任丘雾迷山组油藏目前开采方式调整的数值模拟研究

华北油田任丘雾迷山组油藏是我国已发现的最大的裂缝性潜山油藏，经过２１年的开发，已进入开发后期。１９９４年以来，该油藏实行了全面停注降压开采，获得较好的开发效果。由于该油藏目前压降已接近允许的压降界限值，需要对下一步开采方式进行调整。应用数值模拟方法，对该油藏８种继续降压而产液量不同方案和４种恢复注水保持不同压力水平方案、６种周期注水方案的开采效果进行了模拟研究和预测、对比。根据模拟结果认为，在油藏压降未达到极限压降值之前，继续降压开采仍可发挥油藏弹性能量，但提液或降液开采都会使开发效果变差；在压降达到极限压降值时，应补充注水保持较低压力水平开采，压力水平越低效果越好，但同样不宜提液或降液开采；对于综合含水已达８７．９％的该油藏而言，周期注水方式开采提高采收率的效果不明显。图３参１（郭海莉摘     

大庆葡萄花油田降压开采数值模拟

大庆葡萄花油田目前正处在高压高含水开发阶段，为有效缓解油藏压力较高、含水上升速度加快、油田可采储量迅速下降的趋势，提出了实施降压开采的水动力学方法，进行了注采系统调整的数值模拟研究，通过降低注采比的方式来达到降压降水的目的，采用了5种不同注采比对油田进行降压开采效果研究。模拟结果表明，全面停注的降压开采效果最佳，随着注采比的逐渐恢复，降压开采效果变差，得出了不同降压开采情况下的降压界限和降压速度，对葡萄花油田后期开发具有重要的指导意义。     

千22块莲花油藏水驱效果数值模拟研究

方法：在分析总结了千22块莲花油藏蒸汽吞吐开采及近期转注水井组开放动态的基础上，采用油藏数值模拟方法，以63－447井组（9口井）为模拟研究生，就影响油藏注水开发效果的注水指标，地层压力保持水平，注采井网，注水方式以及注水温度等因素进行数值模拟研究。目的：优化注水参数，改善水驱效果，结果：在综合评价20个不同模拟方案的基础上，提出了最佳注水方案：即采用五点井网，以1．2的注采比恢复地层压力至6．0Mpa后保持压力开采，采用50℃水周期注水开发，在条件允许的前提下，含水率小于95％时可采用100摄氏度热水驱，预计最终可提高采收率10％，结论：本研究结果对改善千22块莲花油藏注水开发效果具有重要意义，对我国其它普通,稠油油藏的注水开发也具有一定的参考价值。     

泌123断块普通稠油油藏合理地层压力恢复对策研究

泌123断块普通稠油注水开发已经历20年,油田含水上升,地层压力下降;为了探索油藏合理地层压力恢复对策,应用不同的油藏工程方法从注采能力、合理采油速度、注采比与注水量、地层压力保持水平及与采收率的关系、压力恢复速度等六个方面进行了研究,确定了合理地层压力恢复技术对策,有效指导了油田开发调整。     

东营凹陷高压低渗透油藏注水开发研究与实践

针对异常高压低渗透油藏的开发特征。从井网部署、地层压力保持水平、合理注采比等方面入手，提出了适于该类油藏的注水开发方式。以东营凹陷中央隆起带的现河庄、史南与牛庄油田已投入开发的高压低渗透油藏为例，将研究成果应用于新区开发并指导老区调整，取得了较好的开发效果。     

仑圩开发区注水开发的实践和认识

本文根据仑圩开发区的开发实践,说明了小断块油田同样适宜早期注水保持油层压力的开采方法。根据不同的油藏类型采用不同的注水方式以及不同的注采比,确保油层在某一压力下生产。选择油井合理的流动压力,随时分析注采动态,在注水受效的前提下,适当降低流压放大生产压差,可提高油层的生产能力。充分利用油区有利条件,采取有效措施,使油井较晚见水,对实现较长时期的高产稳产起到了积极的作用。     

大庆外围低渗透与特低渗透油藏注水开发技术方法

本文较详细地总结了大庆外围低渗透与特低渗透油藏在注水开发中的一些基本经验和做法，其中包括采用高注采井数比灵活注水方式对低一特低渗透油层进行强化开采，采取同步注水采油，保持油层能量进行开发，以及采取高注采比、早分层、高水质、沿裂缝注水等开发技术。这些经验和做法对同类油藏的注水开发具有一定的参考价值。     

注采耦合技术提高复杂断块油藏水驱采收率——以临盘油田小断块油藏为例

复杂断块油藏具有断块小、纵向上小层多的特点,注水开发后期剩余油分布受控于平面和层间非均质性,常规注水提高采收率较为困难.应用注采耦合技术可提高复杂断块油藏剩余油的动用程度,以临盘油田三角形封闭断块油藏为数值模拟研究模型,结合其地质特点及剩余油分布将其划分为7个特征区,研究注水和开采过程中各特征区的压力、剩余油饱和度以及液流速度的变化特征.结果表明,注采耦合技术注水阶段在压差作用下,中心区剩余油被水驱至夹角区和夹角间区,并在开采阶段随压力降低而采出;中心区的剩余油饱和度动用程度最高,为5.2％.利用数值模拟方法对注采耦合周期内的压力恢复水平、压力保持水平以及注采比等参数进行了优化,优化结果为油藏压力系数保持在0.8～0.9,采用注采比为1.5恢复压力.注采耦合技术通过复杂断块油藏内压力的交替变化,改变油藏内流场,扩大油藏水驱波及面积,从而提高复杂断块油藏的剩余油动用程度和水驱采收率.     

