应力敏感对裂缝性油藏合理注水时机及压力保持的影响

 对于具有应力敏感的裂缝性油藏,在开发过程中因地层压力下降导致基质与裂缝体积缩小,渗流能力降低.如何有效抑制这种油藏特性对开发效果和最终采收率的影响,是制定裂缝性油藏开发策略的关键.本文以渤海某裂缝性油藏为例,对应力敏感与注水时机及地层压力保持水平之间的密切关系进行分析和研究.结果表明:在不考虑应力敏感时,裂缝性油藏合理注水时机为地层压力降至饱和压力时实施注水;在考虑应力敏感时,裂缝性油藏合理注水时机由应力敏感程度决定.当油藏压力降至饱和压力处渗透率保留率在80%以上时,注水时机为地层压力降至饱和压力时实施注水.否则,必须在原始地层压力实施注水.同时,裂缝性油藏合理地层压力保持水平应该维持合理注水时机下的地层压力不变,但考虑到后期提液、打井等挖潜措施及综合调整的实施,可根据实际情况适当提高.     

特低渗透油藏超前注水长岩芯实验研究

设计了多测点物理模拟装置,利用整体压制的特低渗长岩芯,研究了特低渗油藏超前注水开发的压力传播特征、合理地层压力保持水平和采油井合理开井时机。实验结果表明:为获得较高的采收率,合理地层压力应保持在原始地层压力的110%～120%,合理的油井开井时机为压力传播到油水井间距的30%左右时。压力传播速度沿岩芯长度逐渐减小,建议注水强度与压力传播速度相匹配,初期适当增加注水强度,有利于尽快建立驱替压力系统,后期适当降低注水强度,保持温和注水,以获得最佳的注水效果。     

封闭油藏注水开发阶段注采比计算新方法

目前的阶段注采比计算方法只考虑了地层压力或含水率等单个因素的影响,而实际开发中,注采比的大小受
油藏压力、含水率、累积水油比等多因素的影响。针对这一问题,利用累积注水量与累积产油量的半对数关系式,结合
封闭油藏物质平衡方程,推导了阶段注采比与累积产油量、地层压力和含水率的关系式。再利用累积产油量与含水饱
和度的关系式、两种不同相对渗透率与含水饱和度的关系式,推导了两种阶段注采比的计算关系式。最后,实例计算
结果表明：研究的计算方法可用于封闭油藏注水开发的阶段注采比计算与预测。     

水驱油藏转注CO_2驱油参数优化与效果评价

以大港油田某断块为研究对象,基于正交试验设计原理,以提高采收率程度和换油率为评价指标,运用数值模拟方法,开展水驱油藏转注CO2驱油注采参数优化与效果评价研究.研究结果表明:转注CO2驱油能够有效提高水驱油藏采收率,最优注气段塞大小为0.05 PV,气水体积比为1∶2,注气速度为40 000 m3/d,注采比为1∶0.9;适当提高注采比有利于保持地层压力,增加原油与CO2混相程度,提高气体波及系数,有效改善CO2驱油效果;气水交替驱能够获得良好的CO2埋存效果,注入的CO2大约有50%被封存在油藏中.     

白于山区长4+5油藏合理开发对策

为确保绥靖油田白于山区长4+5油藏持续高效开发,达到提高最终采收率,实现油藏稳油控水的目的,对研究区生产数据及历年压力测试等相关资料分析研究,确定出合理地层压力、流动压力、注采比及注水井最大井口注入压力等参数.分析后对不合理开发对策进行调整:降低注采比,适度降低地层压力;开展周期注水试验,减缓油井见水速度;开展区域化学调剖试验,治理见水油井;实施酸化解堵,提高油井产量措施,为实现油藏的稳油控水提供方法和依据.     

陆梁油田J2x4底水油藏数值模拟研究

陆梁油田西山窑组J2x4油藏为一低幅度构造、砂泥岩薄互层、油水关系复杂的底水油藏。针对该油藏开发初期含水上升快的现状,利用数值模拟方法,对合理注采比、合理注水时机、合理射开程度等油藏的合理技术政策进行了深入的研究。模拟结果确定合理注采比为0.7,1.5年后注水和50%的射开程度可获得较高的采出程度。数值模拟结果对油田实际开发有指导作用。     

