高含水期油田堵调综合治理方法

以孤东油田八区5－6层系为研究对象,提出了一套高含水期油田以注水井调剖为中心,辅以油井堵水的堵调综合治理方法。利用模糊综合决策方法优选最佳的堵调措施井,设计了最佳的工艺参数,并根据油水井的生产特征实施了不同堵剂组合的堵调工艺措施。矿场试验结果表明,所有措施水井的视吸水指数下降,压力指数上升,吸水剖面明显改善,对应的油井含水率下降,日产油量上升、水驱开发效果有所改善,原油采收率提高了5．5％。     

葡萄花油田高含水期开发技术政策界限研究

通过对低渗透窄小砂体油田目前面临的开发形势的分析 ,针对油田存在的主要问题 ,运用油藏工程方法、数理统计学方法及数值模拟方法 ,对油田在高含水期的主要开采技术政策界限进行分析 ,确定了主要开发指标的合理政策界限 ,分析预测了在“十五”期间的变化趋势 ,为油田发展的决策提供科学的依据     

高含水期无效水循环形成时机的定量表征

随着油田开发的不断深入,注入水无效循环不断增加是油田开发的必然趋势。特别是进入高含水期后,注入水无效循环已经成为影响油田开发效果的主要因素。准确判断注入水无效循环出现的时机,可为及时制定相关治理措施、为提高注入水的利用率提供必要的前提。选取油水黏度比μo/μw、垂直渗透率与水平渗透率的比值Kh/Kv、油层厚度h、注采井距L、生产压差ΔP、油层韵律性、相对渗透率等因素,利用八因素四水平正交试验讨论以上各个因素对无效水循环出现时机的影响程度。在对试验结果进行直接分析和方差分析的基础上,得出了各种因素对注入水无效循环产生的影响作用的主次顺序和影响程度。最后,对试验结果回归出了相应的公式,依此可对油田是否出现无效水循环进行判断。     

海上油田高含水期剩余油分布及调整挖潜技术研究

针对我国东部海上注水开发油藏进入高含水期后水驱采收率低的问题,以JZ9-3油田为例开展了高含水期剩余油分布及调整挖潜研究。结合海上油田生产特点,以储层精细地质研究为基础,开展了小层水淹和剩余油分布定量化研究,针对不同的剩余油分布类型提出了不同的挖潜调整策略和相应技术。     

高含水期油田堵调综合治理方法

以孤东油田八区 5- 6层系为研究对象 ,提出了一套高含水期油田以注水井调剖为中心、辅以油井堵水的堵调综合治理方法。利用模糊综合决策方法优选最佳的堵调措施井 ,设计了最佳的工艺参数 ,并根据油水井的生产特征实施了不同堵剂组合的堵调工艺措施。矿场试验结果表明 ,所有措施水井的视吸水指数下降 ,压力指数上升 ,吸水剖面明显改善。对应的油井含水率下降 ,日产油量上升 ,水驱开发效果有所改善 ,原油采收率提高了 5.5%。     

西区油田高含水期原油粘壁规律研究

针对西区油田高含水期常温集输过程中原油会出现粘壁的情况,对高含水期不同含水率原油进行了石蜡杯实验和室内环道实验研究.通过改变流体流量、温度、含水率等因素,得到了粘壁厚度、粘璧速率与温度之间的变化规律.并对实验数据进行了公式拟合,得到了粘壁温度关系式.通过比较实验值和计算值发现,采用拟合公式计算西区油田粘壁温度所得结果误差小,可以较好的应用于实际生产.     

高含水期地层水电阻率求取方法

针对油田高含水期地层流体性质和地层压力的变化给应用自然电位曲线求取地层水电阻率产生不利影响的实际问题,从自然电位产生的机理出发,研究了应用自然电位曲线求取地层水电阻率的方法。对影响自然电位曲线的各种因素(井径、层厚、泥浆侵入、泥质含量、过滤电位等)进行了分析,并对其影响因素提出了校正方法。应用实际测井资料解释,并与试油水分析资料对比,结果表明该方法能够提供可靠的地层水电阻率值。     

