桩西油田桩45-1块周期注水实践与认识

桩西油田桩45—1块储层非均质性严重，长期强注强采，油层高渗透带形成大孔道，造成注水开发效果差、产量递减大。通过数值模拟研究，对周期注水的不同注水方式、周期、注水量波动幅度等参数进行优化，在该块进行周期注水实践，提高了注水波及体积，抑制了单元含水的上升，提高了单元采收率，取得了较好的注水开发效果。     

胡七南油藏周期注水采油机理数值模拟研究

基于胡七南油藏储层物性资料,建立了反映储层高、中、低渗透率级别的非等厚剖面模型,利用CMG数值模拟软件展示了储层层内、层间非均质性和高渗条带对周期注水采油的影响,深入地讨论了胡七南沙三下油藏高含水阶段周期注水采油机理。模拟结果表明:层内非均质非等厚理想模型周期注水采油机理模拟显示,对于正韵律储层非均质程度越严重周期注水效果越好,且随着高渗层占的比例增大,周期注水效果减小;反韵律储层总体表现非均质程度严重周期注水效果好。随着高渗层占的比例增大,周期注水效果变好;当注水波动幅度B>0.5时,周期注水的效果开始优于常规注水开采效果。最后采用高渗透条带概念模型研究了笼统注水时高渗透层封堵时机。当高渗层储量小于5%时,不打开高渗层达到最佳开发效果;高渗层储量小于10%时,综合含水率小于90%;高渗层储量大于20%时,综合含水率小于95%,关闭高渗层能达到最佳开发效果。     

茨34块CO2驱参数优化与方案设计

茨 34 块在目前注水开发的过程中存在的着油水流度比大,油层压力下降快,油层能量低,地层亏空严重等一系列问题.为了进一步提高茨 34 块的开发效果,进行了普通稠油注 CO2 驱数值模拟研究,优化了注入周期、注入压力、注入气水比、油井排液量等参数,预测了最佳开采方案.数值模拟研究表明,保持现有注采井网进行注水开发,到 2011 年茨 34 块累积产油量为 308 961 t;茨 34 块注气方式为气-水交替注入,注气周期为 60 d,单井注入量为目前注水量的 2.0倍,气水比为 1.0:2.0,油井排液量为目前日产液酌 1.0 倍时,开采效果最佳;在现场注气试验中注气量选用 1 200 t 时最好.     

双河油田Ⅳ4层系高含水期周期注水数值模拟研究

周期注水是水驱开发油田改善开发效果的一种水动力学方法。结合双河油田Ⅳ4层系地质特征分析了周期注水的可行性,对影响周期注水效果的因素进行了敏感性分析、参数优化及最佳参数组合等研究,并提出了最佳方案。为双河油田高含水期提高原油采收率探索一条有效、易行、经济的途径。     

双河油田Ⅳ4层系高含水期周期注水数值模拟研究

周期注水是水驱开发油田改善开发效果的一种水动力学方法。结合双河油田Ⅳ４层系地质特征分析了周期注水的可行性,对影响周期注水效果的因素进行了敏感性分析,参数优化及最佳参数组合等研究,并提出了最佳方案,为双河油田高含水期提高原油采收率探索一条有效,易行,经济的途径。     

应用数值模拟技术研究周期注水

在层间、层内渗透率差异较大的情况下,利用周期注水来形成不稳定压力场,可以提高该类油藏的开发效果。应用油藏数值模拟技术,结合室内研究成果,对周期注水机理进行研究分析,结果表明,渗透率和毛管力是影响周期注水效果的主要因素,不同工作制度、合理周期注水、注水量变化幅度对其效果也有一定影响。在此基础上,对黄骅坳陷王官屯油田官80断块开展矿场试验,结果证实:在保持地层能量和注采平衡的基础上,多层均质油藏采用周期注水可以提高注入水的波及体积和最终采收率;应最大限度提高注水量变化幅度,当层间矛盾突出时,可实施分层系周期注水;在弥补水量和保持地层压力方面,不对称型周期注水工作制度优于对称型。图2表4参1(闻国峰摘)     

注水采油中注入水与产层配伍性分析

本文在储层地质研究的基础上，采用岩心流动，粘土膨胀、滤膜系数，腐蚀挂片，细菌培植和油水乳化等６项常规试验手段，通过显微镜及扫描电镜的观察分析，对辽河油田冷东４３断块注水采油的开发方案进行全面的先期分析评价，为注水方案提供了可靠的决策依据。结论：注入水矿化度尽可能和实际地层水接近；水的滤膜系数应大于１０；注水水矿化度尽可能和实际地层水接近；水的滤膜系数应大于１０；注水速度应低于１．８６ｍｌ／ｓ。文中     

