白狼城超欠压低渗透油田注水开发的研究

进一步提高开发效果和经济效益及最终采收率是油田开发首要任务,白狼城油田近年来在注水开发中不断探索出符合该油田自身特点的开发模式,通过对油田油藏的精细认识、制定合理的注水开发方案、严格按照注水开发方案分步实施、定期进行动态监测以及适时开展调整措施等方案使得油田保持了较长的稳产增产期,降低了递减率,提高了最终采收率。本文总结了白狼城油田在注水开发过程中的几点做法,以期对其它同类油藏的改善注水开发效果提供借鉴和依据。     

某A区块合理注水开发调整方法分析

该文通过对某A块地质特征和开发特点出发,对区块开发调整方法的研究和实践,分析了注水开发过程中在各阶段存在的主要问题及产生的主要原因。摸索出了一条低渗透裂缝性油田由开发初期同步注水、温和注水转成分层注水、线性注水的调整技术手段,改善水驱开发效果,缓解开发过程中的平面矛盾和层间矛盾取得了较好的区块稳产效果。     

浅谈柴达木盆地花土沟油田高效注水开发

花土沟油田1976年开始试注水,1981全面投入注水开发,采用250m井距不规则三角形井网注水。注水模式为"早期温和注水,注水强度逐渐增强,在饱和压力附近达到注采平衡"。目前共有注水井157口,开井122口,分注93口,分注率69%,分注层段合格率84%,阶段注采比1.38,累计注采比1.13。通过高效注水,花土沟油田地层能量得到有效补充,油田压力回升,水驱控制程度和动用程度有所升高,含水上升率得到控制,递减减缓,年产量稳步上升,注水效果明显。     

创新油田开发技术提高特低渗透油田开发效果分析

我国目前还存在着大量的特低渗透油田,一些特低渗透油田甚至是储量惊人的整装级大油田,因此提高低渗透油田的开采效果及最终的采收率对挖掘我国石油开采潜力,持续提升石油产量具有重要的战略意义。我国作为陆地石油开采大国,近几年在特低渗透油田开采技术上取得了一些进展,为石油开采向低渗透油田挺进打下了基础。本文笔者结合多年的对低渗透油田开采技术的研究和实践经验,以某油田在创新低渗透油田开采技术的应用为例介绍了超前注水技术,希望为广大低渗透油田创新开采技术,提升采收率提供一些借鉴。     

特低渗透裂缝型油藏矩形井网开发的实践

首次采用井排平行于人工裂缝延伸方向、排距150m、井距450m的矩形井网对安塞油田坪桥北区特低渗透裂缝型油藏进行了注水开发部署。注水开发试验表明，井网部署合理，人工裂缝是影响注水开发的主要因素。     

卫城低渗油藏改善注水开发效果对策研究

卫城低渗油藏自1982年投入开发以来一直保持较高的开发水平,但2010年以后,由于事故井增多,注水调控效果变差,含水上升加快,递减加大,开发效果变差。本文通过对水驱开发效果变差的原因进行系统剖析,并开展潜力研究、工艺适应性研究,提出改善开发效果的思路和对策。     

扶余油田注水开发过程中储层孔隙结构变化特征

研究油田注水开发过程中储层孔隙结构及演化特征,对于制定剩余油开发方案意义重大。利用不同含水期密闭取心井的薄片、扫描电镜、压汞及物性等分析化验资料,在翔实分析储层孔隙结构特征的基础上,利用统计分析手段查明了该油田注水开发过程中储层孔隙结构演化特征。研究结果表明,扶余油田储层孔隙类型主要为粒间孔与粒间溶孔,胶结物主要为泥质;由于注入水的冲刷影响,致使孔隙中的粘土矿物分散及漂移,进而导致胶结类型由中低含水期孔隙-接触式转变为高含水期的孔隙式;注水开发对孔隙半径均值和中值的影响较小;最大、平均孔隙半径相同的情况下,渗透性随着水淹程度加大,渗透率增大,而孔隙半径中值、孔隙半径均值变化较小。     

南泥湾超低渗油藏注水开发的特征分析及措施研究

南泥湾油田松700井区属超低渗油藏,平均孔隙度8.11%,渗透率0.532×10-3μm2。2006年9月开始实施注水开发先导试验,取得了一些成果,但也存在很多难题。表现出来的主要生产特征为：地层能量低,递减速度快;物性差,吸水指数低;启动压力梯度高,注采井间压力传递速度慢;水淹具有方向性。针对存在的问题,提出了有效的措施,包括注水井短半径压裂、实施超前注水、改变面积注水为行列式注水、高压注水等。部分措施已经实施,并初步见到了效果。希望通过本课题的研究,能够改善研究区的开发现状,提高采收率,并为同类型的油田提供依据和借鉴。     

