常规亲水稠油油藏注水吞吐开发的研究与实践

在油田开发中,稠油油藏在储量和产量上均占有重要地位,采用常规技术手段开发稠油油藏难度大、驱替效果差。本文根据亲水介质水驱油机理和室内注水吞吐试验的结果,提出了改善这类油藏开发效果的新方法——注水吞吐采油开发。该方法利用亲水孔隙介质常规稠油油藏水驱油机理,将井底蹩压的注水井直接转采,经过一段时间的生产后再次将其转注,经过几轮的反复吞吐和油水置换后,可将注入水向油层纵深推进,直到实现正常的水驱开发。根据这一理论,在自来屯油田自19-14断块进行了整体试验,参加实验的7口井均获得成功,表明对亲水的常规稠油油藏采用吞吐开发是可行的。笔者认为这种方法可适用于亲水孔隙介质的常规稠油油藏,也可以适用于油层连通性差以及低渗透的油藏开发。     

临盘油田盘二块稠油油藏水驱油规律试验研究

通过室内水驱油模拟试验,分别研究了盘二块稠油油藏注水过程中注水强度、注水方式对中、高渗储层水驱油效率的影响以及水驱油对储层物性的影响。结果表明:①常规稠油油藏注水开发高含水期可采出总可采储量的70%~75%以上;②提高注水强度、注水压力可有效地提高水驱油效率,且对中低渗稠油油藏更敏感;③水驱油可在一定程度上改变储层物性特征。     

渤海不同类型稠油油藏开发策略研究

为提高渤海稠油油藏开发效益,根据油藏特征和海上生产条件,在开展冷采人工注水、热采转驱或蒸汽辅助重力驱(Steam Assisted Gravity Drainage, SAGD)的水体倍数界限、常规水驱与注蒸汽开发的流体性质界限和布井区油层厚度或油柱高度界限研究的基础上,结合先导试验认识与行业分类标准,提出了渤海稠油油藏分类标准并确定了不同的开发策略。普Ⅰ-1类稠油(50^*～150^* mPa·s),采用常规水驱、化学驱开发。普Ⅰ-2a类稠油(150^*～350^* mPa·s),采用常规水驱、热水驱开发。普Ⅰ-2b类稠油(350^*～10 000 mPa·s),弱水体油藏采用蒸汽吞吐、蒸汽驱开发;中、强水体油藏利用天然能量或人工注水开发;低油柱油藏采用火驱开发。特稠油块状底水稠油(10 000～50 000 mPa·s),采用蒸汽吞吐、SAGD开发的渤海不同类型稠油油藏开发策略与技术路线。研究结果为渤海稠油油田开发部署与技术攻关提供了依据。     

冷43块普通稠油油藏注水开发可行性研究

冷43块s32油层为深层块状砂砾岩普通稠油边底水油藏,由于原油粘度高、油藏埋藏深,常规蒸汽吞吐开发热能利用率较低,见效不明显,经济效益差.通过对储层水敏性、岩石润湿性、油层吸水能力、水驱控制程度与驱油效率、采收率等全面分析,对注水可行性进行论证.注水开发可行.注水开发实践表明,注水开发可有效保持地层能量,开发效果明显提高,经济效益可观,可为同类油藏开发提供一定的参考.     

海1块高含水后期改善开发效果研究

海1块为普通稠油油藏,经多年注水开发,目前已进入高含水后期,局部区域地层能量不足、注水单向突进以及层间干扰等问题日益突出,措施增油和提高水驱效果的难度逐年加大.通过对普通稠油注水开发的规律及剩余油分布特点分析,以提高普通稠油油藏高含水后期水驱波及体积为核心,利用完善井网、提高注采井数比、改变液流方向、细分层系注水等手段,不断扩大平面波及面积及纵向波及厚度,达到改善该块开发效果的目的.该研究成果对同类注水开发油藏具有一定的借鉴意义.     