大庆外围低渗秀写特低透油藏注水开发技术方法

本文较详细地总结了大庆外围低渗透与特低渗透油藏在注水开发中的一些基本经验和做法，其中包括采用高注采井数比灵活注水方式对低－特低渗透油层进行强化开采，采取同步注水采油，保持油层能量进行开发，以及采取高注采比、早分层、高水质、沿裂缝注注水等开发技术。这些经验和做法对同类油藏的注水开发具有一定的参考价值。     

带气顶裂缝性碳酸盐岩油藏开发特征及技术政策

哈萨克斯坦让纳若尔油田为带凝析气顶的大型复杂碳酸盐岩油田.Г北油藏是让纳若尔油田的主力油藏,油藏具有孔隙一裂缝双重介质渗流特征,且平面上不同区域的裂缝发育程度具有较大差别.由于油藏早期注水不足,地层压力持续下降,导致自然递减一直处于较高水平.研究不同裂缝发育程度储集层的开发特点以及合理开发技术政策发现,裂缝发育区与不发育区的开发技术政策存在明显的差别:裂缝发育区合理压力保持水平为25～27 MPa.以1.1的注采比恢复压力,可以获得更高采出程度;裂缝不发育区合理压力保持水平为32 MPa,合理注采比1.3.屏障注水与面积注水注水量比例为2:8时,能实现既合理利用气顶能量,又提高面积注水效果的目的.图9参10     

吉林特低渗透油藏CO2驱油开发效果探讨

特低渗透油藏的自身特征决定了其开发难度大于常规油藏,存在“注不进,采不出”等问题。注 CO₂提高采收率技术应用于特低渗透油藏潜力巨大,如何改善其驱油效果是合理高效开发的关键。通过室内特低渗透 长岩心物理模拟实验,采用12种方案进行CO₂驱油效果评价。研究表明,超前注气相对于同步注气可以提高采收率4.69％,驱油效果优于同步注气,其CO₂气体突破早于同步注气。不同注气时机实验采收率与转CO₂ 驱油时产 出液含水率呈负对数关系,总压力梯度变化呈 Ｍ型,转注CO₂驱油后存在滞后效应,采用小流量可以达到增产目 的。不同注气段塞实验采收率与总注入流体中CO₂所占体积比例呈正相关关系。不同气水比和CO₂ 驱油实验CO₂突破时间较为一致,水驱油和CO₂驱油实验总压力梯度变化较为一致。应用于特低渗透油藏开发,提出超前 低速注气、气水交替和后期水驱策略,多种注采方案,进行分区试验。     

塔中油田CⅢ1油气藏开发特征及影响因素

塔中油田CⅢ1是上有凝析气顶、下有边底水的块状油气藏,从单井试采及上产,降压高产、全面注水开发等3个不同阶段的开发特征入手,分析影响开发效果的各种因素,研究了该油藏的地层压力变化取决于采油速度;生产气油比受地层压力影响明显;地层能量消耗造成地层流压下降等特征,同时提出保持和恢复地层压力的合理注水量、合理的采油速度和合理开发的地层压力界限值。该项研究对同类型油气藏开发有借鉴意义。     

多层砂岩油田水驱开发的合理注水压力

基于系统、信息与管制的观点,认为对于水驱多层砂岩油田系统来说,注水是系统主要控制因素,并且具有不可间断的连续性（周期注水是以注水量的平衡保证连续注入的效果）。由于注水压力的高低、注水量的多少所引起的地层中孔隙水压的大小与套管安危是密切相关的,于是人们注意并致力于合理注水压力的研究,寻求对油田系统的最佳控制。然而,由于人对水驱多层砂岩油田合理注水压力要领的理解与定义上的差别,实践表明其控制效果差别也很大。重新定义了油田合理注水压力,强调保证油田生产设备（套管）的安全是确定合理注水压力的重前提。同时根据对大庆油田驱开发过程中注水压力、原始地层压力与套管损坏速度关系研究。认为油田合理注水压力应保持在原始地层压力水平,低于原始地层压力不利于获得最大产液量,高于原始地层压力容易导致套管损坏,从长远观点看更不于利于系统获得最大产液量。     