分层注水技术在长6油藏开发中的应用

长6油藏在不同方向的物性差异、层间矛盾、层内矛盾十分突出,在注水过程中的单层突进和舌进现象十分明显,导致注入水推进不均匀.为了解决这些问题,改善吸水剖面,稳定油井产量,在长6油藏采取了进行分层注水措施.应用结果表明,分层注水可使长6油藏吸水剖面明显改善,吸水状况良好,有效地解决了剖面上吸水差异.同时分层注水可使长6油藏对应油层得到充分的能量补充,对应油井逐渐收效.     

复杂断块油藏分层注水工艺技术研究与应用

文章首先从十五期间复杂断块油藏的开发特点入手,深入分析了它对分注工艺技术的要求,分析了三大主导工艺技术的应用范围和新时期存在的主要问题,研究出了复杂断块油藏不同工作环境下的分注工艺技术。详细介绍了各项分注工艺技术的技术原理、取得的技术突破,分析了其对不同工作环境的适应性、解决的重点问题,总结了各项技术的现场应用效果。文章最后提出了复杂断块油藏分注工艺技术还存在的难点问题,指明了下步攻关研究的主要方向。     

低渗透油藏多段塞微生物驱开发指标预测

油藏条件不同,微生物驱油体系的提高采收率能力和油藏适应性也有所差别,需要合理的注入参数对开发指标进行预测。通过模拟不同注入方式微生物驱油实验优化注入参数,在实验基础上综合运用前缘推进理论和经验回归方法,考虑微生物降低原油黏度以及影响油水相对渗透率等客观因素,建立一种将油井产能和含水变化规律结合的预测模型来预测微生物驱开发指标。微生物驱油实验表明,多段塞微生物驱较单一段塞微生物驱采收率可提高9.24%,见水时间能延长40.10%~40.14%,无水采收率提高18.44%;用该模型能较准确地预测微生物吞吐开井后的产油量、增油量、产液量和含水率,单井预测误差小于10%,区块总体产液量和产油量预测误差均小于3%,含水率仅为0.25%。矿场试验采用五级段塞交替注入调剖用微生物与驱油用微生物,试验区含水上升率由8.1%下降至-4.3%,综合递减率由13.3%下降到4.4%,控水稳油效果明显。     

低渗透油藏CO2驱超前注气可行性评价

从超前注水的机理入手,结合数值模拟与实际动态,对比了不同注入方式下井间的压力剖面,分析了超前注气对地层压力波及的影响,建立了不同注入方式下受效的评价方法。基于低渗透油藏存在的启动压力梯度、应力敏感、孔喉细小的储层特性,分析不同注气方式对油井、注气井及地层压力的抬升幅度、采出程度以及混相效果等的影响;基于以上特点,超前注气可以有效地解决超前注水效果差或油井开井后暴性水淹等实际现象;并以大庆油田YSL区块为例,进行了不同注气方式下的开发效果分析,评价了超前注气的开发效果,对低渗透油藏开发技术政策的制定具有一定的指导意义。     

低渗透油田酸化降压增注技术研究与应用

针对低渗透油藏低孔、低渗的储层特征导致注水过程中注水压力上升较快、欠注严重的问题,开展了酸化降压增注的应用研究,并优选出了一种水井降压增注的酸液体系.首先根据地层特征对酸液的要求和岩心溶蚀实验选出有机缓速酸和盐酸作为主体液,在此基础上根据实验优选了防水锁剂、黏土稳定剂、缓蚀剂、铁离子稳定剂等酸液添加剂及其体积分数,从而确定该酸液配方为"8%HCl+8%有机缓速酸+1%H3BF4+2%聚合醇+(1%～2%)缓蚀剂HSJ-1+(0.5%～1%)黏土稳定剂QJ-Ⅱ+2%EDTA".通过酸化流动模拟实验对该酸液体系进行了评价并与土酸进行了对比,结果表明该酸液体系具有很好的缓速性能,能够达到深部酸化的目的.矿场试验取得了很好的效果,注水压力从16 MPa降到6.0～9.8 MPa,日注水量从2～8 m3达到40 m3.     

