克拉玛依油田注水开发区合理开发界限探讨

一、关于恢复油层压力的合理界限的探讨 靠注水维持压力的高饱和油藏,注水时机的选择是多年来国内外学者有争议的问题。从当前资料看,考虑油层流体特性及开发经济指标,对压力系数较高的油田,利用天然能量的下限,一般说来,为原始饱和压力的90％左右。但是严重地消耗油层压力之后的高饱和油藏,在各个不同的开发阶段,如何恢复油层压力,是较为复杂的问题。     

油藏注水压力的合理界限

分析了储层岩石自然应力的分布状况，论述了如何应用水力压裂资料判断储层中是否存在天然裂缝、以及裂缝的分布形态与延伸方向。根据矿场实际注水资料，说明超破裂压力注水是引起油藏含水上升加快或出现暴性水淹的主要原因。因此合理注水压力上限必须严格控制在垂向岩压或破裂压力以下。当油藏天然裂缝比较发育、井网注水方向平行于储层中垂直裂缝的延伸方向时，更应严格控制压力进行注水，或在必要时将井网逐步调整为不规则或者规则的线状注水方式。     

稠油热采技术初步探讨

注蒸汽系统是稠油热采技术的重要组成部分 ,目前国内稠油热采以蒸汽吞吐为主。对于比较整装的油田注汽站应优先选择集中布置方式 ,并尽量与集中处理站联合布置。而分散布置适应性强 ,适用于稠油区块分散、分布广、地层断块多等稠油油田。注汽管网多采用地面低架敷设。     

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.     

注水开发油田稳产界限研究

本依据喇、萨、杏油田开发资料，通过数值模拟计算，并结合国内外油田的开发资料分析，阐述了注水开发油田稳产期末可采储量采出程度与采油速度关系，论证了油田稳产期末剩余可采储量采油速度界限，并测算了不同开发区块的稳产期。     

水平稠油井注水技术研究

注水通常用于轻质油藏的开采.但对于稠油油藏,由于油水流度比差,注水开采方式效果并不好.为此,完井方式作为稠油油藏重要的生产策略来考虑,以保证深水稠油油田开发的经济可行性.通过开展现场试验和数值模拟研究来分析水驱稠油的特性.实验准备了一个多孔介质的矩形板;并定义了板的岩石物理特性,测定了板的相对渗透率和毛管压力.选择了2口水平井作为试验井,实验室的测试分两个阶段开展:首先进行岩芯油相饱和,然后进行水相驱替.为了模拟实验中观察到的特征,建立了一个数值模拟模型;并比较了摩阻压降效应.按照油田实际比例,将数值模型作为油藏假定原型的基础进行研究.数值模拟结果定性地再现了实验数据,但是也观察到一些差异.实验表明井筒周围的摩阻压降似乎没有对流体产生影响,尤其是数值模拟结果.     

吞吐开采稠油油田经济界限研究

以高升油田为例,通过研究近几年单井效益评价结果,采用统计分析方法,确定出区块经济极限日产油;运用盈亏平衡方法,计算在不同原油售价下,措施投入与增油量关系、稠油区块蒸汽吞吐开发的经济极限油汽比,并编制各种经济极限指标模板。各项经济极限指标对实现油井精细管理、措施优选及吞吐井优化注汽具有重要意义。     

薄层稠油开发经济界限设计技术

本文对薄层稠油开发区块的经济界限进行了研究,利用CMG软件建立了井组模型,利用水平井模型研究水平井的开发技术界限,对该块蒸汽驱的井网、井距和转驱时机进行了参数设计和优化。     

鲁克沁油田深层稠油注水开发技术

鲁克沁中区深层稠油采用常规注水开发后因油水黏度比大,平面、剖面注采矛盾严重,注入水单向突进十分严重。采用分层系开发、分层系注水、精细注水、化学调剖等开发对策,平面和剖面矛盾不断改善,水驱动用程度从2008年的17.1%提高到目前的40.9%,地层压力逐年恢复,自然递减得到有效控制。研究表明,由于油水黏度比高,见水后流度比即大于1,而且随着含水上升,流度比上升迅速,注入水的指进、突进会更严重;水驱见效区半径为100~300 m,见水前缘与水淹前缘的距离为10~30 m. 单井及油田水驱特征均表现为凸型,中高含水期为主要采油期。     

注水开发稠油动态分析中的时变参数

针对注水开发的稠油油气藏,系统研究了动态分析中的储层、流体和开采工程参数.由油藏工程研究和现场实际生产问题分析,表明时变参数的研究保证了动态分析的可靠性,尤其流度研究,不仅阐明了流体-岩石作用的特征,而且较好地揭示了注水开发稠油动态特征的本质.矿场实例证明了时变参数研究的意义及其在油田实际应用时的研究方法.     