孤东油田特高含水期注采结构优化研究与应用

孤东油田经过多年的高速开发、强注强采 ,地下矛盾十分突出。为探索特高含水期改善油田开发效果的途径 ,在深化油藏开发特点认识的基础上 ,应用精细油藏描述技术、数值模拟技术 ,以及开发测井和油藏工程方法 ,进行了剩余油分布规律研究、合理地层压力水平研究、扩大水驱波及体积途径分析、注采结构状况分析研究等。在降压强排试验的基础上 ,调整注采结构 ,使油田地层压力得到控制 ,注采结构得到了优化 ,控制了含水上升速度 ,油田开发趋势明显好转 ,强化了油田稳产基础 ,走出了稠油疏松砂岩油藏高含水后期开发的新路子     

致密油藏多级压裂水平井同井缝间注采可行性

以大庆油田L致密油藏为例,评价了L致密油藏的压裂改造效果;通过现代产量递减分析和试井分析,总结了生产动态规律;论证了水平井准天然能量、注水吞吐、注CO_2吞吐开发效果。针对致密油藏水平井产量递减快的问题,提出多级压裂水平井同井缝间注采方法,即通过注采分隔装置和注采阀进行同井缝间注采,将井间驱替问题转化为缝间驱替问题。采用数值模拟方法,分别计算了准天然能量衰竭开发、注水吞吐、CO_2吞吐、同井缝间注采4种方式的开发指标。分析结果表明,注水吞吐只能短期内提高累积采油量,不能显著提高采收率;同井缝间注采的产量比CO_2吞吐的产量高、稳产期更长、递减率更小、开发效果更好。进一步提出了致密油藏有效开发方式,即先以准天然能量衰竭式开采,控制地层压力均衡下降,在井底压力降到饱和压力附近时,转入同井缝间异步注采。现场实施时,采用水平井缝间强凝胶封堵完井工艺,即在注采缝之间的水平段射孔、注入强凝胶、封堵套管外侧与岩石连通空间。安装注采分隔装置和配注阀,采用温和注水方式,发挥裂缝的渗吸作用,能控制注入水的快速推进,提高致密油藏产量和采收率。     

裂缝性油藏注水开发水淹力学机理研究

裂缝性低渗透油藏发育着复杂的裂缝网络,随着注水开采程度的加深,过高的注入压力和过量的注水会引起微裂缝开启、起裂、扩展和相互贯通,在注采连线形成高渗透带,导致注入水单向突进,油井含水上升快,造成油井水淹和窜流严重,降低了油田的最终采收率。针对注水开发过程中储层裂缝系统的演化贯通给油田开发带来的困难,研究分析了天然裂缝内注入水渗流对裂缝起裂的影响,应用岩石断裂力学理论分析了天然裂缝性储层在注水开发过程中裂缝系统的相互作用,研究了注入压力作用下天然裂缝的开启、扩展延伸和相互贯通的力学机理,对天然裂缝性储层注水开发过程中研究裂缝的分布规律、确定合理的注水方式和注水压力、延缓注水 开发过程中油井方向性水窜和水淹速度具有重要的理论指导意义。
     

采用计量新技术提升采注适应力

随着油田的不断开发,全油田综合含水持续上升,要维持一定的原油产量,势必造成油田产液量持续上升。由于油田开发常常存在"重油轻水"的现象,对注水工程调整改造的投资不足,多数油田注水系统设备及管网的腐蚀、老化等问题严重制约了油田的后期生产。通过对油田注水系统存在的主要问题进行分析,提出要维持油田的原油产量,必须维持一定的油田污水处理、污水回注的增长,使之与油田产液量的增长相适应的观点。从精准计量入手,加大注水井调整和作业力度,增加污水回注的注水井点,提高污水回注的应急能力,采用新式计量技术,降低计量误差,真正实现"注好水、注够水",最大限度地挖掘自身潜力,提高地面采注系统的适应能力,为油田可持续发展奠定基础。     

大庆油田葡46区块葡扶油层开发效果评价

为了对研究区实施开发方案调整提供指导,运用油藏工程方法,从注水开发效果、采收率的确定、产量递减、能量保持水平和开发井网的合理性等几个方面对目前该区的开发效果进行评价。大庆油田葡46区块葡Ⅰ组和扶余油组油层地质条件复杂,储层非均质性强,属于典型的复杂裂缝油藏。由于油藏纵向非均质性强的特点,开发初期已进入中高含水阶段,层间矛盾更加突出,产量递减速度加快,开发效果明显变差。因此,葡Ⅰ组和扶余组油藏必须分层系开采,扶余组油藏必须缩小井距和放大注采压差,才能投入正常注水开发。     

注水井合理配注方法研究

为了更精确地分析油水井在地下的注采关系，应该确立注水井合理地层压力，确立注水井各层水量劈分系数，以及确定生产井产液量来源于各注水井的方向比例系数。通过研究提出了合理配注预测的方法，并建立了合理配注优化数学模型，为新老注水井之间的水量劈分提出了新的计算方法，为油田调整方案的编制提供了理论依据，最终实现了区块注水井在各层系上的“动态合理配注”。从而最大限度地解决了高含水后期的层间矛盾和平面矛盾，满足了油田稳产和“稳油控水”的需要。