注采优化提高平面非均质低渗油藏井网水驱波及效率

不稳定注水广泛应用于非均质油藏的水驱开发,为进一步改善平面非均质低渗油藏水驱开发效果,采用与目标油藏对应的径向流物理模型,分析了3种注采方式下平面非均质油藏井组生产井生产动态及采收率,明确了3种注采方式改善水驱开发效果的作用机理,并给出3种不同注采方式的适用性。结果表明:不稳定注水方式可形成不稳定压力场,形成油水交渗及弹性力驱油,改善低渗区域的驱油效果;同步平衡产液量注采方式可改善整体水驱波及效率,并利用不稳定注水提高低渗区域原油采收率,整体采收率较高;异步平衡产液量注采方式可在不稳定注水后,调整注采压差,提高低渗区域驱油效率,同时扩大注入水对低渗区域的波及效率,大幅度提高低渗区域的采收率。实验结果可为目标油藏水驱开发注采方式优化提供理论支持。     

特高含水期油藏井网调整开发效果三维物理模拟实验研究

水驱油藏进入特高含水期后,井网调整是进一步提高采收率的有效途径。基于三维水驱物理模拟实验装置,开展了基础井网、井网抽稀及井网加密的正韵律储层水驱油物理模拟实验,对比井网不调整与调整（井网抽稀与井网加密）的开发效果。实验结果表明：与基础井网相比,井网抽稀和井网加密都可以提高采收率,且井网抽稀的采收率提高幅度比井网加密大;当累积注水量相同时,注入速度越大,水驱波及系数越大,采收率越大,且井网调整后提液的采收率要比井网调整后不提液的采收率要大。与基础井网、井网加密相比,井网抽稀水驱开发效果最好;井网调整后提液可以进一步提高采收率。     

高凝油油藏注水开发效果评价方法探讨

油藏注水开发效果评价是油藏开发的一项重要工作,一般包括注水方式和注采井网适应性生评价、综合含水率及耗水量评价、注水利用率、注入水波及体积和注水开发效果综合评价等几方面内容.介绍了相渗曲线法、经验公式法、类比法等3大类注水评价方法,结合沈阳油田高凝油油藏开发实际,应用水驱曲线建立存水率、含水率、含水上升率、水驱指数等评价模型,对注水开发效果进行评价,并采用矿场统计法、实验资料统计法和水驱曲线法等3种方法对沈阳油田注水体积波及系数进行评价.     

特低渗透油藏水驱规律及最佳驱替模式

为了进一步改善特低渗透油藏开发效果，提高水驱采收率，通过大量特低渗透油藏水驱开采特征研究，揭示了特低渗透油藏的水驱规律：在注水开发过程中，特低渗透油藏会首先沿现今最大水平主应力方向注、采井间开启注水动态裂缝，随着注水压力的升高，或将开启与之成最小角度的注采井连线方向裂缝，导致注入水沿裂缝方向注采井无效循环，造成油藏水驱开发效果很差。等值渗流阻力法计算结果也证明了面积驱替径向渗流转为裂缝线性侧向驱替平行流后可大大降低渗流阻力。由此提出了“沿现今最大水平主应力方向注水动态裂缝线性注水、侧向基质驱替”的井网转换模式。井网模式的转换避免了注水动态裂缝导致的注入水无效循环，消除了动态裂缝对储层非均质性的影响，减小了渗流阻力，扩大了水驱波及程度。现场应用效果显著，单井产能增加了一倍，平面波及系数提高了43.2%，水驱采收率提高了19.3%。     

水驱油藏特高含水阶段提高采收率可行性研究及技术对策

常规砂岩油田注水开发最终采收率多为35%～50%。基于大量室内实验、应用实例和中外油田案例类比,分析了特高含水开发阶段进一步提高水驱油藏驱油效率的可行性。讨论了水驱油藏在周期注水、关停老井侧钻、多油层逐层上返或沿断层面钻加密井等扩大注水波及体积基础上,长期高孔隙体积倍数注水、低矿化度水驱等经济可行的提高驱油效率思路和方法。室内研究和矿场实践结果表明,长期注水开发砂岩油藏润湿性由偏亲油性向偏亲水性转化,残余油饱和度降低,有利于提高驱油效率。依据成熟开发油田大量类比实例,在油层和流体性质较为有利的条件下,强天然水驱油藏依靠天然能量开采,或弱天然能量油藏通过注水开发最终采收率可达70%。采用自流水注水、低矿化度水驱、同井注采工艺等技术已证实是经济可行的。特高含水开发阶段老油田已有的大量开发井和配套设施为进一步提高采收率提供了基础。应用经济可行的长期高孔隙体积倍数注水思路有望将水驱开发油田采收率进一步提高至50%～70%。     