海上稠油热采开发经济界限研究

针对海上稠油热采成本高、经济界限与陆地油田热采差异较大,无法套用陆地油田稠油热采储量筛选标准的问题,通过研究热采单井累计产油量的关键地质油藏参数,以数值模拟结果为基础绘制了单井热采效果预测图版。通过油藏、钻采、工程、经济等多专业协同,明确了不同海洋工程依托模式下稠油热采开发经济界限,并对比了多元热流体和蒸汽吞吐两种开发方式的经济性,为海上稠油热采整体规划决策提供了技术支撑。     

大庆扶余油层超前注水技术指标界限

应用油藏工程与数值模拟相结合的方法,设计了扶余油层超前注水方案。地层压力保持水平、累计注水量、超前注水强度、超前注水时机的研究表明:超前注水能够建立有效的压力驱替系统,提高地层压力,减小应力敏感损害,改善油田开发效果;扶余油层合理的压力保持水平为120%、超前注水时间约7个月。研究成果为低渗透油田开发提供了技术支持。     

稠油开采技术现状与发展方向初步探讨

世界上已发现的原油资源中,稠油储量占比超过2/3。由于稠油黏度高、流动性差,开采难度大,对技术要求高。针对中国稠油油藏类型多和深度变化大的特点,分析总结了国内外稠油开采现状和提高开采效率的主要技术方向,结合现场生产动态,探讨了现有商业化开采技术对不同类型稠油油藏的适应性、应用潜力和面临的主要技术挑战。研究结果表明,蒸汽吞吐仍然是中国稠油开采的主要方式,但大部分油田已经进入到蒸汽吞吐开采的末期,开采效率低,目前成熟接替技术(蒸汽驱、SAGD和火烧油层)的适用油藏范围有限,急需研发新的接替技术;中深层稠油开发技术系列较为成熟,但针对深层、超深层和复杂类型(如裂缝/溶洞性)稠油油藏的提高采收率技术尚不成熟,加强井下产生蒸汽、溶剂辅助、原位改质和气化等前沿技术的研究更具现实意义和应用前景。研究成果对拓展稠油开采技术研究领域和方向具有借鉴和指导作用。     

用磺化稠油降低稠油粘度的初步研究

在低温下 (15～ 2 0℃ )用 5 0 %～ 6 0 %的硫酸将辽河稠油磺化 ,得到了一系列磺化稠油 ,在 5 0℃粘度为 115 3mPa·s的辽河稠油中按质量比 2 g/kg加入磺化稠油 ,使 5 0℃粘度降至 786～ 914mPa·s ,降粘率为 19.8%～31.8%。将磺化反应进行优化 ,得到磺化稠油的最好制备条件 :5 5 %硫酸 ,用量为稠油的 1.5 % ,在 15℃反应 2h。得到的磺化稠油在加剂量为 2 g/kg时使稠油 5 0℃粘度下降 30 .8%。稠油降粘率与加剂量的关系曲线很复杂 ,经过一个明显的极大值和一个极小值 ,极大值对应的加剂量为 2 g/kg ,即最佳加剂量。讨论了稠油降粘机理。图 1表 1参 2。     

超深井稠油注水替油工艺研究

轮西油田奥陶系碳酸盐岩油藏自2001年试采以来,油藏压力快速下降,地层能量亏空严重,导致自喷期短,严重阻碍采收率的提高。特别是对于储集体相对独立的裂隙型油藏,由于没有外来能量补充,产量衰减突出。通过对相似油藏构造的塔河油田调研及科研论证,从2008年开始全面实施注水替油工艺措施,效果明显。2009年试验完成18井次40轮的注水替油工作,累计增油达5.5×104t,采收率得到显著提高。文章对轮西油田大量现场实际数据和目前注水替油工艺进行分析,为进一步实施注水替油措施提供借鉴。     

注水开发稠油油藏转蒸汽驱提高采收率

分析了水驱稠油油藏剩余油分布特征,水驱开发过程中原油性质的变化情况以及引起原油性质变化的主要原因。论述了蒸汽驱提高采收率的开采机理,水驱转蒸汽驱时机及注汽参数对开采效果的影响,阐明了稠油油藏水驱后期转蒸汽驱开采的技术策略。     

鲁克沁深层稠油注水开发适应性评价

2000年,鲁克沁深层稠油油田部分区块开始投入衰竭式开发,开发过程中产量递减快,预测最高采收率仅为3.8%.室内实验表明,常温水、热水、天然气、CO2、化学剂等介质驱替均可以取得较好的效果,考虑热水、天然气、CO2及化学剂等投入成本较高,最终确定注水开发是经济技术条件下可行的开发方式.注水开发试验于2003年实施,取得阶段成果后,2005年该块投入全面注水开发,历时3a试验取得了良好的效果.试验过程中开展了一系列评价认为,鲁克沁深层稠油注水开发适应性好,可以在深层稠油开发中规模推广.     

中国海油深圳公司精细注水助力稠油开发

正前不久,中国海油深圳分公司该公司在地层油藏精细注水方面首次应用采下注上的自源闭式能量补充作业方式,并在国内首次成功应用新型井下流量计,大幅降低了油田开发成本,实现了对地层能量的快速补充。     

海外河稠油油田注水开发效果评价

运用现代油藏工程、三维地震精细解释、有机地球化学录井、现代工艺技术等新方法，对高效开发的海外河油田11年来按不同的开发阶段所暴露出的矛盾进行治理，并对不断提高开发水平的方法进行研究和评价。通过对海外河油田历年开发方式和开发效果的统计分析，总结该油田成功的做法，提出层状砂岩常规稠油油藏不同开发时期的开发方式和方法。根据不同开发时期选择不同开发方式，保持了油田多年的高效开发。根据层状砂岩常规稠油油藏特点，按天然能量开发、局部注水开发、全面注水开发，不断完善注采井网，调整措施结构和注采结构，有效提高油田开发水平。