小断块油藏CO2单井吞吐强化采油可行性研究

受多断层切割的复杂断块油藏,所形成的众多小断块单元油藏井间连通性差、边界封闭、地层能量有限、开采中地层能量下降快、难以采用早期注水等方式大规模开采。而采用CO₂吞吐强化采油方式对此类油藏可能是一种有效的方法。为此,针时复杂小断块低能量油藏单元的地质开发特征,在对油井目前地层流体进行相态分析基础上,通过CO₂油藏流体膨胀实验,确定CO₂吞吐的驱替机理,再通过CO₂吞吐长岩心驱替实验确定CO₂吞吐增产原油的程度和时效性。然后建立了针时实际小断块单元油藏单井CO:吞吐的地质和数值模拟模型,在对注气前油井生产动态进行历史拟合基础上,时CO₂吞吐强化采油过程中的工艺操作参数进行了敏感性分析,重点讨论注气时机和周期注入量对小断块单元油藏增产效果的影响,分析末同注气时机CO₂吞吐前后近井地层原油饱和度和压力分布变化规律。从而得出适合于小断块单元油藏CO₂单井吞吐强化采油的有效时机和最佳操作参数选择,为小断块单元油藏实施CO₂吞吐强化采油可行性方案设计提供了系统的室内综合评价方法。     

樊128断块整体压裂改造布井方案研究

根据试油试采资料和油井压裂前后的产能变化 ,分别设计了反九点和五点面积注采井网 ,利用油藏数值模拟方法分析了边水能量、注水时机、注采比和采油速度对两种井网开发效果的影响。结果表明 ,五点井网布井方案优于反九点井网布井方案。注水井应平行于裂缝伸展方向排列 ,与边水供给方向一致。油井配产量平均为 8.6t/d ,采油速度为 1% ;断块投产 1年左右应及时注水 ,且注采比保持为 1才能保证稳产高产。     

满足水驱规律的合理地层压力保持水平

为了评价油藏不同开发阶段地层压力保持水平的合理性,依据物质平衡原理,结合油藏的综合水驱规律,建立了能够描述不同注采比、不同地质储量采出程度条件下的地层压力保持水平数学模型。并以鄂尔多斯盆地某砂岩油藏为实例,对模型进行了简化。分析结果表明:依据累积注采比大于1.0或小于1.0且变化趋势不同时,油藏的合理地层压力保持水平呈现不同的变化规律;当累积注采比小于1.0且递增时,地层压力保持水平有极小值;当累积注采比大于1.0且递减时,地层压力保持水平有极大值。     

樊128断块整体压裂改造布井方案研究

根据试油试采资料和油井压裂前后的产能变化，分别设计了反九点和五点面积注采井网，利用油藏数值模拟方法分析了边水能量、注水时机、注采比和采油速度对两种井网开发效果的影响。结果表明，五点井网布井方案优于反九点井网布井方案。注水井应平行于裂缝伸展方向排列，与边水供给方向一致。油井配产量平均为8．6t／d，采油速度为1％；断块投产1年左右应及时注水，且注采比保持为1才能保证稳产高产。     

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。     

疏松砂岩注水破裂机理及完整性研究

常规的注水压力设计仅考虑裂缝开裂的压力,不能预测长期注水过程地层岩石物理参数及地应力的变化。从疏松砂岩注水过程近井筒周边受力分析入手,分析地层周边地应力及岩石力学性质变化,得到疏松砂岩在注水过程中拉伸及剪切破坏机理;并根据有效应力概念预测出地层孔隙度和渗透率变化。通过分析长期注水过程油藏及上覆盖层岩石物理性质及地应力的变化,建立以盖层的剪切破坏、拉伸破坏和断层的重新开启为依据的注水完整性分析模型。以乌干达Buffalo油田为例,通过数值模拟分析了地层参数及应力变化及不同注水压力敏感性分析,确定了该油田的安全注水压力,通过该方法大大提高了注水能力,在保证注水安全的情况下,为油田的增产增注提供了保障。     

考虑启动压力梯度的注水井注入能力研究

以五点井网为研究对象,在考虑启动压力梯度的基础上,建立油藏注水物理模型和数学模型,并对其差分求解.研究了启动压力梯度、注采井距、渗透率等因素对产油量和注水量的影响,绘制了不同因素影响下的地层压力等高线图.结果表明,启动压力梯度、注采井距越小,渗透率越大,则油井的产量越高,注水井的水驱控制程度越大,波及范围越广,且注采井距对水驱控制程度的影响最大.     

春10区块水平井蒸汽吞吐注采参数优化

稠油油藏具有储量丰富,物性差,粘度高的特点,经过多年的蒸汽吞吐技术开发,出现储层综合含水率提高,油气比降低和汽窜等现象,导致开发效果较差,储层动用程度降低。因此研究不同影响因素对开发效果的影响,合理优化注采参数对超稠油油藏有效开发具有指导意义。本文通过对春10区块油藏地质条件的研究,运用正交试验法,研究影响开发效果的因素显著性为：注汽强度、水平段长度、油层厚度、产液速度、粘度、渗透率;运用数值模拟方法,对春10区块内的水平井注采参数进行优化、优选,确定出水平段长度50米的注汽强度最佳范围21～25t/m?d;最佳采注比0.8～1.2;水平段长度150米的注汽强度最佳范围11～15t/m?d,最佳采注比0.9～1.2等注采参数指标,对现场生产具有指导意义。     

