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。     

仑16块泡沫辅助混气水驱先导性试验研究

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,借鉴百色油田灰岩裂缝性油藏空气泡沫驱的成功经验,开展了泡沫辅助混气水驱先导性试验。试验结果表明,在地层温度49·5℃的低温轻质油藏中,注入的空气与地层残余油可以发生低温氧化(LTO)反应,产出气中氧含量低于2·6%,未出现气窜现象;对应油井产油上升、含水下降,预计最终采收率将提高10%左右,投入产出比大于1∶3·2。该试验的成功对砂岩油藏注水开发后期提高采收率具有重要的指导意义。     

砂岩油藏特高含水期的水驱特征

注水开发砂岩油藏进入特高含水期后,其生产特征和水驱规律都与高含水阶段有所不同,高含水阶段的水驱规律不能用于指导特高含水期的生产实践。为了做好特高含水期的油藏开发管理工作,基于DT油藏的生产数据,从生产特征和驱油机理出发,研究了特高含水期的水驱规律,取得了以下主要认识。特高含水期油藏呈现出了"一高两低"的生产特征,即高含水、低产量、低采出程度。产量递减率和含水上升速度也都较低。地下存在大量的剩余油可以挖潜。油藏存在水驱采油和水洗采油两个基本的开采机理,水驱采油的对象为连续型剩余油,开采效果较好;水洗采油的对象为离散型剩余油,开采效果较差。油藏开发初期以水驱采油为主,然后转变为开发后期以水洗采油为主的开发过程。高含水阶段的水驱曲线和水油比曲线近似为一直线,特高含水期的水驱曲线和水油比曲线出现上翘,表明水驱采油向水洗采油过程的转变,开采效果变差。用高含水阶段水驱规律预测的油藏采收率比用特高含水期水驱规律预测的采收率高,DT油藏平均高了5.24%。提高采收率的方法都是通过提高采出程度来实现的,具体包括3个方面:扩大波及、加深水洗、提高驱油效率。长期水洗也可以提高油藏采出程度。特高含水期的油藏开发仍应以扩大波及为主,并带动驱油效率一起提高。     

疏松砂岩油藏化学驱技术研究与试验

曙光油田曙三区为疏松砂岩油藏,埋藏深度为950 m,储层泥质含量高达13.9%。受此影响储层压实作用差、胶结疏松,油井出砂严重,开发效果差,预测采收率仅为30.8%。针对曙三区疏松砂岩油藏已进入开发中后期,含水上升快、采油速度低等问题,开展疏松砂岩油藏化学驱相关油藏工程研究,结果表明,采用优化的化学驱配方体系,辅助系列防砂技术可有效提高采收率。将研究结果应用于6个井组的化学驱先导试验,日产油明显提高,综合含水下降14.2个百分点,有效改善开发效果。该研究为同类油藏化学驱开发提供了借鉴意义。     

高含水油藏提高采收率主要技术措施探讨

特高含水期(含水大于90%)是注水开发油田的重要阶段,该阶段仍有较多储量可供采出。江汉油田经历了五十年的开发与调整,目前综合含水已高达89%,绝大部分油藏已进入注水开发后期,多数油井含水高达95%以上。虽然面临油层水淹严重、剩余油分布高度分散等问题,但水驱油藏仍在开发中占主导地位。通过采取特高含水期主要技术措施对改善水驱开发效果,对提高采收率进行探讨,为油田水驱开发单元特高含水期的开发工作提供借鉴和指导。     

任丘雾迷山组油藏降压开采试验

任丘雾迷山组油藏开发的中前期立足于自喷生产，采用边缘底部注水，保持了较高的压力水平。油藏开发后期生产方式逐步从自喷转为抽油开采。自１９９１年８月以来开展降压开采试验，改善了油藏后期开发效果和水驱状况，提高了油藏水驱采收率，控制了油藏含水上升速度，减缓了油藏产量递减速度，增油降水效果及经济效益十分显著。共计增产原油４５．９×１０４ｔ，少产水量６０．６×１０４ｍ３，减少注水量１３８９．２×１０４ｍ３，提高水驱采收率０．３１％，创经济效益２．１亿元。图２（郭海莉摘）     

塔河河道砂油藏水驱特征及改善水驱技术研究

塔河油田碎屑岩河道砂油藏目前共有10个,采出程度12%,综合含水58.4%,标定采收率27%。目前该类油藏在开发过程中暴露出地层能量不足、部分注采井组动态响应不明确及部分注水井组水窜等问题,整体注水开发效果逐渐变差,且同一河道砂油藏中注水井组间水驱效果差异也较大,亟需针对河道砂油藏开展以井组为研究目标的注水水驱特征和关键影响因素研究,同时针对问题和认识,探索改善河道砂岩油藏注水水驱技术,为下步河道砂油藏改善注水效率提供技术支撑。在地质研究的基础上,选择河道砂油藏典型区块分析注水开发状况,开展注水水驱特征研究;结合油藏地质特征,分析河道砂油藏注水水驱效果影响关键因素;并通过针对影响水驱效果因素,利用油藏数值模拟方法开展河道砂油藏改善水驱技术研究。     

非均质多油层砂岩油藏异步注采的可行性

多油层砂岩油藏在注水开发过程中,储层非均质性影响着最终采收率.提高注水压力能够有效改善注水波及体积.开发过程中通过采用异步注采方式,能够改善水驱效果.在辽河油区东部某区块,对部分高含水长停油井实施不间断注水后,取得了明显效果.     

