喇嘛甸油田南中块西部葡I1-2油层水驱数值模拟研究

喇嘛甸油田于1973年投入开发，实施注水采油，目前油田综合含水达到93％以上，已进入特高含水采油期，但油层的层间、层内、平面动用状况存在着较大差异。为搞清剩余油分布状况，为聚驱数模和综合调整提供依据，开展了南中块西部葡Ⅰ1-2油层水驱数值模拟研究工作。模拟结果表明，剩余油饱和度分布不均匀，西部过渡带和注采系统不完善的断层附近含油饱和度比较高，葡Ⅰ1油层动用状况较差；南中块西部葡Ⅰ2，和葡Ⅰ2，沉积单元发育较好，动用程度较大，最终采收率可达39．6％～43．5％，而葡Ⅰ1单元则相对较差，最终采收率只达到28．1％。     

萨中开发区注聚区块套管损坏原因

近几年来，随着聚合物驱油方式的工业化应用，萨中开发区注聚区块葡一组油层部位套管损坏井数急剧增加，套损的加剧直接影响着聚驱井 的正常生产，同时危胁着周围水驱井网的安全，通过研究注聚区块葡一组套损特点，系统地分析了引区葡一组油层部位套损的主要原因，分析认为套损加快的主要原因：一是由于聚驱井网部分井长期超破裂压力注入聚合物溶液，导致油层破裂，出砂损坏套管；二是注聚后主力油层压力上升的同时，易在油层变差部位及二类连通的河间薄差层形成异常高压层，使通过该部位的多口油水井套管损坏，并提出了控制葡一组套管损坏的基本措施。     

大庆油田北部水驱井补孔完善聚驱注采关系研究

目前大庆油田北部区块已进入特高含水开采阶段.聚合物驱油具有波及面积大、驱油效率高的特点,在聚驱井网注采系统不完善的部位适当补开水驱井可完善聚驱注采关系,驱油效果明显,经济效益显著.利用水驱井补孔完善葡一组聚驱注采关系的做法,也可以推广到二类油层聚驱开发调整井中.     

亲水多盐油藏提高原油采收率的途径

江汉油区储层具有多盐亲水性。注入高矿化度、高密度盐水可降低油水粘度比,发挥重力抑制平衡作用,提高反韵律油层的纵向波及效率,在陡构造油藏边缘注盐水可降低含水上升速度,从而改善了开发效果。 江汉油区注盐水矿场试验和生产实践表明,合理控制注水强度,有利于低渗透层的吸水排油作用;注水并吐水采油可复活水淹井;多层轮替采油可提高累积采油量;井组间注间采控制了含水上升、恢复了地层压力、提高了井组产能、减缓了平面矛盾;对超注水淹区部分井停注停采可调整井区间油水分布。苏联、美国都有这方面的不少实例。因此,对不同润湿性油田,盐水驱油都有利于获得较高的水驱采收率,是改善注水开发实效的可行途径。     

优化二类油层聚驱注采关系的做法及认识

针对北二西二类油层聚驱方案编制过程中遇到的二类油层聚驱与三次加密水驱注采关系优化问题．通过明确分单元驱替方式，进行水聚区域的划分，研究得出相带接触方式和两驱注采关系优化的8种模式、6种调整方法，总结出优化两驱注采关系的射孔原则，使断层发育的北二西二类油层聚驱控制程度达到了81．7％，为提高二类油层聚驱效果提供了保证。     

喇南试验一区井网调整方案优选

喇南试验一区完成葡I1－2油层聚驱试验后，开始上返萨三组油层。针对上返层系的油层特点，提出了两种层系组合的原则。根据实际情况，推荐以二类油层为主并适当扩大部分三类油层的上返方式进行层系组合，最终确定萨Ⅲ4－10油层作为开展聚驱上返试验的目的层。在分析和研究萨Ⅲ4－10油层地质特点及动用状况的基础上，提出了6种聚驱井网的调整方案。通过分析对比，推荐采用将现注聚井网注采井别互换后的212m五点法面积井网方案，为该区块聚驱上返试验取得良好效果奠定了可靠基础。     

水驱注聚封堵开发区综合挖潜方法

近年来萨中开发区三次采油规模不断扩大,注聚油层由单一的葡一组一类主力油层上返延伸至萨二、萨三组二类油层,水驱开发区块配合注聚封堵油层厚度比例不断加大,这给原水驱井网造成剩余油层厚度小、物性差,挖潜难度大的开采矛盾.如何在水驱封堵区块继续进行油层措施挖潜成为现实课题,传统做法是在开发区块内局部未封堵井区选井选层,但效果不好.以北一区断东西块为例,打破传统做法,通过优化封堵方法以及系统地对注水井封堵全过程综合优化调整,在封堵区域内寻找措施潜力井,收到很好增油降水效果,提高了对水驱井网薄差油层动用程度,有效改善封堵区域开发效果,同时探索总结出一些新方法、新认识,对同类水驱注聚封堵区块挖潜调整具有借鉴和指导意义.     