注水井压裂调剖设计方法研究

对于低渗透油田 ,主要通过水力压裂提高油水井的增产增注能力 ,区块经过整体压裂改造后 ,水力裂缝参数将对油水井的产量起决定性作用。对于多油层非均质油藏 ,层间差异会导致吸水剖面不均匀 ,影响水驱效率。对需要经过压裂再投注的注水井 ,建立了压裂后预测注水井注入量的数值模型 ,分析了各层注入量与地层物性、裂缝参数和注入压力的关系。研究结果表明 ,通过合理地设计裂缝参数 ,可以减缓层间矛盾 ,改善吸水剖面。现场试验 8口井 ,其中 6口井进行了吸水剖面测试 ,全井达到配注方案的有 4口井 ,说明该方法对多油层非均质油藏注水井的调剖具有一定的应用价值。     

考虑启动压力梯度的断块油藏CO2/N2复合气体吞吐注采参数优化

冀东油田高12断块油藏砂体规模小、渗透率较低、难以建立有效驱替关系,注入压力高,注水困难,水驱开发效果较差,但油藏温度和压力较高,适宜通过注气来提高油藏采收率。低渗油藏普遍存在启动压力梯度,对实际油藏开发造成影响,针对高12断块油藏,建立高12断块注气开发的三维地质模型,在室内启动压力梯度实验的基础上,得到启动压力梯度与渗透率的公式,在数值模拟软件考虑启动压力梯度与渗透率的变化关系。但长期注入CO2导致的管线腐蚀问题日益突出,N2作为良好的增能气体,将二者结合形成复合气体进行吞吐,可缓解对管线的损害。利用数值模拟方法,进行了衰竭阶段单井产量、段塞比、转注时机、注入量、焖井时间、注气阶段采油速度优化。最终得到该区块最优吞吐注采参数：衰竭阶段单井产量为15m3/d;段塞比为7：3;转注时机为衰竭阶段的日产油速度降为4m3/d时;注入量为60 000 m3;焖井时间为15天;注气阶段采油速度为25m3/d,为高12断块油藏提高采收率提供了方法技术借鉴。     

致密砂岩油藏注热水降压增注实验研究

为探索致密砂岩油藏注热水降压增注技术,通过室内物理模拟研究了注热水对目标区块黏土矿物水化膨胀、岩石孔隙结构、油水黏度、原油热膨胀性、油水界面张力、油水相启动压力和油水相对渗透率曲线的影响,分析了致密油藏注热水降压增注机理,并评价了不同注热水温度下的降压增注效果。实验结果表明,注热水具有较好的降压增注效果,且注入水的温度越高,注水启动压力越低、峰值效应越弱,降压增注效果越明显;不同渗透率岩芯注热水降压增注效果不同,渗透率越低效果越好;该致密油藏区块最合理的注热水温度为100℃左右。     

南海东部油田低成本高效助流注水技术创新与实践

南海东部越来越多的海相沉积砂岩油藏地层能量不足需要注水,但平台无注水工程预留,存在建立注水系统投资大、周期长、效益差的问题,如何实现注水开发是亟待解决的技术挑战。以A油田为例,该油田L层为边水驱动的岩性油藏,地层天然能量不足,水平井投产后地层压力下降迅速,迫切需要通过注水补充地层能量。在注水水源评价的基础上,定量表征相控模式下的压力场,制订针对性的抢救式注水方案;研发助流注水工艺管柱及井下数据监测系统,满足了油藏通过井下注水补充地层能量、提高采收率的要求。结果表明:创新研发的助流注水技术实现了平台无注水预留条件下的注水开发,节省了海上平台空间及工程设施成本,实现了变流量注入、定期酸洗、闭式注入环境下的水质监测、注入水量测调、水源层返排清井及产水能力测试等多种功能,具备成本低、实施周期短、注水效果好的巨大优势。油田采用助流注水后,受效井组的单井采油量增加明显,地层能量得到有效补充,取得了很好的开发效果。     

低渗透复杂断块油藏高含水期稳产技术研究

百49油藏属典型的低渗透复杂断块油藏,地层倾角较大,开发难度大,含水上升快,目前已进入高含水期。针对影响油田开发生产的不利因素,充分利用新理论、新技术、新方法,油藏先后经历了压裂、酸化、补孔以及注水等措施,在高含水期实施了大修扶躺、封堵换层、周期注水等措施。现场实践取得了较好的效果,对油田增产、稳产发挥了较大作用。实现了低渗透复杂断块油藏高含水期的增储上产,有效控制了含水上升率,增加了可采储量,改善了油田开发效果。对其它同类低渗复杂断块油藏高含水期开发具有一定的借鉴作用。