高倾角油藏气顶重力驱技术研究及应用

中国有相当一部分油气藏具有埋藏深、倾角大、油层厚等特点,这类油藏经过多年水驱开发,剩余油主要分布在油藏顶部和断层根部,难以有效动用。气顶重力驱技术充分利用油气重力差异原理及高倾角油藏的地质特征,能有效提高该类油藏开发效果。油气界面稳定是气顶重力驱实施成功的关键,从地质和开发两个方面研究了地层倾角、储层非均质性、纵向与水平渗透率比值、地下原油黏度、井网井型、注气速度和防气窜措施等因素对油气界面的影响规律。研究成果在柳赞北区断层根部应用,实践证明气顶重力驱技术具有气窜慢、有效期长、增油量大、气体利用率高的特点。

齐40块高倾角油藏蒸汽驱后期剩余油分布研究

高倾角齐40块(>10°)油藏占据了较大的比例在以蒸驱动采油的试验油田中,因为现在普遍认为蒸汽驱已经到达了采油后期,采出油都在逐年减少,采油的花费越来高,含水率逐年走高,汽油比也越来越低,所以如何提高蒸汽驱油藏的采收率变得非常重要。以高倾角的齐40块南部的4个井组为列,通过使用Petrel和STARS软件建立了三维地质模型并进行了模型的数值分析,对高倾角的齐40块油藏进行了产油动态分析和剩余油分布数值模拟研究。分析得出的结果为齐40块高倾角油藏蒸汽驱后期如何改善采油效果提供了科学依据。

高倾角油藏水驱规律实验研究

高倾角油藏油水渗流规律受重力作用影响大。以B油田为对象,基于长岩心实验和3D打印模型实验,重点研究了地层倾角、储层韵律性与射孔位置、注采方式对水驱效果的影响。结果表明:一维线性驱替时,倾角越大,油水的重力分异作用越明显,开发效果就越好;同一倾角下,低注高采模型的采收率要高于高注低采模型;对于二维剖面驱替时,其水驱效果主要受高渗层的影响,当注采位置与高渗区域重合时,单层突进明显,开发效果较差;当注水端为高渗层,采油端为低渗层时,开发效果变好。研究成果对高倾角油藏注水动态分析及开发调整方案编制具有指导意义。

注CO_(2)重力驱技术在海拉尔油田高倾角断块油藏的适用性

海拉尔油田高倾角油藏石油探明地质储量规模大,地层倾角超过10°以上的储量占总探明地质储量的68.6%。受构造高差的影响,常规注水开发难以实现构造顶底部位油井均衡驱替,边底部油井含水率上升快,构造高部位油井受效差,整体开发效果不理想。针对海拉尔油田高倾角断块油藏水驱开发效果差的问题,以注CO_(2)重力驱油实验为基础,以油藏数值模拟为手段,开展注CO_(2)重力驱油机理、影响因素及适用性研究。结果表明:当以原始地层压力10.57 MPa注入1.2 PV的CO_(2)时,CO_(2)驱油效率可达55.9%,能大幅度提高高倾角断块油藏的采收率;地层倾角、储层渗透率、注气速度是影响注CO_(2)重力驱效果的主要因素;海拉尔油田有4411.35×10^(4) t石油探明地质储量适合开展注CO_(2)重力驱开发,注CO_(2)重力驱技术在海拉尔油田具有广阔的应用前景。

海上高倾角异常高压油藏注水开发提高采收率研究

涠洲11-1油田2井区L3Ⅲ油组是一个地层饱和压差小、弱边水、中高渗的异常高压油藏,储层倾角约27°,油藏整体开发方案(ODP)制定了边部早期注水保压开发、自喷开采的策略。针对开发方案实施后地质油藏特征发生变化,边部储层厚度增加,物性变差,高部储层变薄,物性略变好的问题,通过油藏工程分析和数值模拟方案比选,提出了将边部注水井改为采油井,在油藏腰部和边部各增加一口注水井的调整方案,预计可提高油藏9%的采收率。实施后效果评价显示,油藏腰部的注水井能量补充效果显著,自喷采油井井底流压明显回升,日产量提高近75%,目前采出程度已达到31%,预计最终采收率可达到38.33%。结果说明,高倾角油藏实施腰部位注水效果好,这对同类油藏的开发具有重要借鉴意义。

考虑压敏效应的低渗透油藏CO_(2)辅助重力驱合理配产方法

高倾角低渗透油藏在进行水驱开发时,在油藏高部位存在大量剩余油,采收率较低,采用CO_(2)辅助重力驱,可以充分利用高倾角的地质特征,有效提高该类油藏的采出程度。但是由于CO_(2)对原油物性影响要远大于水对原油物性的影响,CO_(2)驱替过程中流体的渗流过程更加复杂,因此有必要对低渗透油藏CO_(2)重力驱合理配产优化进行研究。首先,依据油藏中任意一点压力与最小混相压力的关系,分别建立了考虑压敏效应的低渗透油藏CO_(2)重力驱混相和非混相模型;其次,运用Python对模型进行求解,同时分析了压敏系数、地层倾角、注采井距和注气速度对油藏配产的影响;最后,结合现有工作制度法和增产倍数法,对比本模型计算结果,运用tNavigtor软件对3种方法进行采收率预测。研究结果表明:运用本文方法对油藏进行合理配产具有较好的开发效果,油藏采收率相对较高,研究结果对该类低渗油藏的开发具有较好的借鉴意义。

高倾角砂岩油藏注水适应性流线模拟--以乍得B盆地N区块PI2油层组为例

为了解决乍得B盆地N区块PI2组高倾角油藏能量补充问题,结合实际地质参数建立了高倾角理论模型,模拟了不同注水方式的水驱油效果,并计算了流体的流动轨迹和时间。通过分析不同注水方式的水驱油效果和流线轨迹,研究不同注水方式在高倾角砂岩油藏中的适应性。研究表明,高倾角油藏的以底部注水为主的注水效果要整体好于其他注水方式,这是由于高倾角油藏的底部注水更能体现油的“浮力”的作用,更接近于“活塞式驱油”。底部注水为主配合顶部注水辅助重力卸油的注水方式的水驱油效果最佳,更能体现“浮力+重力”的双重作用。

预测高陡复杂断块岩性油藏产油量的一种新模型

现有产量预测方法,尤其是Arps递减方程在国内外油田得到广泛应用,有效指导了油田开发。但所应用油田一般规模较大,地层倾角较小,而且一般都是在高含水—特高含水阶段应用。现有产量预测方法多数基于历史产油量数据的拟合进行预测,产量数据越多,油田规模越大、地质情况越简单,准确率越高。对处于中低含水阶段的高倾角复杂岩性油藏,没有开发指标预测应用实例。从基本渗流理论出发,通过应用二项式公式表征油相相对渗透率随含水饱和度的变化规律,拟合砂岩、砂砾岩储层,达到较好效果,同时将油水相对渗透率融入产油量预测模型,使模型具备严格的渗流理论基础,结合重力校正系数,可以准确预测高倾角复杂岩性油藏产油量。在已开发区块应用情况表明,新方法预测精度在90%以上,能够用于产油预测。