提高稠油底水油藏转注井注水效率研究

针对稠油底水油藏转注井注入水在正韵律作用下驱油效果差,大部分注入水无效循环等问题,对底水油藏转注井注入水驱油效果差的原因进行了分析,提出了对转注井渗透率锥体型变化带底部进行"置胶成坝"、扩大底水油藏转注井注水波及体积的方法,并利用数值模拟、流线模拟等方法对"置胶成坝"关键参数进行了评价。结果表明：稠油底水油藏转注井注入水驱油效果差的原因是定向井转注后注入水受正韵律及大液量冲刷的影响,在"渗透率锥体型变化带-底水区-生产井波及区"形成"U"形管式无效水循环;"置胶成坝"技术提高了稠油底水油藏转注井注入水的驱油效果。先导试验井组增油效果明显,增油量达40 m³/d,改变了底水油藏转注井注入水驱油效果差的现状,将底水油藏注水由"注够水"转变为"有效注水"。这种新的注水模式对稠油底水油藏提高转注井注水驱油效果具有重要指导意义。     

注水水质对油藏开发指标的影响研究

注水水质是影响开发指标的重要因素。在注水开发中,注入水水质的好坏不仅影响注水工艺系统的效率,还影响油藏的开发指标及开发效果。通过实验研究和经验公式计算进行了注水水质影响下的油藏开发指标（含水率、波及系数、吸水指数及采收率）的变化规律研究;并做出了相应的变化规律曲线,分析了水质对这些开发指标的影响。注水水质差会导致油相相对渗透率急剧下降,含水率增长迅速,波及系数减小,吸水指数下降,采收率也降低。研究结果为注水水质标准的制定提供了一定的理论依据。     

提高特高含水期油藏采收率的方法及应用效果

针对胜索油田二区9-10单元的层间非均质和平面非均质性，运用水动力学方法，采用周期注水及增压注水改善单元的水驱油效果。经过6a的实施，单元的开发形势趋好，单元采收率提高9.62%，增加可采储量341.5kt，对同类型非均质性油藏改善水驱油效果，提高最终采收率具有借鉴意义。     

复杂断块油藏注水体积波及系数与驱替程度变化规律研究

对于注水开发油田而言,体积波及系数和驱替程度是重要的评价参数。以渤海湾盆地黄骅坳陷港东一区一断块明三油组和枣南孔一段枣1281断块为研究对象,采用油藏数值模拟研究、油藏工程计算和注采井网分析等方法,定量分析了研究区块注水体积波及系数与驱油效率及其在开发过程中的变化规律。指出在油田开发初期注水体积波及系数增长迅速,在开发后期增长缓慢,到高含水阶段后,宏观注水波及系数提高幅度不大,但水洗强度增加,使强水洗段厚度比例和驱油效率增大。认为需通过提高波及范围内的整体驱替程度来提高水驱采收率。该项研究对老油田开发后期调整具有一定的参考作用。     

胜利油区不稳定注水技术的研究及应用

针对胜利油田储层类型和油藏：河流相正韵律沉积、三角洲沉积及复杂断块油藏，开展了不稳定注水机理研究及现场先导试验并推广应用。实践证明不稳定注水能够提高注水波及系数，提高油藏最终采收率。该技术具有投资少、见效快、增油显著的特点，是一种深化二次采油、改善水驱油藏开发效果的有效技术手段。     

油层纵向扫及效率增长的一种可能解释

本文通过矿场资料的分析,对油层纵向扫及效率的增长提出了一种宏观的可能解释,认为水驱油过程中,纵向扫及效率与水驱油效率都是体积的函数,所以两者的增长是同步的,含水上开率的变化特点本质上反映了油层纵向扫及效率的变化规律,而油田动态系统本身所具有的自组织性则是导致纵向扫及效率逐渐增长的主要机制。     