强水敏性稠油油藏开发技术政策界限——以王庄油田郑36块沙一段为例

为了有效动用强水敏性稠油油藏储量,在室内试验的基础上,利用油藏数值模拟技术开展了强水敏稠油油藏的动用界限研究。对比评价了天然能量开发、常规注水、注蒸汽吞吐及蒸汽驱等开发方式的开发效果,对各种开发方式的转化时机进行了优化,并确定井距为283m,注汽强度为200t/m,初步形成了强水敏稠油油藏的开发技术政策界限。在王庄油田郑36块沙一段进行应用后,累积产油量为17.9×104t,实现了强水敏稠油油藏大规模工业化开发。     

PR-WS/LH-Ⅷ调剖技术在海1块的应用

海1块为常规稠油注水开发油藏,由于油水粘度比大、储层非均质性强,在进入"双高期"后,剩余油分布零散,常规的周期注水、分层注水、小半径调剖等技术无法改善注水开发中存在的矛盾,也很难提高注入水波及体积及注入水的利用率.针对这些问题,在海1块开展了PR-WS/LH-Ⅷ调剖技术的研究与现场试验,取得了较好的稳油控水效果.     

王庄油田强水敏性稠油油藏开发方式研究

目前国内外尚无强水敏性稠油油藏工业化开发的先例,为有效动用胜利油田近亿吨强水敏性稠油储量,开展了水敏性稠油油藏开发方式优化研究。研究中以油藏工程理论为指导,结合物理实验、数值模拟、分析化验和动态分析等研究手段,开展天然能量、常规注水、注蒸汽吞吐和蒸汽驱等多种冷热采开发方式的可行性论证和优化计算,优化出原油粘度小于5 000 mPa.s的区域采用天然能量转注蒸汽吞吐转蒸汽驱开发方式,原油粘度大于5 000 mPa.s区域注蒸汽吞吐转蒸汽驱开发方式。研究成果应用于现场后,取得了较好的开发效果,成功地实现了强水敏稠油油藏的工业化开发。     

海外河油田稠油油藏高含水期开采接替技术

海外河油田为注水开发稠油油藏,受储层物性、原油物性、油田注水等因素影响,注水矛盾突出、油井出砂严重.随着油田进入高含水开发末期,常规措施应用效果逐年变差.2005年以来,针对油田开发主要矛盾和技术应用中存在的问题,与石油院校合作开展了一系列稠油注水接替技术研究和先导试验.进行了防砂堵水、新型携砂液体系研制、多轮次调剖堵水技术研究、聚合物微球调堵、化学堵水剂优化、调驱、氮气采油、二氧化碳吞吐等试验,并取得了较好效果.     

常规稠油注水开发技术研究

曙1-6-12断块属于浊积厚层砂砾岩、中高渗中质稠油油藏,1980年9月开始注水开发,注水开发过程中适时应用早期注水、动态调注、周期注水、水井调剖以及注采井网调整等技术,实现了区块的高效开发.文章重点阐述了不同开发阶段注水技术的研究与应用,分析开发效果,总结成果经验.对同类油藏采用注水开发具有较好的借鉴和指导作用.     

常规稠油WD驱油体系实验研究

针对滨南水驱常规稠油油藏综合含水快速上升、低产低效注水开发的特点,选择滨31-11井组开展WD体系驱替技术研究,通过对5种不同驱替浓度的驱油体系效果评价,筛选了适合于该区块的体系。通过WD驱油体系溶解性、配伍性、在岩石矿物上的吸附量以及药剂对脱水的影响等实验,证明该体系能有效降低原油粘度,提高驱油效率,改善水驱开发效果,提高最终采收率。     