低渗透油田强化注水压力界限研究

低渗透油藏开发的难点就是注水不足,地层能量得不到有效补充,油井产量下降迅速。提高注水压力是解决此问题的最直接的办法,但不可能无限制地提高注水压力,还应该充分考虑地层、套管、地面设备的承受能力,因此有必要开展强化注水压力界限的研究。本文针对低渗透油田的地质特点,提出了合理注水压力的确定原则;依据材料力学理论,建立了套管承压能力计算数学模型,结合压裂施工参数,研究了油层破裂压力的计算方法,针对朝阳沟油田某区块的具体情况,确定了强化注水压力界限。     

鄂尔多斯盆地坪桥南长6油藏注水见效合理参数分析

针对鄂尔多斯盆地杏子川油田坪桥南区长6低渗透油藏注水见效率低、部分油井含水上升过快的问题,研究了注水见效时间规律,提出了注水参数优化的方法.通过统计分析结合数值模拟手段,分析单一因素对见效时间的影响,探索注水见效时间和合理注水强度,形成了预测见效时间及合理注水强度的图版.结果 表明,坪桥南区长6油藏转注后高强度注水的见效时间为5-15个月;见效后温和注水合理水强度范围为1.0～2.0 m3/(d·m).按该方法对单井配注优化后,水驱效果明显提高.     

低渗透油田注水与注气开发的数值模拟比较

为了搞清楚低渗透油田注水和注气开发的效益,以安塞油田坪桥区特低渗透油田为例,应用三维三相全组份模型,对低渗透油田的注水开发和注气开发进行了数值模拟研究,并将二者进行了对比,结果表明,注水开发和注气开发都能有效地向地层补充能量,较自然能量开采,开发水平有很大提高,是开发低渗透油田的有效方法;注水开发和注气开发比较存在三个时期,即①前期注水优于注气;②中期注气优于注水;③后期注水优于注气;三个不同时期出现的早晚和长短受注入气组成的影响;注水采收率可达２６．２４％;注气采收率在１４．１４％～２４．２８％之间,注入气体越富,效果越好;提高注气效果的关键,是延迟注入气在生产井井底的突破．     

FY油层深度二元体系调驱技术的研究与应用

油层深度二元体系调驱是由FYJ凝胶调驱体系和FYF分子膜调驱体系组成的.介绍了FYJ凝胶调驱体系中交联剂的合成、凝胶调驱的机理、凝胶调驱体系性能;FYF分子膜调驱体系中调驱剂的组成、FYF分子膜调驱剂的作用机理、FYF分子膜调驱体系性能.室内调驱试验结果表明:油层深度二元体系调驱可以有效提高调驱压力,FYJ凝胶调驱体系与FYF分子膜调驱体系具有良好的配伍性.现场应用结果表明:启动压力上升,吸水指数下降,吸水剖面得到明显改善,经调剖注水后,7口采油井均明显见效,见效率达100%.     

低渗透油层微观水驱油特征

通过真实砂岩微观孔隙模型实验，研究了安塞、五号桩、鄯善、科尔康4个低渗透油田的微观水驱油特征。结果表明：（1）贾敏效应不可忽视的作用力；（2）水驱油效率低；（3）自吸驱油现象明显；（4）油层结垢损害应当预防。将4个低渗透油田划分为成岩型和沉积型两种类型，该成果对改善低渗油层注水开发有一定理论意义。     

低渗透油田不同渗透率条件下蒸汽驱受效规律数值模拟研究

根据现场提供的朝阳沟油田蒸汽驱试验区的动、静态数据,首先用Petrel软件建立试验区相控地质模型,然后应用CMG软件中的STARS模块进行数值模拟。研究了地层平均渗透分别为1×10-3μm2、2×10-3μm2、5×10-3μm2、8×10-3μm2、10×10-3μm2、15×10-3μm2、30×10-3μm2七种方案进行蒸汽驱开采时,蒸汽驱的受效规律。结果表明:水驱油藏转蒸汽驱开发的渗透率下限值为10×10-3μm2。采用连续注蒸汽驱三类区块开发效果最差,连续注蒸汽驱开发仅适用于朝阳沟油田的一类及二类区块。     

低渗透油田超前注水增产机理研究

超前注水在低渗透油田开发实践中,相对于同步注水和滞后注水,已显示出其优越性,但目前在超前注水增产机理方面的研究还不够深入.在前人研究基础上,针对不同类型低渗透储层特性,推导出超前注水相关的一些经验公式和理论模型.从推导出的理论模型可以看出,超前注水可以增加低渗透储层驱替压力梯度,降低初期含水,提高单井产量和降低油田产量递减率.研究结果可为低渗透油田超前注水技术提供理论指导.