组合驱提高原油采收率实验研究

根据河南油田双河北Ⅱ4-5块已完成聚合物和微凝胶驱的现状，提出了对聚合物驱、聚合物／表面活性剂二元复合驱、微凝胶驱优化组合进行组合驱提高其原油采收率的观点。并在数模优化组合驱段塞构成的基础上，对不同渗透率的天然岩心与人造岩心进行了驱油实验。实验表明在双河北Ⅱ4-5块聚合物驱后实施组合驱提高原油采收率不仅可行，而且采收率（天然岩心）达13％。在最佳注入速度（14．2m／d）下，采收率高达15．7％。其驱油机理是调堵提高波及系数和降低油水界面张力而提高洗油效率。     

低渗透油藏水驱转空气泡沫驱提高采收率物理模拟实验

为进一步提高镇泾油田低渗透油藏原油采收率,利用室内驱油物理模拟技术,开展了水驱转空气泡沫驱提高采收率实验研究,探讨了空气泡沫驱对低渗透油藏水驱开发效果的影响。实验结果表明,在模拟地层条件下,初始水驱阶段的平均采收率为29.06%,水驱转空气泡沫驱后,采收率得到明显提高,增量均在10%以上;再次水驱后,最终采收率平均可达到45.42%。随着空气泡沫注入速度的增加,采收率呈上升趋势,但增幅逐渐减小。注入速度越大,气体突破时间越早,不过实验过程中并未发生明显的因气窜而导致采收率降低的现象;在相同条件下,空气泡沫注入总量为1倍孔隙体积时的采收率比0.6倍孔隙体积时的高5%。研究认为,通过交替注入起泡剂溶液与空气实现空气泡沫驱对于注水开发的低渗透油藏进一步提高原油采收率是可行的。     

中国东部几个主要油田高含水期提高水驱采收率的方向

中国东部大庆、胜利等６个注水开发油区综合含水已达８５．５％,处于高含水期开发阶段,主河道砂体油层绝大部分水淹,但其年产油量、剩余可采储量在全国仍占举足轻重的地位。分析了影响高含水期水驱采收率的３个要素（驱油效率,平面波及系数,厚度波及系数）的现状。预计在高含水期阶段要实现预期目标相当艰巨,６个油区标定的平均采收率为３７．８％,目前实际采出程度为２７％,剩余油分布总体高度分散,但局部相对富集。在水驱开发方式下,钻加密调整井和采用再完井技术是剩余油挖潜的基本措施。目前井网已较密,井网控制不住的边角部位未淹砂层的剩余油（约占可采储量的１５％）相对富集,平面调整主要是在这些位置打些调整井,通过提高平面波及系数挖潜;目前厚度波及系数约为５６．７％,纵向挖潜的目标主要是吸水差、渗透率低的河道间及三角洲前缘薄砂层的剩余油（其可采储量约占总剩余油储量的８０％）,到含水９８％时,厚度波及系数可能达到７０％～７５％。根据剩余油分布的不同规律,提出８项挖潜措施,指出为达到高效调整的目的,可采用定向侧钻井、多底井及侧钻水平井技术,既能有效挖掘剩余油,又可节约钻井费用。参１（郭海莉摘）     

改善二次加密系油层动用状况研究

大庆油田萨北开发区的二次加密调整层系至今已注水开发10年。目前其产量只占水驱产量的28．99％,仍有30％以上的砂岩厚度未动用,在今后一个时期仍是水驱开发调整的主要对象,因此有必要探讨改善二次加密井开发效果的方法。本文对萨北开发区二次加密调整层系油层未动用原因进行了分析;对提高二次加密油层吸水状况、增加产液厚度的主要做法以及所取得的效果进行了总结。研究结果表明,针对不同时期油井受效状况,注水井采取提高注水强度、细分注水、措施改造以及浅调剖可改善油层吸水状况;在油井注水受效后的2－5实施改造措施,并根据实际情况对措施进行优化,能改善油层动用状况,提高最终采收率。     