海上油田调驱技术研究与实践

渤海湾海上常规稠油砂岩油藏,储层非均质性严重、胶结疏松,长期注水开发,储层的平面和纵向非均质性加剧,导致油田开发过程中含水上升快、产量递减快等问题出现。调驱技术作为一项改善中高含水油田开发效果、控水稳油、实现油藏稳产的重要技术措施得到广泛应用。针对海上油田开发过程中存在的问题,中国海油开展了各种调剖、堵水、深部调驱等技术研究与应用。文章主要介绍了弱凝胶调驱、冻胶深部调驱、纳米微球调驱、氮气泡沫压锥、改性稠油堵水等调剖技术的技术原理和应用情况。应用这些技术与工艺,取得了较好的增油控水效果,为油田中高含水开发提供了技术保障。     

厚层块状稠油油藏平面火驱技术研究与实践

辽河油田G块为特深层、厚层块状普通稠油油藏,历经23a的蒸汽吞吐开发,已经进入开发后期,迫切需要转变开发方式提高油藏采收率。前期研究结果表明,火驱是该块最佳的开发方式。针对该块油层巨厚、地层倾角大、存水率高的特点,对火驱井网选择、燃烧方式、注采配置关系及操作参数进行了优化设计,并对开展的火驱先导试验进行综合评价,认识目前火驱燃烧状态、燃烧前缘推进规律以及油井受效特点,并分析了厚层油藏火驱存在的主要问题以及下步的攻关方向。该研究可为厚层块状稠油油藏火驱开发提供一定的技术借鉴。     

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。     

中国石化东部老油田提高采收率技术进展及攻关方向

针对中国石化东部老油田的油藏特点和开发矛盾,介绍了水驱、化学驱、稠油热采、CO2驱等不同开发方式下提高采收率技术的主要进展和矿场应用效果.水驱调整以局部注-采关系完善为主,配套工艺采取智能分注分采技术,特低渗油藏开展了压驱注水试验;化学驱形成了无碱二元复合驱和非均相复合驱技术并已工业化推广应用,研发了耐温、耐盐、抗钙镁...     

水淹稠油油藏火驱开发受效特征研究

为明确水淹油藏蒸汽吞吐后提高采收率的可能性,从火驱开发机理入手,开展物理模拟和数值模拟研究,建立强、弱两大类水淹模型,揭示水淹油藏火驱增压排水开发机理,依据产出流体变化规律及火驱燃烧指标等评价参数,建立判别标准,将水淹油藏火驱划分为4个阶段,厘清了水淹油藏火驱开发规律。研究结果表明,水淹稠油油藏火驱具有增压排水、排水时间长、点火时间长、注气需求高、放热量高、产油峰值高、降黏效果好等开发特点。该研究成果在辽河油田锦91块成功实施,火驱受效特征明显。该研究对边底水或水淹稠油油藏高效开发具有技术指导意义。     

Investigating the performance of hot water injection in geostatistically generated permeable media

The study investigates the performance of hot water flooding compared to conventional water flooding in recovering heavy oil from heterogeneous reservoirs through fine-mesh numerical simulations. A total of 16 permeability maps were generated geostatistically to cover a wide range of reservoir heterogeneity. Two measures of heterogeneity were used to characterize the permeability maps: the Dykstra–Parsons coefficient and the spatial correlation length. Extensive three-dimensional, fine-mesh simulation runs were performed to study the functional relationships between several design parameters and the oil recovery obtained during hot water flooding. These results were then compared to those obtained by conventional water flooding. Parameters which were investigated include: (1) degree of reservoir heterogeneity (2) injected fluid temperature (3) well configurations, and (4) viscosity ratio. Results showed that these parameters play important roles in the displacement behavior of heavy oil, with reservoir heterogeneity having more significant effects. It is proven that hot water flooding can be more effective than conventional one by considering the critical values of the above studied parameters. The paper also shows the conditions that can be detrimental to hot water flooding.     