非均质油藏中高含水期稳油控水对策及效果刍议

文章以某油田非均质油藏为例,通过对中高含水期稳油控水技术进行了分析,并探析了相应的应用效果,以供参考。     

水驱油田高含水期产量运行预警的模糊综合评判模型

 水驱油田高含水期稳产难度大,容易发生产量的异常波动,给油田生产带来损失。为提高油田的抗风险能力,建立了产量运行预警的两级模糊综合评判模型,设计的模型具有开发综合预警及产量构成预警的双重功能。从产量构成、能量补充及管理因素3 个方面筛选了10 种影响产量的显著性指标并分析了各自的影响特征,利用矿场数据计算得到指标集的权重向量,指标隶属度矩阵的计算采用“(0,1)隶属度方法”。以胜利油田A、B 采油厂的历史生产情况对预警模型进行了验证,结果表明,模型能对产量的大幅异常下降提前准确预警,并从概率角度提供风险参考;基于产量构成的预警结果可分析造成产量异常下降的原因,从而进一步为决策调整指明方向。     

胜坨油田二区高含水期三角洲储层非均质特征

胜坨油田二区沙二段7,8砂组三角洲砂岩油藏高含水期（综合含水率大于90％）的储层层内、层间非均质性有所减弱,但是其平面非均质性增强,且不同微相不同部位的储层非均质性有较大差异。但是,大都具较小的非均质综合指数,呈现出较强的非均质性。按照非均质性的强弱,这些微相依次为分流间湾、天然堤、远砂坝、水下分流河道和河口砂坝。其中在河口砂坝内,侧缘储层的非均质性最强,坝主体次之,坝顶部则呈中等非均质性。较强的储层非均质性对注水开发影响较大,因而造成剩余油分布的较大差异。     

高含水期点坝水平井挖潜适应性界限研究

利用孤岛油田Ng4 砂组地质及动态数据,对点坝内部侧积夹层进行定量化描述,建立了一系列反映点坝内部构型的三维典型精细地质模型,结合水平井经济极限产量,以不同注采条件下的点坝剩余油分布模式为基础,应用油藏工程以及数值模拟方法,对高含水期点坝水平井挖潜适应性界限进行了研究。研究结果表明,顺侧积夹层注水开发时,侧积夹层渗透率小于12 mD、倾角小于7°、延伸比例大于0.46、间距小于60 m 时,适合水平井部署水平井挖潜;逆侧积夹层注水开发时,侧积夹层渗透率小于30 mD、倾角小于11°、延伸比例大于0.33、间距小于90 m 时,适合水平井进行挖潜。这将为高含水期点坝储层中水平井部署提供一定的理论指导。     

高含水期五点法井网压裂开发经济界限研究方法

高含水期直井压裂开发的经济界限研究对压裂实施的经济可行性研究具有重要作用。基于前人研究成果,在考虑产出水处理费用影响的基础上,运用盈亏平衡原理,给出了高含水期直井压裂的经济界限研究方法。并以大庆油田杏六区为原型,在压裂有效期为1年的基础上,确定了直井实施压裂改造的有效经济厚度、有效经济渗透率及油价经济界限,并制作了实用图版。结果表明:在当前油价下,杏六区高含水期直井压裂能实现经济开采;压裂规模越小,油藏经济界限参数(有效经济厚度、有效经济渗透率)越大;油价越低,油藏经济界限参数(有效经济厚度、有效经济渗透率)越大。     

高渗储层特高含水期渗流规律实验模拟及流场表征

以孤东油田七区西馆陶组Ng63+4砂层组地质特征为基础,设计二维平面物理模型进行水驱实验,组建压力、饱和度全程同时实时监测系统,并以绘制场图的形式表征模型内部压力及含水饱和度分布,系统地揭示了含水上升规律与压力、饱和度分布之间的关系。基于驱替过程中模型内部压力及含水饱和度分布的变化规律,推导出油水两相的速度分布及流线,通过调整注采关系改变流线,研究特高含水期供给边界及压力梯度的改变对储层油水两相饱和度分布的影响。建立质点迁移模型计算平面模型内部含水饱和度分布,并将预测值与实验测量值对比,认为长期注水冲刷及压力波动会导致储层的孔渗性及润湿性改变,进而导致油水两相相渗曲线改变。通过修正相渗曲线,预测得出与实验测量结论具有高相似度的含水饱和度分布,为高渗油藏特高含水期剩余油分布预测提供了一套新的思路。     