一种基于油水两相渗流理论的水驱图版的建立与应用

水驱图版是一种重要的油藏工程方法,常用于分析水驱油藏的含水上升规律,评价水驱开发调整效果和预测采收率。目前国内应用比较广泛的童氏图版及其改进水驱图版初期含水率较高,预测采收率偏大,不能适应注水开发油藏特别是低渗透注水开发油藏开发全过程水驱开发效果评价的需要。本文基于油水两相渗流理论,利用相对渗透率资料,推导并提出了一种水驱规律预测模型。在此基础上,建立了一种新型水驱图版。研究和实例应用表明,新型水驱图版客观描述了注水开发油藏开采全过程的含水与采出程度变化规律,可靠性强,适用范围广,对水驱规律和采收率的预测更加客观、准确。     

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。     

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。     

塔河油田缝洞型油藏周期注水开发技术政策研究

塔河油田奥陶系碳酸盐岩储集层非均质性极强,受构造和岩溶作用影响,溶洞和裂缝空间发育、分布规律复杂,致使其注水开发方式与常规砂岩油藏有很大区别,通常采用低注高采、缝注洞采的注水方式;但是随着注水开发的深入,部分缝洞单元注水效果开始变差。利用数值模拟方法研究了周期注水开发方式,并论证了注水时机、注水周期及周期注水量等注采参数。研究认为,注水时机在含水率达到80%时为宜,周期注水量为5.1×104 m3,每个周期注水时间为50 d,采用注水30 d、关井20 d的方式间歇式注入。     

牛东火山岩油藏立体注水开发技术与应用

牛东火山岩油藏为异常低温正常压力系统的特殊油藏,具有火山喷发期次多、油藏规模小的特点。储集层裂缝发育,裂缝以低角度缝和水平缝为主;油层垂向跨度大,单层厚度大,非均质性强。油藏开发初期,采用衰竭式开采的单井产量递减率大,开展直井井组注水先导试验,邻井日产油量略有上升,注水见效程度低,水平井注水吞吐先导试验提高采收率幅度有限。针对油藏开发中存在的问题,对注水吞吐、井网调整和压裂进行不断优化,形成了水平井与直井混合立体注水开发技术,可以有效改善火山岩油藏的注水开发效果。后经推广实施,牛东火山岩油藏注水见效比例达44.4%,见效后单井初期平均日增油量为1.7 t,预计提高采收率5.7%,油藏立体注水开发取得了较好效果,可为其他同类型油藏的开发提供借鉴。     

高凝油油藏气水交替驱提高采收率参数优化

通过开展室内物理模拟实验,验证了高凝油油藏气水交替驱提高采收率的可行性,得到了岩心尺度下的最优化参数,采出程度较纯水驱时提高19.83%。在物模研究的基础上,利用实验岩心和流体参数、含气活油相渗曲线建立数值模型,分别研究注采井网、注采井距、段塞尺寸、气水体积比、注入时机、注入周期各参数对采收率的影响。研究结果表明:当采用五点系统、300 m井距、0.2PV段塞尺寸、1∶2气水体积比、含水率60%时转注、连续注入9个周期为最佳方案,可以保证在较低的注气成本下获得较高的采收率,对以后该类油藏的气水交替驱开发具有理论指导意义。     

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。     

深部调驱技术在华北油田L断块的研究与应用

对于非均质性较强、长期注水开发的高温砂岩油藏,存在含水上升快、剩余油分布复杂、常规治理难度大等开发问题,一般采用深部调驱技术可以改善油藏开发效果。华北油田L断块储层温度高达115 ℃,处于高含水、高采出程度开发后期,应用数值模拟方法宏观研究剩余油分布,判定水流优势通道,自主研制新型耐高温复合交联剂,采用多井组联合同步调驱方式开展了现场试验。5个井组共注入4 4150 m3调驱剂,高峰期日增油25 t,综合含水下降9.5%,截至2019年12月累计增油12 780 t。现场试验结果表明,耐高温复合交联可动凝胶体系在L断块的深部调驱取得了显著的降水增油效果,剩余油分布研究及水流优势通道判定为调驱方案设计提供了可靠依据,为同类油藏开展深部调驱提供技术借鉴。     

Waterflooding Development of Fracture-cave Carbonate Reservoir

Reserving and flowing space of fracture-cave carbonate reservoir is a kind of large-scale Karst cave body, which is different with the space of normal sandstone reservoir or fracture-cave carbonate reservoir and which also displays particularity and complexity under normal seepage analysis methods during waterflooding development. The point that inflexion point of oil water rate with periodic oil production and inflexion point of oil water rate with water cut occur at the same time can be used as technical evaluation index in waterflooding replacing oil method. Multiwell unit waterflooding can be classified as pushing oil, replacing oil, and displacing oil.     

水驱低渗透非均质砂岩油藏提高开发效果研究

在水驱低渗透非均质砂岩油藏开发过程中，普遍存在水驱控制程度低、层间及层内矛盾十分突出、低渗透部位的剩余油难以开采等问题。以我国Ｌ油田Ｄ油藏为原型，利用数值模拟方法对其开发过程和过程中存在的主要问题进行了综合研究。研究表明，在低渗透非均质砂岩油藏开发中后期，及时调整井网并实施周期注水，不仅可提高开发效果，而且可以提高最终采收率。     

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。     

特高含水期差异化深部调剖技术研究

针对传统调剖技术在特高含水阶段效果变差的问题,开展了不同含水阶段调剖作用机理研究,利用数值模拟方法对特高含水阶段的储层进行了水淹级别划分,对不同的水淹级别制定了相应的技术对策。结果表明:调剖见效是波及体积扩大和压力梯度波动共同作用的结果,中高含水阶段见效快、持续时间长,两者作用相当;特高含水阶段见效快、持续时间短,主要是压力梯度波动作用较大;高强度封窜治理特强水淹区是提高采收率的基础,高强度流度调控治理强水淹区是关键,注入相渗调节剂驱治理中水淹区是核心。