超高分子聚合物驱提高高盐稠油油藏采收率机理及现场应用

针对常规聚合物(部分水解聚丙烯酰胺HPAM)无法满足高盐稠油油藏采收率要求的问题,以胜坨油田二区东三4砂组高盐稠油油藏为研究对象,实验结合数值模拟分析了超高分子聚合物驱和常规聚合物驱的提高采收率机理。研究表明,超高分子聚合物黏度、黏弹性,耐盐性以及高温下的稳定性均优于常规聚合物,采用超高分子聚合物驱油更容易实现活塞驱油;相比于常规聚合物,分子间排列更加致密且互相缠绕,分子间缔合作用力远大于常规聚合物,表现出很强的抗盐、抗拖拽能力,具有很强的调剖能力;CMG数值模拟结果表明,采用超高分子聚合物驱提高东三4砂组油藏采收率具有见效早、降低含水率效果好的优点。对于东三4砂组油藏,采用超高分子聚合物驱(DQ-3500)相对于常规聚合物驱(8^#HPAM)采收率提高了1.74%。该研究成果对于采用超高分子聚合物驱提高高盐稠油油藏采收率的推广应用具有重要意义。     

Research into polymer injection timing for Bohai heavy oil reservoirs

Polymer flooding has been proven to effectively improve oil recovery in the Bohai Oil Field. However, due to high oil viscosity and significant formation heterogeneity, it is necessary to further improve the displacement effectiveness of polymer flooding in heavy oil reservoirs in the service life of offshore platforms. In this paper, the effects of the water/oil mobility ratio in heavy oil reservoirs and the dimensionless oil productivity index on polymer flooding effectiveness were studied utilizing relative permeability curves. The results showed that when the water saturation was less than the value, where the water/oil mobility ratio was equal to 1, polymer flooding could effectively control the increase of fractional water flow, which meant that the upper limit of water/oil ratio suitable for polymer flooding should be the value when the water/oil mobility ratio was equal to 1. Mean while, by injecting a certain volume of water to create water channels in the reservoir, the polymer flooding would be the most effective in improving sweep efficiency, and lower the fractional flow of water to the value corresponding to D Jmax. Considering the service life of the platform and the polymer mobility control capacity, the best polymer injection timing for heavy oil reservoirs was optimized. It has been tested for reservoirs with crude oil viscosity of 123 and 70 mPa s, the optimum polymer flooding effectiveness could be obtained when the polymer floods were initiated at the time when the fractional flow of water were 10 % and 25 %, respectively. The injection timing range for polymer flooding was also theoretically analyzed for the Bohai Oil Field utilizing relative permeability curves, which provided methods for improving polymer flooding effectiveness.     

轻质溶剂辅助蒸汽驱蒸汽腔扩展特征

在矿场即将实施轻质溶剂辅助水平井蒸汽驱开采薄层稠油油藏之际,选择用正己烷溶剂作为轻质溶剂,先采用二维物理模拟技术,研究了添加溶剂后蒸汽腔的展布规律和对生产动态的影响规律;之后,为进一步研究溶剂在蒸汽腔中的运移规律和对温度场、黏度场和含油饱和度场的影响规律,采用CMG公司的CMG-STARS模块,基于二维物理模型参数,对溶剂辅助蒸汽驱进行了数值模拟。研究表明:薄层稠油油藏在采用水平井蒸汽驱过程中添加单组分轻质溶剂能够有效降低蒸汽腔内部及蒸汽腔前缘的原油黏度,从而提高沿生产井方向的吸汽能力和驱油效率,与普通蒸汽驱对比,其具体表现为蒸汽腔体积大,沿注汽井方向扩展快,沿生产井方向扩展均匀,蒸汽前缘突破快,最终的波及范围大;生产过程中几乎无稳产阶段,且蒸汽前缘抵达生产井时产油速度达到峰值,之后高含水阶段发生汽窜且产油量小,最终驱替效率高。因此,添加溶剂辅助蒸汽驱相对于常规蒸汽驱可以有效降低地下稠油黏度,并且提高蒸汽在地层中的波及范围,从而高效地开发薄层稠油油藏。