块注采调整研究

本文介绍了滚动建产的沙三下沙四段的油藏构造认识和井网完善 ,以及沙三中油藏剩余油分布研究和两个剖面调整的做法 ,及取得的显著效果 。

联合井网注水开发油藏注采结构调整潜力分析

引入井数替代比的概念求取在不同含水率条件下直井与水平井的替代系数,解决以往合理油水井数比计算方法只适用于直井井网的问题,建立了直井与水平井联合井网开发油藏的合理油水井数比计算方法,可对此类开发方式油藏的注采结构调整潜力进行分析。渤海A油田应用表明,该方法能很好地解决直井与水平井联合井网开发的油藏合理油水井数比计算问题,并分析注采结构调整后的提液潜力。

某油田V上油组注采调整方案

在注采试井分析基础上,结合储层储渗分布特征,通过对注水结构分析,提出了某油田V油组上层系的注采调整方案。主要研究了V油组上层系目前存在的问题,进一步确定了方案部署的指导思想、原则和具体方案部署,包括水井调配工作量、水井措施工作量、油井措施工作量和实施效果分析。这次方案极大地改善了吸水、产液剖面,使潜力层能力得到了充分的发挥,有力地控制住了产量递减,实现了单元稳产目标。

窄小砂体油田注采系统调整技术研究

油田水下窄小分流砂体进入中高含水期后 ,由于现井网对油层的水驱控制程度低 ,制约了分层注水调整技术优势的发挥 ,影响了开发效果。提出一套适合窄小砂体油田注采系统的调整方法 ,即以单砂体研究为基础 ,“分砂体、分阶段”采用层次分析法和模糊综合评价方法的“全方位优化转注方案” ,对原井网进行了加密调整、细分注水。合理的注采系统调整是控制油田产量递减。

馆四后续水驱中后期注采调整技术研究

孤岛油田中一区Ng4单元于1997年1月开始注聚,2000年7月结束注聚转入后续水驱开发,目前已进入后续水驱开发的中后期阶段。注聚转后续水驱后地下油水关系更加复杂,剩余油在空间上呈高度分散状态,含水回返速度加快,高含水井越来越多,平面矛盾进一步加剧,稳产难度日益增大,因此加强后续水驱中后期注采调整技术研究是今后稳产的主要方向。

高含水油田不规则井网注采结构调整方法

对于高含水时期的油藏,注采结构直接关系到油田的开发效果。目前阶段,利用人工设计注采调整方案准确性低,难以寻找最优解,而传统数值模拟则多是针对规则井网进行注采调整,存在网格维数高、优化梯度求解复杂等缺点。以厄瓜多尔A油藏为例,利用井间连通性理论结合优化算法对高含水油田不规则井网进行注采优化调整,可以在实现自动制定转注井位及时机的同时求解注采参数,并在厄瓜多尔A油藏进行实际应用,能有效改善油田开发,完善注采结构。