渤海稠油油田高含水期提高水驱采收率技术研究及应用

为探索稠油油田进入高采出程度、高含水率阶段提高水驱采收率的新技术,改善油田开发效果,以渤海S稠油油田为例,开展了高倍数水驱技术研究和联合井网注水方法研究。其中,高倍数水驱实验结果表明,当驱替倍数达到300~400倍时,与驱替倍数30~50倍时相比,驱油效率提高约10%,为S油田提高水驱采收率提供了方向;利用灰色关联分析方法所建立的多因素调控注水方法,综合考虑了有效厚度、渗透率、注采井距、注采井数、方向地层系数等因素,能够满足S油田具有海上特色的水平井与直井联合井网的注水需求。将研究成果在S油田G区应用后,G区2016―2019年自然递减率由6.0%降低至4.4%,含水上升率由2.2%降低至1.8%,改善了G区的开发效果,表明该方法对海上注水开发油田进入高含水期后的调整具有一定的指导意义。     

龙虎泡低渗透油田井网适应性研究

在油田实际开发中实施了反九点法和五点法两种井网开发,解剖对比了两个区块的开发特点。在采出程度相同的情况下,五点法井网油井含水高,两个区块的单井产液量接近。反九点法井网开发中后期采取加密结合注采系统调整方式,能够提高差油层的动用程度和好油层的注水波及体积进而提高采收率。同时,应用水驱特曲线和Weibull模型等油藏工程分析方法对其最终采收率和水驱波及体积系数进行了评价,认为龙虎泡油田应采用反九点法注采井网开发。     

不同化学驱油体系微观驱油机理评价方法

为了分析胜利油田应用的3种化学驱油体系的微观驱油机理,并对其非均质油藏的适用性进行评价,利用微观刻蚀模型润湿性7级控制方法和波驱贡献比分析方法,结合现场情况,借助微观模拟驱油试验,开展了不同润湿性条件、非均质性条件和不同驱替阶段的化学驱油机理研究,建立了利用波驱贡献比评价化学驱油体系微观驱油机理的方法。试验表明:聚合物和二元复合体系在非均质级差1:9模型试验中水驱后采收率提高不足10%,平均波驱贡献比小于1.5,扩大波及的能力弱,主要驱油机理无法发挥;在各组非均质渗透率级差模型试验中,新型非均相复合体系的平均波驱贡献比大于3,说明其在非均质条件下扩大波及的能力强,主要是凝胶颗粒间歇式封堵和转向式扩大波及共同作用的结果。微观运移特征和驱替方式研究及现场试验表明,聚合物驱后的非均质油藏实施非均相复合驱,可以大幅度提高驱油效率和波及系数。      

特低渗油藏非稳态周期注水机理及应用

为了充分发挥储层裂缝与基质之间的渗吸作用,增大注水波及体积,提高水驱采收率,以延长X区块长6油藏为研究对象,利用室内静态渗吸实验分析逆向渗吸影响因素,并采用考虑渗吸作用的数值模拟技术对X区块周期注水进行参数优化。结果表明,X区块渗吸方式主要为逆向渗吸,且储层渗透率、孔隙度的增大可以提高渗吸驱油效率;随着含水饱和度的增加,渗吸驱油效率降低;界面张力与渗吸驱油效率在一定范围内呈反比关系;X区块注水生产时,优选非稳态的周期注水方式,其优化工作制度为注20 d停30 d、注采比1.0~1.2、注水量8~12 m3/d。通过矿场现场实施,区块产油量小幅增加,含水率明显降低,较连续性注水开发方式可提高采收率2.5~3.5百分点,为特低渗油藏非稳态周期注水开发提供了有效的理论基础及现场应用依据。     

海上稠油油田聚驱后二元复合驱注入时机与注入方式优选

模拟海上绥中36-1油田油层条件,进行了聚合物驱后二元复合驱注入时机、注入方式的优化实验研究。聚合物驱后在不同注入时机(直接转注、含水最低点、含水70%和含水95%时)转注二元复合体系,最终采收率分别为75.36%、73.32%、71.22%和68.61%,直接转注二元驱的采收率最高(42.61%)。在相同水驱条件下,以不同注入方式注入二元复合体系后发现,注入0.3 PV二元复合体系的驱油效果优于注入0.05 PV聚合物+0.2 PV二元复合体系+0.05 PV聚合物和0.1 PV聚合物+0.2 PV二元复合体系。但注入方式的改变对最终采收率的影响较小,以聚合物做保护段塞更有利于控制工业化成本。在相同段塞聚合物用量条件下,用前后保护段塞的效果好于单一前置段塞。在等经济的条件下,聚合物驱后进行0.3 PV二元复合驱可提高原油采收率19.05%,比等价的0.7 PV聚合物驱采收率高1.61%,使油田开发的整体效益最大化。