简化历史拟合法计算水驱空白阶段采出程度

1．简化历史拟合法的主要原理 在聚驱区块新井投产后可以得到含水资料，该值是真实反映油层水淹状况的第一手资料。聚驱的主力油层为葡Ⅰ1—4油层，其中葡Ⅰ2油层大部份为切叠型砂体，油层厚度大、分布较稳定，是产液和含水的主要贡献者。其它油层厚度小、渗透率低，在层间矛盾的影响下，对整体产液、含水的影响很小。因此，含水资料基本代表了葡Ⅰ2油层的含水状况，可以通过数值模拟方法进行含水拟合，当拟合的含水与区块相吻合时，可以得到目前的采出程度。     

二类油层聚合物驱上下返注工艺实践与认识

大庆油田主力油层聚合物驱已进入工业化的生产阶段，目前萨中油田1996年投注的聚合物生产区块，已完成聚合物驱油主段塞，平均相继转入后续水驱阶段。完成葡I组注聚工作后，将要转入其它层系进行聚合物开采，在大规模上下返施工中，选择何种工艺技术才能够经济有效的完成上下返任务，是目前迫切需要研究的问题。通过介绍聚合物驱上下返注采工艺技术在现场的应用情况，并对其适应性进行了分析，阐述各种封隔器存在的优缺点，为今后工业化聚合物驱进行大面积上下返提供了参考依据。     

大庆油田二类油层注聚对象的确定及层系组合研究

应用密闭取心井资料、葡I组主力油层工业化注聚区块和二类油层注聚先导性试验区的资料,并结合室内物模实验和数值模拟研究,确定二类油层主要注聚对象为河道砂和有效厚度大于1m的非河道砂,有效渗透率下限为0．1μm^2;考虑聚驱二类油层的地质特点、渗透率级差对聚驱效果的影响、聚驱二类油层井网与水驱井网的相互影响、地面注聚系统的规模和产量衔接、注入强度、经济效益等因素,制定的聚驱二类油层层系组合的原则为：一套层系内聚驱单元相对集中,地质条件接近,渗透率级差小于3;层系间厚度要求尽量均匀,一套层系最小厚度8m左右;具体单元具体对待,采取不同的开采方式,以限制注聚对象,减小层间矛盾。最后对萨中以北地区31个区块进行了层系组合研究。     

大庆油田二类油层聚水同驱可行性研究

针对大庆油田二类油层聚驱过程中出现的同层段平面上聚驱和水驱共存的开发格局进行聚水同驱可行性研究.通过数值模拟和物理模拟手段研究不同注入方式、不同接触关系、不同注入速度比等因素对聚水驱接触带开发效果的影响.采用萨北开发区北二西块二类油层聚水同驱单元建立实际模型,结果表明聚水同驱为最佳开发方式,在保证压力平衡的前提下聚水同驱不会影响聚驱效果,利用水驱井还可完善部分聚驱井点注采关系,改善区块的整体开发效果.     

基础井网油层层系封堵方法研究

喇嘛甸油田层系调整和二次加密调整，都是在原基础井网开采的油层上进行的。层系调整以后，虽然各套都有自己独立的注水井（二次加密井除外），但大部分油井都是合层互采，这就造成了油田分层系产液量劈分，注采比确定，分层系压力系统评价，开发指标计算与评价问题一直没有得到解决，给开发动态分析及高含水后期油水井调整带来极大困难，为了了解基础井网对葡14及以下和二次加密井各套油层的影响程度，于2000年开展了封堵试验，方案设计封堵基础井网葡I4及以下油层8口，封堵后，解决了四套开发层系8口基础井网葡I4及以下油层对萨尔图油层影响问题，8口同井场葡I4以下油层层间干扰问题，4口高I6及以下分流线上1－3个方向的二线受效问题和6口二次加密井主流线二线上的受效问题。     

萨中地区二类油层聚合物驱油试验的几点认识

2001年在萨中地区中新201站萨Ⅲ组油层开展了注采井距由250m缩小到175m的上返注聚试验,由于注聚对象为萨Ⅲ组所有油层,试验区平面、纵向非均质严重,注聚后注入、采出效果差异较大,因此利用精细地质研究成果解剖到单井单层,并结合矿场动态、井间示踪监测等手段得出二类油层河道砂规模控制着单井注入能力及聚合物驱油效果、二类油层注聚对象应以河道砂为主、以非河道砂完善注采关系的新认识,将对今后二类油层聚合物驱油工业化推广有重要的指导意义。     

改善二类油层聚合物驱开发效果的途径

通过对已开展的二类油层注聚试验区和工业化区块的动态反映特征分析,指出二类油层在聚驱开发过程中存在着注入能力差、产液能力低、见效含水低值期短、聚驱平面矛盾突出等问题。从实践的角度总结了改善二类油层聚合物驱开发效果的主要途径。二类油层聚合物驱通过严格控制注聚对象,可以减少层间差异;通过采取细分层系、缩小井距、完善注采系统以及优化注聚方案等技术措施,可以取得较好的开发效果。     

优化二类油层聚驱注采关系的做法及认识

针对北二西二类油层聚驱方案编制过程中遇到的二类油层聚驱与三次加密水驱注采关系优化问题,通过明确分单元驱替方式,进行水聚区域的划分,研究得出相带接触方式和两驱注采关系优化的8种模式、6种调整方法,总结出优化两驱注采关系的射孔原则,使断层发育的北二西二类油层聚驱控制程度达到了81.7%,为提高二类油层聚驱效果提供了保证.     

