高含水期油田的注采关系调整和挖潜开采研究

目前,关于高含水油田矢量注采的文献大多以定性或策略性结论为主,缺乏定量研究,在实际应用中有一定的局限性。通过引用等饱和度前缘界面来定义体积波及系数,利用数值模拟技术,建立了一套体积波及系数的评价方法。基于该方法进行了反九点井网转五点井网条件下的矢量注采波及系数评价,并绘制相应图版,以指导井组矢量注采优化。研究表明,对于平面均质储层,水平井变井网后"强注强采"模式开发效果更佳:新加密水平采油井高液量生产,最佳液量600 m3/d;边角井转注后维持高注采比,最优注采比为角井1.2~1.4,边井1.0~1.2;原水井降低注采比,最优注采比0.5~0.75。Q油田先导试验井组表明,矢量注采优化调整能够改善水驱波及,控水稳油,提高水驱采收率,对于经历类似井网调整的海上油田具有很好的推广应用价值。

基于剩余油分类评价的矢量调整对策研究

特高含水油田剩余油分布复杂零散,调整挖潜难度较大,明确剩余油潜力分布区域及范围是进一步提高水驱采收率的关键。采用数值模拟技术、动态分析方法对剩余油分布特征进行了剖析,从剩余油量丰度、剩余油饱和度等方面对剩余油进行量化分类评价,明确了剩余油分类的界限和标准,划分出4种类型剩余油。在此基础上,根据剩余油类型进行矢量注采调整对策研究,指出对Ⅰ,Ⅱ类剩余油采取抽稀注采井网、转变流场分布对策;Ⅲ类剩余油采取加密注采井网、优化注采结构对策;Ⅳ类剩余油采取封堵高耗水层、改变液流方向对策。该研究成果在双河南块的现场应用取得了较好的稳油增产效果,为特高含水开发期油田进一步提高采收率、稳产高效开发提供了技术支持。

特高含水后期油藏低成本开发技术研究

近年来国际原油价格持续低迷,依靠工作量投入的整体调整经济效益差。因此针对特高含水后期油藏,开展进一步提高水驱采收率的低成本开发技术研究显得尤为重要。选取孤东油田七区西馆5^(2+3)单元开展低成本开发技术研究。对比抽稀变流线、抽稀交替脉冲、矢量注采三类调整方式的开发效果。从研究结果看,老井抽稀具有一定的效果,但改善开发效果幅度有限,且抽稀后的老井利用率低;通过抽稀交替脉冲的方式开采,流线交替改变,能够进一步的改善井网抽稀效果,但老井停产后扶停难度大;与抽稀交替脉冲方式相比,矢量注采调配,能够取得较好的效果。