考虑毛管滞后的周期注水作用机理数值模拟

目前大多数周期注水开发油藏数值模拟计算的开发效果都好于实际油藏周期注水的开发效果.采用数值模拟方法,对周期注水中的毛管滞后现象和考虑毛管滞后的周期注水作用机理进行了研究.结果表明,周期注水时,含水饱和度变化方向发生周期性变化,其原因是油藏驱替过程中驱替和吸入交替进行,进而导致毛管滞后;毛管滞后将产生新的毛管压力曲线,它位于驱替毛管压力曲线和吸入毛管压力曲线之间.周期注水中毛管压力是主要的作用力,考虑毛管滞后时高、低渗透层间流体交渗量和高、低渗透网格间油的交渗量都小于不考虑毛管滞后(采用驱替毛管压力曲线)时的交渗量.考虑毛管滞后的周期注水数值模拟的开发效果较符合油田开发实际.     

周期注水对提高油藏水驱开发效果的研究

当注水开发的油田进入中一后期阶段，为减缓含水率的上升速度，保持油田稳产，可采用与油藏特点相适应的周期注水开发。本言语育主水驱油机理的研究和其对改善油田开发效果的影响因素分析，解决了周期注水在实施过程中可能遇到的问题，并提出了一些可行的建议。     

阿北安山岩裂缝性油藏的周期注水开发

阿北安山岩裂缝油藏注水开发以后,由于裂缝窜流而使油田综合含水上升快,产量下降严重。为了更好地控水稳油,提高开发效果,在注水井调剖措施无明显效果后,首次在高含水井井组中实施结合化学调剖的周期注水－在注水初期进行注水井调剖,控制水窜,以更好地恢复压力。在周期注水的注水周期和激动量的确定上,采用了渗流力学理论和矿场动态资料相结合的方法,使得周期注水的注水期和停注期更为合理、科学。实施后,很好地改善了油藏     

周期注水提高水驱效率技术研究

周期注水技术主要是通过油水交渗效应、毛管压力作用，增加注水波及体积，从而提高水驱采收率的技术。文中阐述了该技术的作用机理，并对影响周期注水开发效果的因素进行了分析，结果表明：增加油水交渗量、稳压时间以及水的滞留系数，可以使周期注水的效果更加显著。该技术适用于亲水以及亲油油藏，但对于亲水油藏效果更好。     

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。     

轮南油田周期注水物理模拟实验研究

根据轮南油田地质特点,设计了全尺寸非均质岩心物理模型,进行了周期注水的室内高压物理模拟实验,对周期注水开发效果度其变化规律进行分析评价.结果表明,周期注水采收率提高幅度为0.88％～1.02％,且注水效果随着周期数的增加而变差.     

海上中高渗透率砂岩油藏油水相渗曲线合理性综合分析技术

为解决相渗曲线合理性分析的技术难题,从渤海油田大量的相渗曲线基础资料出发,通过分析相渗曲线的曲线形态,统计油相指数和水相指数分布范围,开展相渗曲线端点值与空气渗透率变化规律研究,并建立一套由"曲线形态分析法"、"油相指数和水相指数分析法"、"端点值分析法"组成的海上油田中高渗透率砂岩油藏相渗曲线合理性综合分析技术。应用结果表明,该项技术能够指导矿场技术人员分析相渗曲线的合理性,可确保油藏研究成果的可靠性,具有较好的推广应用价值。     

超低渗透油藏周期注水开发技术政策优化研究

姬塬油田G271区受裂缝及非均质性影响,随着注水开发的深入,部分早期受效明显的注采井间已形成水窜通道,同时形成剩余油滞留区,本文采用数值模拟方法研究了周期注水方式,利用压力场的不稳定变化,提高波及体积,研究了不同注水方式、周期注水量变化幅度、注水周期条件下的开发效果,结果表明:注水时机为异步周期注水,周期注水量变化幅度为100%,周期为60 d的效果最好。通过在姬塬油田G271区的实践应用表明,合理的周期注水方式能够改善油田开发的技术经济效果。     

周期注水对提高采收率的影响分析

目前我国部分油田开发已经进入高含水期阶段,剩余油的开采越来越困难,现在的油田开采过程中迫切需要相应的措施来提高原油采收率.周期注水开发作为一种有效的开发措施,被广泛应用于常规油气田开发中,并且能够有效地改善开发效果.通过多年的理论研究与实践发现,当亲水非均质储层中原油黏度较小时,当采用常规注水5年后采用周期注水,对油田...     

尕斯库勒油田周期注水试验研究

尕斯库勒油田为典型的低渗透砂岩油藏,储层差异大,层间、层内非均质严重.针对该油藏的地质特征和开采现状,利用周期注水技术改善开发效果.现场试验表明:周期注水技术在该油田矿场试验中取得了积极的效果,为油田进行大规模周期注水展示了良好的前景.同时,该技术在尕斯库勒油田的成功应用,也为低渗透砂岩油藏周期注水开发提供了一个可以借鉴的实例.     