关于重力对水淹厚度的影响问题

早在1933年,R·D·Wyckoff 等人就提出了重力对水驱油影响的问题。依据大庆油田开采中暴露出来的一些问题,如厚油层底部先见水,水淹厚度小等,1973年大庆油田研究院在驱动力的估计及提高注采强度的理论依据一文中,曾认为产生油水重力分离的重力梯度可达驱动力梯度的1/3—1/7,适当地增大注水强度,有利于抵制油水重力分离的不利影响。1975年,在厚层试验区葡 I_(1-2)油层强注强采油水运动特点的研究中,认为重力是水驱油过程中一个不可忽视的因素。1976年,在河流沉积油砂体模型水驱油实验研究中,也考虑了重力的影     

杏六区中部葡｜1—3油层聚合物驱布井方式研究

杏六区中部在40多年的开发历程中,先后经历了基础井网、一次加密和二次加密调整。到2009年12月底,区块平均综合含水率为92．6％,处于特高含水期开采阶段。通过分析葡｜1-3油层动用状况和剩余油分布特征,提出了以该油层整体作为一套层系、利用分注工艺降低层间影响的聚合物驱开发方式：聚合物驱注采井距保持在150m或小于150m的范围,在原一次加密调整井排和二次加密调整油井排问布一排注聚合物井,形成采出井和注入井排,排距为100m,井排上并距为200m,注采井距141m的五点法面积井网。在此基础上,预测了开发效果和经济效益。该布井方式对类似油藏聚驱井网部署及调整具有一定的指导意义。     

二类油层不同注采类型井组聚驱最佳调整时机

大庆油田二类油层与主力油层相比,油层非均质性更加严重,决定了其聚驱动态特征与主力油层有较大差别,二类油层笼统注聚过程中,层间开采矛盾依然较突出,薄差层动用程度低,厚层突进现象严重,聚驱整体技术经济效果不理想。为明确大庆油田二类油层不同注采类型井组的聚驱调整时机,达到最佳的聚驱效果,针对大庆油田二类油层4种典型的矿场注采类型,建立厚注厚采、厚注薄采、薄注薄采、薄注厚采4种注采类型井组,通过开展4种注采类型模型等压聚合物驱油实验,得到厚注厚采、厚注薄采、薄注厚采、薄注薄采最佳调整时机聚合物用量分别为740 PV·mg/L、780 PV·mg/L、810 PV·mg/L和860 PV·mg/L。各井组在最佳调整时机时吨聚增油量最大,提高采收率值最高,应在最佳调整时机停止注聚合物,同时应在注聚过程中及时采取跟踪调整措施,最大限度地达到不同注采类型井组技术经济界限注入量,提高聚合物驱效率和效果。通过对比厚注薄采与薄注厚采聚合物驱效果,得到了平面非均质地层开采时,高渗带注入、低渗带采出的注采模式驱替效果更好,更有利于开采。     

应用压降叠加原理指导高渗透油藏注采调配

梁家楼油田的纯47块、纯56块，开发层系沙三中，储层为顶平底凸的单一大厚层，平均油层厚度18．6m，平均空气渗透率2．084μm^2，为特高渗透油藏。经过30多年的注水开发，已进入特高含水开发阶段，稳产的主要手段之一是通过注足水、注好水来实现稳液稳油和控水稳油。为解决该类油藏注水见效敏感、注采调配理论依据不足的问题，以油藏渗流力学为理论基础，经过深入研究、反复论证，选择压降叠加原理作为注采调配的理论依据。通过对油藏地层参数重新取值及论证，得到了适用于该油藏的压降叠加公式，进一步推导出注采调配见效周期的计算公式。运用所得公式指导注采调配，取得了较好的效果，达到了降低自然递减率、改善油藏水驱状况的目的，增加可采储量20．8×10^4t。     

低渗透油田特高含水期开发技术对策——以渤南油田义11井区为例

渤南油田义11井区平面、层间和层内非均质性严重,进入特高含水期后,注采矛盾突出,自然递减率达到14.8%,产量快速下降。为减缓递减,改善开发效果,开展了开发技术对策研究。针对主力油层主体部位动用程度高,水淹严重的状况,通过不稳定注水和优化油井采液强度,实现控水稳油;针对局部注采不完善,储量水驱动用程度低的状况,通过完善和恢复注采井网,提高储量水驱动用程度;对合采合注井,通过分层注水和封堵高含水层,减缓层间矛盾;对采出程度低,含水率低的砂体边部和非主力油层,通过储层改造、分层注水、单层开采等措施,提高储量动用程度。区块开发效果明显改善,年递减率下降至4.1%,基本保持稳定,采收率进一步提高,由30.7%提高到32.0%。