高含水期油藏三次采油物理模拟评价

针对高含水期油藏三次采油评价困难的问题,在室内岩心驱替实验物理模拟高含水期油藏后期聚驱和复合驱驱油过程基础上,对聚合物驱不同段塞大小、不同段塞浓度的聚驱效果进行了模拟评价,得出：随聚合物注入PV数的增加,聚合物驱油效率增大,但增大幅度逐渐变小;随注入聚合物浓度的增加,聚合物驱油效率逐渐增大,其增大幅度逐渐变小。在此基础上,对辽河油田SH高含水油藏进行了聚合物驱和复合驱可行性评价,对比和分析了聚合物驱、聚合物-表活剂驱、聚合物-碱驱以及聚合物-表活剂-碱驱驱油效果,认为聚合物驱为该油藏最优的开发调整方式。     

低渗透油藏高含水期压裂水平井流入动态研究

针对低渗透油藏高含水期的压裂水平井,根据油井流入动态关系调整合理工作制度是高含水期油井稳产的重要方法之一。为确定高含水期压裂水平井流入动态,通过水电模拟实验方法和油藏数值模拟方法,考虑应力敏感性和溶解气的影响,分别确定了含水率为0和100%时的压裂水平井流入动态,根据加权平均方法,计算了不同含水率时的流入动态曲线。结果表明:随着含水率的不断上升,流入动态曲线弯曲程度减小,相同井底流压下的油井产量增加。该研究成果可为矿场实际中的高含水压裂水平井工作制度的调整提供科学依据。     

特高含水后期矢量开发调整技术研究及应用

针对胜利油区整装油田特高含水后期油藏开发面临层间干扰严重、井网不完善、驱替不均衡的问题,基于油藏工程理论和数理优化方法,攻关研究整装油田矢量开发调整提高采收率技术,建立了一级层间矢量层系重组、二级平面矢量井网重整到三级注采优化调整的矢量开发调整技术。该技术具备井网形式灵活、老井利用率高、投资成本低的特点。应用实例表明,该技术控水稳油、降本增效作用明显,有利于实现特高含水后期油田进一步提高采收率。     

塔河低幅大底水油藏高含水期剩余油分布

为准确表征低幅大底水油藏高含水期剩余油富集特征,为油藏下一步调整指明方向。以塔河1区三叠系下油组为例开展精细数值模拟剩余油综合研究,目标油藏纵向上剩余油主要分布在油层顶部,平面上剩余油主要分布在构造高部位及井间。剩余油主要受构造、夹层、储层非均质、断层、井网、井型、沉积韵律等多种因素综合影响。针对低幅度大底水油藏剩余油的主要特点,氮气泡沫驱挖潜剩余油矿场试验取得了较好效果,未来可能成为此类油藏剩余油挖潜的主要方式。     

特高含水期产量递减分析及递减率表征公式

特高含水期产量递减率与产量递减曲线可用于预测可采储量与剩余油可采储量,对特高含水期的开发调整具有重要意义。采用阿尔普斯(Arps)产量递减曲线拟合特高含水期前的产量数据,并预测特高含水期的产量,发现预测结果与实际产量的误差较大、不能描述特高含水期产量递减规律。基于这一问题,从反应油水两相渗流本质的相渗曲线出发,结合油水流动运动方程及稳定状态逐次替换法,推导了特高含水期产量递减率表征,重新认识了特高含水期产量递减规律。研究表明,特高含水期油井产量递减规律为指数递减;由于进入特高含水期后,油相相对渗透率变化率发生了变化;导致基于特高含水期前的产量递减数据拟合的指数递减不能准确预测特高含水期油井产量。在预测特高含水期产量时,需利用特高含水期的产量递减数据进行指数递减曲线拟合。     

复杂断块油田中高含水期油水渗流规律研究

针对冀东油田主力油层2个区块天然岩心的3个不同含水阶段,研究复杂断块油田进入中高含水期后储层物性的变化及油水渗流规律。用分形维数表征孔隙结构参数,采用分段拟合回归分析大孔隙与小孔隙的物性差别,绘制含水率与含水饱和度、驱替效率、无因次采油指数采液指数的关系曲线。分析结果表明:随着注入水的增加,孔隙度渗透率增大,稠油油藏孔隙度增加幅度更大,岩石的亲水性增强,大小孔隙的分形维数均减小,岩心非均质性变弱;随着含水率增加,驱替效率增加,高含水阶段增长变缓;无因次采油指数随着含水率的升高而下降,当至高含水期时,稠油油藏采油指数急剧下降,稀油油藏采油指数趋于稳定;稠油和稀油油藏的无因次采液指数均急剧上升,进入水洗阶段,稀油油藏适合整体提液,稠油油藏应在含水80%前提液。