聚转水驱后控减技术对策

聚合物驱油技术是目前解决中高渗透砂岩油藏产量递减问题的比较成熟的三次采油技术。但聚驱后期达到特高含水阶段转后续水驱,而残留在低渗透层中的聚合物加大了储层的层间和平面矛盾,降低了后续水驱的波及范围,影响了油藏的驱油效率。针对该问题,以X油田某区块为研究对象,通过理论分析结合数值模拟的方法得出聚合物驱油过程中,影响后续水驱开发效果的因素主要是储层非均质性和井网形式的影响。并提出转后续水驱前,油藏多井调剖控减技术降低储层非均质性,扩大波及体积,提高油层动用程度,且提出通过合理配注产、分注分采技术,通过调整流线改变液流方向,降低储层非均质性的影响,最终对油田起到增产提效的效果。

普通稠油吞吐后期转水驱可行性及现场应用

为改善处于热采吞吐后期普通稠油油藏的开发效果,提出了该类油藏吞吐后期转注水开发的新思路,并从原油流动性、吞吐后的地下温度场、压力场等方面分析了该开发方式的可行性机理。在孤岛油田进行了现场应用,显著改善了开发效果,提高了开发效益。对处于吞吐后期的普通稠油油藏具有一定的推广价值。

聚驱转水驱后提高油田采收率的技术措施

聚驱是三次采油的工艺技术措施,通过聚合物驱油,可以大幅度地提高油田的采收率。经过聚驱之后,改为水驱开发的油田,提高采收率的技术措施,是油田开发中后期必须研究的课题。聚驱转水驱的油田开发技术措施优化,可以提高油田开发中后期的开采效果,提高油田企业的经济效益。

普通稠油油藏水驱转热采井网优化研究

水驱普通稠油油藏开发后期由于物性差异开发效果差别较大,地层中已形成稳定的流线场,加密对开发效果难有较大改善。结合胜利油田实际区块营8断块注水开发已进入中高含水采油期的实际情况,通过建立油藏数值模型,结合数值模拟和油藏工程综合研究,找出剩余油分布规律,研究水驱普通稠油油藏开发后期转热采井网优化方式等方面的问题。在综合考虑开发效果的基础上,得到对普通稠油油藏进行井网抽稀可改善开发效果;不同井网优化方式下五点法稀井网的最终采收率最高;水驱普通稠油油藏转热采在含水80%时进行井网优化效果较好等结论。研究结果可为目标区块以及同类区块的有效开发提供技术依据。

普通稠油油藏水驱转热采的必要性和可行性

胜利油田普通稠油储量10.5亿t,以注水开发为主,针对该类油藏在水驱过程中出现的含水率上升快、水驱增油能力有限,水驱波及系数小、动用储量低、原油变稠、水驱后期增油困难以及水驱采收率低等问题进行系统分析,阐述转换开发方式的必要性;通过对稠油油藏热采筛选标准、水驱后剩余油分布及现场开展的试验分析,证明普通稠油水驱转热采的可行性。

稠油油藏水驱转热采技术政策界限研究

八面河南区的油藏有效厚度、渗透率、原油粘度和区块含水等地质开发参数差异较大,本文利用数值模拟技术,在改变不同的参数组合的情况下进行数值模拟计算,对比不同参数下的开发效果,分析得到八面河南区水驱转热采的技术政策界限为：渗透率不低于150×10^-3μm^2,有效厚度不小于2.5m,含油饱和度不低于0.4,原油粘度不超过20000mPa.s（不采取降粘措施）。

高含水油藏转热采开发可行性分析

对于原油粘度相对较低的稠油油藏,常采用常规水驱的方法进行开采,造成采收率偏低。这类油藏因其粘度高,不适合转化学驱,而转为热采开发可以大幅提高采收率。本文分析了影响稠油油藏水驱采收率的主要因素,以及转热采开发的可行性。研究表明,转热采可以作为水驱普通稠油油藏的主要接替开发方式,符合条件的油藏应及早转热采。

锦24块大凌河油层储层研究及实施效果

锦24块大凌河油层停产前采出程度仅3.1%,分析其原因主要为地质情况复杂和开发方式不当造成,因此,通过对断块构造、“四性”关系及油层发育等地质特征再认识,开展加密调整、转水驱和剩余油分布研究,搞清了断块潜力并为断块挖潜提供了依据,新增地质储量26×104t,通过加密调整和补“水层”等挖潜措施的实施,取得了良好增油效果和经济效益,下步区块全面转注后将进一步改善断块开发效果。

WS17-2低渗砂砾岩油藏注水/注气长岩心驱替效果评价及方案优选

岩心实验分析证实WS17-2低渗砂砾岩油藏储层具有微观非均质性强和水敏性强等特点,实施注水开发能否取得预期效果是开发方式选择的重要问题。分别采用短岩心拼接组合而成的组合长岩心、岩屑充填压实填砂管长岩心、组合全直径长岩心三种形式长岩心模型,开展了WS17-2油田流三段低渗砂砾岩油藏地层高温高压条件下注海水、注伴生气开发效果物理模拟及评价。结果表明,三种长岩心模型在水驱时均表现出较强的水敏伤害,导致注水压力过大;短岩心拼接模型和组合全直径模型注海水时均表现出突破较快,突破后驱油能力弱,提压效果差,最终采出程度低等特征,且驱油效果低于填砂管长岩心模型;相同长岩心模型下,注海水与注伴生气最终采出程度接近,但相同的注入量下注海水效果更好;海水驱后转注气驱可有效利用注入气的增溶膨胀、抽提、降黏、低张力作用,使原油采出程度在水驱基础上增加8~16个百分点;转注伴生气效果好于干气。实验结果可为此类海上低渗砂砾岩油藏的开发提供技术参考。

丘陵油田注氮气实验研究

丘陵油田目前水驱采出程度低、开发矛盾大,针对丘陵油田地质特征和渗流特点,开展了水驱后转气驱及水气交替两组注氮气驱实验,实验进行了注入气体体积、水气段塞比和注入周期三种参数对采收率的影响研究,实验结果表明,两组注氮气方案均能进一步提高采收率,其中水气交替驱提高采收率幅度要高于水驱后转气驱。