一维水驱油脉动周期注水数值模拟研究

为了研究脉动周期注水作用及影响因素,进一步改善油藏水驱开发方式及效果,通过油藏数值模拟方法,在一维水驱油驱替过程基础上,分别探究在连续注水和脉动周期注水下水驱前缘的传播规律,评估脉动周期注水的可行性,研究不同工作制度下脉动周期注水的提采效果。结果表明:在油井见水前,结合一维水驱油驱替过程,在累计注入量一定的情况下,能求解出不同工作制度下脉动周期注水的含水饱和度与含水饱和度位置分布的关系;存在一个最佳注入周期,在最佳注入周期下水驱油效果最好;相较于连续注水,脉动周期注水驱替效果明显,洗油效率更高。所得结论可为油藏脉动周期注水制定合理的工作制度提供了有效依据。     

周期注水技术在辽河滩海油田的应用

辽河滩海油田海南3断块是一个层状边水岩性构造油藏,经过10年的注水开发,开发矛盾逐渐显现.虽然进行了系列油井堵水和注水井调整,取得了一定的效果,但含水上升逐年加快,水驱效果变差.寻找新的注水方式以改善水驱开发效果成为一项主要工作.在滩海油田地质基础上选取有利区域进行试验,评价周期注水可行性,首次利用油藏计算公式进行周期注水参数计算,并将计算结果应用于实际,进行周期注水试验,并取得增产改驱的良好效果,为辽河滩海油田下步周期注水的规模实施奠定了基础.     

吐玉克油田鲁2块注水开发参数优化研究

吐玉克油田鲁2块为超深层稠油油田，油藏埋深达到2300m，地层原油粘度为526mPa·s。大量前期研究认为注水开发是目前经济技术条件下唯一可行的开发方式。利用CMG数值模拟软件和PIPESIM节点分析软件针对鲁2块前期注水现场试验，对相关的注水参数进行优化研究，重点通过对注入水温度、注水速度对地层原油温度场和粘度场的计算，优选了注水参数，研究表明注水温度在10—80℃之间时对油田开发效果影响不大，注入水温度采用常温水即可。     

华北油田可动凝胶调驱现场试验

室内研究和现场试验证明,华北油田在复杂断块砂岩油藏实施的可动凝胶调驱取得了突破性进展。17个区块阶段累积增油5.8×10⁴t,综合含水率平均降低了10%,投入产出比达到1:3。试验结果表明,可动凝胶调驱能改善注水井、采油井的吸水和产液剖面,降低水、油流度比,从而降低油井的含水率及增加产油量。在注水开发经济效益变差的情况下,实施可动凝胶调驱的时机是越早越好;影响可动凝胶调驱效果的因素主要有:油藏本身的地质条件,油藏开发现状,可动凝胶体系性能,注入方案的合理性,现场实施过程中的操作管理和监测等。为了进一步提高调驱效果,应综合考虑调驱剂的用量及注入速度的关系、调驱与油水井措施的关系、调驱后续注水工作制度、周围未调驱油、水井动态等方面的问题。可动凝胶调驱是改善注水砂岩油田水驱状况的一种有效的技术手段。     

垂向非均质砂岩油藏周期注水机理数值研究

为了给砂岩非均质油藏进一步开展周期注水矿场试验或工业性开采提供依据，利用三维三相黑油模拟器和准两层地质模型进行了垂向非均质砂岩油藏周期注水开采数值模拟研究。通过研究各种地质因素及开发因素对周期注水效果的影响程度，得出周期注水改善非均质砂岩油藏开发效果的主要作用机理为：周期注水产生了层间压差及弹性力的作用，活化了毛细管力和重力的作用，使高、低渗透层之间产生了油水灾渗效应。并得出当垂向渗透率Kv与水平渗透率Kb的比值增大时，周期注水效果先是变好，但到某一值后，其效果又开始变差的与前人不一致的结论。     

子寅油田仑16块周期注水试验研究

百色盆地子寅油田仑16块砂岩油藏已进入特高含水开发后期,水驱剩余可采储量少,注水开发效果差,为提高区块采收率和开发效果,开展了周期注水先导试验。试验结果表明:周期注水改善了水驱开发效果,产油平稳,含水下降2．41%,采收率提高5．57%。在降压半周期动态表现为:含水下降、含水平稳和含水波动略有上升三个阶段;各井组单位压降产液也出现逐渐上升、相对平稳和略下降三个阶段。注水周期以4～6个月比较合适。该试验的成功对砂岩油藏周期注水改善开发效果具有重要的指导意义。     

姬塬油田罗1长8油藏合理注水方式研究

对于注水开发油藏,选择合理的注水方式进行开采,实现油田的稳油控水是关键。运用油藏工程、数值模拟结果结合生产动态,通过对低渗透油田罗1区块注水时机、注水方式、注水强度及水井分注等方面的研究,总结出适合该类油藏的注水方式,有效提高水驱效率、补充地层能量、减缓递减,实现油田高效开发。     

姬塬油田罗1长8油藏合理注水方式研究

对于注水开发油藏,选择合理的注水方式进行开采,实现油田的稳油控水是关键。运用油藏工程、数值模拟结果结合生产动态,通过对低渗透油田罗1区块注水时机、注水方式、注水强度及水井分注等方面的研究,总结出适合该类油藏的注水方式,有效提高水驱效率、补充地层能量、减缓递减,实现油田高效开发。     