丘陵西山窑组特低渗弱挥发油藏水驱开发效果

针对西山窑组弱挥发性特低渗油藏特点，通过早期注水保持地层压力开发，研究确定了油藏地层压力保持水平为原始压力的0．93倍，初期采用1．2以上的注采比，注水系统压力35MPa等开发技术界限。开发过程不断完善井网和注采关系，控制微裂缝开启和含水上升速度，注水后81％的油井见效，油藏水驱储量动用程度70％左右，地层压力保持在原始压力的0．9倍以上，油藏以2％采油速度稳产6年，预测最终采收率26．8％，取得了较好的水驱开发效果。     

长春弱挥发油油藏的开发经验

长春油田是1988年发现的弱挥发油油藏,油田属于断块油气藏,油田开发采取边外注水,高速开发的政策。1990年达历史最高年产油量63.4×10⁴t,1994年降为7×10⁴t,1999年已降到2.85×10⁴t,综合含水从初期的不含水增大到86.3%,油田处于晚期开发。油田开发表现的特征与溶解气驱开发类似。预测采收率仅为27%左右,较数值模拟理想方案低23%。针对以上问题,阐述了该油藏的地质特点和烃类流体类型,总结了油田开发的历程、开发特征和开发经验。提出了开发挥发油及弱挥发油油藏,保持饱和压力以上是开发好此类油藏的关键,应列为此类油藏开发的最重要原则。强调了数值模拟技术在油气藏开发中的重要作用。     

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。     

延长油田致密油藏注水吞吐机理及应用

为探索致密油藏采收率提高方法,解决该类油藏能量补充困难问题,以延长油田南部地区长₈储层为研究对象,开展长岩心室内吞吐实验,结合核磁共振测试,分析了注水吞吐作用机理及主控因素。结果表明：相同开发条件下,回采速度越低采出程度越高,憋压时间和压力存在最佳值,吞吐周期建议开展3次;渗吸作用是注水吞吐的主要机理,致密岩心自发渗吸驱油效率平均为15.61%。以王平X井为例,初期日产油为14.6t/d,衰竭开采12个月日产油降为3.9t/d,注水1630m³,闷井15d后开井,日产油为13.3t/d。注水吞吐技术在致密油藏能量补充、提高单井产量方面效果显著。该项研究为类似油藏注水吞吐开发提供了借鉴。     

基于不同裂缝发育程度下周期注水注采参数优化研究

针对裂缝性油藏非均质性强,裂缝发育程度对周期注水开发效果影响较大的问题,利用数值模拟软件,建立实验室条件下数值模型,反演三维物理模拟水驱油实验。在此基础上对比不同裂缝发育程度下周期注水增油效果,实现不同裂缝发育程度下周期注水注采参数定量优化（包括注水时机、注采比和间注时间）。研究表明：与常规注水相比,裂缝分布越不均匀,储层非均质性越强,周期注水增油降水效果越明显;注水时机对采收率的影响表现为单调性,注水间歇和注采比对采收率的影响表现为非单调性,合理的间注时间为65~105d,注水阶段合理的注采比为1.64~1.96。裂缝分布越不均匀,间注时间相应延长,注采比相应减小。研究成果指导了锦州A油田优化注水工作,老井区实现累计增油6.9×10⁴m³,含水率降低7.2%,新井区预计采收率可以提高1.3%。研究成果对裂缝性油藏开展周期注水矿场实践具有重要的指导意义。     

姚店油田石40区块长6油藏注水开发对策研究

随着开发程度的不断深入,延长油田大部分区块进入开发中后期,油田含水率上升、单井产量下降,开发矛盾日益突出。通过开展精细地质、油藏工程研究,充分利用研究区钻井、测井、录井、分析化验等资料,认清研究区长6储层砂体展布、储层物性分布、平面连通性、非均值性等特征,落实剩余油分布特征,针对目前注水开发存在的局部高含水,注水对应性差等主要问题,结合合理开发技术政策研究,提出整体优化方案,保障该区的高效开发、可持续开发。     

低渗透油田周期注水的研究及应用

周期注水是利用现有的井网，周期性地提高和降低注水压力的办法，在油层内产生不稳定压降，使层内不同渗透率区域之间产生相应的液体交换渗流，使滞留状态的原油动用起，来，扩大注入水的波及体积，提高注入水的利用率。鄯善低渗透油藏，油层亲水且存在较大的非均质性，通过计算确定油田周期注水的参数，选择性实施周期注水，井组含水上升得到控制。     

周期注水技术在扶余油田的应用

由于储层地质条件的差异以及开发程度的不同,不同砂岩组吸水动用程度上存在着差异,进行平面、层间注水结构调整是高含水期水驱开发的主要措施.扶余油田高含水区块应用周期注水技术,摸索出科学的间注周期,达到了缓解开发矛盾,提高原油采收率的目的.     

海上“薄散弱”油藏有效开发实践

薄散弱油藏由于其油层薄、砂体小、分布零散、天然能量弱,采用定向井难以经济有效开发;采用水平井开发虽可提高单井初期产量,但由于地层能量不足,产量递减快,无法从根本上解决采收率低的问题;注水开发虽能解决地层能量不足问题,但海上注水要增加设备、平台空间及平台重量,相应地增加开发成本,加上其储量规模小,经济效益难以保证。以X油田H4油藏为例,在储层精细描述的基础上,提出并实践了多底多分支水平井技术与地层自流注水技术,实现了"薄散弱"油藏的经济有效开发,并取得了较好的开发效果。其实践成果对类似难动用储量的经济有效开发具有借鉴和参考意义。