中高渗透砂岩油藏储层物性时变数值模拟技术

胜利油区主力油田已整体进入特高含水开发阶段,系列取心资料和矿场测试数据表明,随着注水开发的深入,中高渗透砂岩油藏储层物性参数变化明显,影响了油藏油水运动和剩余油分布规律,应在油藏数值模拟中反映这种储层参数的时变效应,以提高剩余油描述精度.通过开展取心资料分析、室内实验研究、传统黑油模型改造、油藏模拟软件编制等工作,建立了各向渗透率、相对渗透率曲线随时间连续性变化的数学模型,形成了适用于中高渗透砂岩油藏的物性时变数值模拟技术.该技术提高了特高含水期中高渗透砂岩油藏数值模拟研究成果的精度,已在孤岛油田中一区取得了良好的应用效果,数值模拟预测的剩余油分布状况与实际情况吻合程度高,预测新钻井饱和度的精度显著提高,平均绝对误差仅为-2.2％.     

强底水稠油油藏水平井三维水驱物理模拟实验

珠江口盆地海相砂岩稠油油藏底水活跃，夹层分布复杂，开发难度较大，现有的常规实验规范无法准确地描述此类油藏的波及规律。基于南海东部X稠油油藏特征，设计了水平井三维水驱物理模拟实验，抽提出原油黏度和夹层分布范围作为影响水驱开发效果的主控因素，分析了强底水稠油油藏水驱开发中的水脊形态与波及规律。结果表明：稠油油藏水脊变化过程为局部锥进—局部见水—局部上托—围绕见水点拓展；稠油油藏水驱存在明显的油水过渡带，在开发后期波及范围增大有限，可采用大排量提液措施，重点挖潜在波及区油水过渡带中的剩余油；稠油油藏水驱应关注水平井沿程非均质性；对于含夹层稠油油藏，小范围夹层底部剩余油较少，大范围夹层易发生底水绕流形成次生边水，沿井筒方向波及范围增大幅度较大，在夹层下部残存大量剩余油，表现为“屋檐油”。该成果可为强底水稠油油藏治水防水及剩余油挖潜提供方案。     

The Impact of Sandstone's Geometry Form on Water Flooding Efficiency in Heterogeneous Reservoirs

Abstract

Due to the sedimentary environment, diagenesis effect, and tectogenesis effect, the geometry form of sandstone shows heterogeneity, which affects the water flooding efficiency, especially in continental sedimentary reservoir. First, according to distribution characters of sandstone, an idealized mode can be obtained. The 2-D and two-phase mathematical mode at certain inlet and outlet pressure was established. By applying discrete and differential numerical methods, the cumulative oil production under two conditions can be calculated. It is higher when the inlet end is wider part of the sandstone. Second, using streamline numerical simulation to build similar injection and production horizontal well model, the authors obtained analog and study sweep efficiency of different displacement directions. Last, by adopting reservoir numerical simulation method, the influence of geometric form of sandstone on water flooding efficiency of well pattern was further studied. The conclusion was drawn that when injector was deployed in narrow part of sandstone and oil well in the wide part, the speed of water flood front was fast, and water breakthrough times were shorter, which led to rapid water cut rises. Under certain bottomhole flowing pressure, formation pressure surrounding injector was a little higher, water injection rate dropped, and cumulative oil production decreased.     

表面活性剂驱油藏适应性研究

在广泛调研国内外文献的基础上,重点论述了砂岩油藏构造特征、沉积环境、储集层特征、流体性质及开采方式等因素对表面活性剂驱油的影响,对砂岩油藏表面活性剂驱替的适应性进行了分析与总结。结合美国在20世纪80—90年代采用表面活性剂体系开采的油田实例,对碳酸盐岩油藏采用表面活性剂驱替进行了积极的探索。通过评价表面活性剂驱对油藏的适应性,为优选提高油田原油采收率方法提供新的思路。     

复杂砂岩气藏酸化酸液体系优选

砂岩矿物组成的复杂性决定了酸化酸液体系选择困难,采用室内物理模拟实验,结合电镜扫描技术,分析了经验选择的酸液体系对TZ气藏两类典型砂岩储层的酸化效果影响,根据酸化物理模拟实验优选了两类储层的酸液体系。实验结果表明,碳酸盐矿物含量高(大于20%(w))、岩石胶结疏松的储层,仅用15%(w)HCl酸化不能解除钻井液污染,需采用前置酸(15%(w)HCl)与主体酸(12%(w)HCl+1%(w)HF)相结合,并适当减小用酸量;泥质含量高、岩石胶结强度高的储层,采用前置酸(12%(w)HCl)与主体酸(13.5%(w)HCl+2%(w)HF)相结合,适当增加用酸量。实验研究表明,一套酸液体系难以解决复杂砂岩储层的酸化问题。现场应用试验表明,实验优选的酸液体系能较好地解除储层污染,提高酸化效果。