二类油层高含水开发后期优化补孔措施挖潜剩余油研究

根据大庆油田采油二厂提供的动、静态数据,用数值模拟方法,分析了其南八区西块二类油层的剩余油分布.针对其剩余油的挖潜设计了注水时机、注水强度、注水时机和注水强度优化三套30个补孔方案,优化结果是:注水强度9最好,注水时机含水93%最好,注水强度9和注水时机93%结合优化效果最好.     

非均质砂岩油藏异步周期注水数值模拟理论及应用研究

针对砂岩油藏周期注水特点,综合考虑弹性力、毛管力和重力的影响,建立起非均质砂岩油藏异步周期注水数学模型,并推导出相应的数值解.提出了一种新的流动系数取值方法,能够准确描述停注过程中毛管力作用引起的吸渗现象.在杏树岗油田周期注水试验区进行了实例验证,结果表明:地层压力相对误差为4.0%,产液量相对误差为3.2%,含水率绝对误差为0.9%.应用该方法对杏树岗油田厚油层不同周期注水方案进行了数值模拟计算,决定采取异步周期注水方案,并确定出合理的油层纵向组合方式和水井平面组合方式.平均注水强度为25m3/(d.m)左右,注水和停注半周期都是3个月.现场实施5个月后,区块综合含水率由92.17%下降到91.51%,产油量稳定,预计最终水驱采收率提高1%以上,取得了良好的开发效果.     

三元段塞组合结合数值化方案对微观剩余油研究

微观剩余油赋存状态是设计调整评价油田开发方案的重要依据.利用微观可视驱油实验系统,结合现场段塞组合,开展三元段塞复合驱替模拟实验,并采集不同驱替阶段的图像,同时利用图像识别方法,根据不同类型微观剩余油的数字化几何特征计算出每类微观剩余油的含量及驱油效率,明确段塞组合体系微观剩余油采收效果.实验结果表明,该数值化方法可以区分出不同类型微观剩余油个数及含量,为该类可视化实验奠定良好的分析基础;强碱与弱碱三元段塞组合提高采收率幅度相当;较高的主段塞粘度能奠定一个良好的采收率基础,并且段塞粘度递增的组合提高采收率效果要高于粘度稳定的段塞组合.     

L井区进一步加密井网后聚驱可行性分析及开发效果预测

针对A区块L井区聚驱后仍有一定量剩余油密集区存在的问题,研究了该区域聚驱后剩余油分布特征,对进一步加密井网后聚驱挖潜剩余油的可行性进行分析,设计并优选了聚驱开发方案.研究表明,通过进一步加密井网后聚驱的方法来挖潜L井区的剩余油是可行的,优选出最佳聚驱段塞组合方案聚驱阶段采出程度为6.68%,采收率为54.42%,与常规水驱相比,采收率提高了5.02%.     

超前注水开发指标变化规律及跟踪调整研究

X区块为低渗透油藏,目前采用超前注水开发方式,在数值模拟历史拟合的基础上对试验区超前注水开发指标的变化规律进行研究,并对注采系统进行调整.通过相对渗透率曲线,得到无因次采液指数与含水率之间的变化规律,结果表明,含水率低于65%时,无因次采液指数呈下降趋势,可适当降低注水强度;当含水率达到65%以后,无因次采液指数开始上升,此时可通过放大生产压差对试验区进行提液生产;而含水率达90%以后,无因次采液指数迅速上升,此时应以稳油控水为主.在确定产液量的基础上,在下降期和上升期分别设计了四个方案进行注水强度调整,结果表明,在无因次采液指数下降期和上升期,当注水强度分别为1.65 m~3/d·m和2.10m~3/d·m时,地层压力保持较好,且试验区开发效果最好.     

胜利断块油藏细分注水技术界限研究

老油田进入特高含水期后,剩余油分布更加零散,各种地质因素也因长期注水开发而发生了一定的改变.此时稳油控水难度进一步加大,为了进一步挖掘剩余油,控制含水上升速度、减缓产量递减,必须对注水井采取进一步的细分调整.基于水湿油藏注水井注水层段吸水效果,从注入水受力分析入手,运用达西定律推导出了水驱油藏水驱油全过程中的单位体积注入水沿竖直、地层两个方向运移的渗流速度公式,明晰了水驱油藏注水层段不同开发阶段砂岩吸水机理.研究结果表明,水驱油藏细分注水效果与岩石绝对渗透率、水相相对渗透率、注入水黏度、水动力压力梯度、注水井启动压力梯度、含水饱和度、地层倾角、油水密度差等参数有关.结合胜利油田断块油藏地质特征及细分注水工艺要求,制定了一套适合胜利油田不同断块区的细分注水技术政策界限:层段内渗透率变异系数小于0.3,砂岩条带宽度极比小于2.5,且东辛油区断块油藏层段内砂岩厚度小于6m,小层数小于4个;现河油区断块油藏层段内砂岩厚度小于5m,小层数小于5个;临盘油区断块油藏层段内砂岩厚度小于6m,小层数小于6个.矿场试验证实,该细分注水技术政策界限是合理、实用的,其为胜利断块油藏注上水、注够水、注好水,实现多层断块油藏的高效开发提供了技术保障,对类似油藏细分注水技术界限研究具有一定的借鉴意义.     

海上水驱油藏注水量公式及影响因素研究

针对海上水驱开发油藏,单井及单层合理注水量的确定影响着剩余油的分布和油田的水驱开发效果,因此应用灰色关联分析方法,研究影响注水量劈分系数的主要因素及其在劈分系数中所占权重,确定注水量公式.该方法考虑了有效厚度、渗透率、注采井距、注采井数、方向地层系数等因素对注水量劈分系数的影响,建立了多因素控制的注水量公式,同时分别应用本文建立的注水量公式与常规注水量公式对海上A平台注水井进行配注,分析单井小层配注量差别的原因.根据海上A平台目前注水开发过程中存在的层内矛盾及层间矛盾突出等问题,提出了分层注水的必要性,通过本文确定的注水量公式对A平台注水井进行配注,通过实施效果可以发现,目前A平台水驱开发含水率得到控制,自然递减率降低,验证了确定注水量公式的可靠性和实用性,对海上注水开发油田具有一定的指导意义.     

利用模糊综合分析法识别水驱砂岩油藏注采井间优势通道

砂岩油藏由于长期注水开发形成的优势通道导致注入水在注采井间低效、无效循环,严重影响水驱开发效果.有效识别优势通道是油藏提高水驱采收率必须解决的关键问题.采用模糊综合分析法,以地质静态因素为基础,结合动态监测结果,利用变异系数法对指标加权并计算优势通道综合判别参数,定量识别出水驱砂岩油藏优势通道并描述其发育程度.将方法应用于X3油区典型井组优势通道识别并利用吸水剖面法验证其结果准确性.方法可实现软件编程计算,方便快捷、结果准确可靠,能够为油田开发后期制定合理调整方案提供有力依据.     

基于逐级劈分理论的分层配水方法研究

在高含水期油藏注水开发过程中,采用分层配注方法对获得油藏剩余油分布规律,各层段合理配注量,提高油田开发水平和管理水平具有重要意义.首先以油田或区块为研究对象,从物质平衡方程的定义出发,推导出注采比、压力梯度和含水率的关系式,通过下年度规划的含水率指标确定该油田或区块的注采比;且围绕着如何获得符合油田实际的通用的劈分系数进行分析与研究,从而得到单井配注量和分注井层段配注量及各层段性质.通过对分层配注结果的分析和评价,得到油藏总体配注误差较小,油藏含水率降低,采出程度提高的效果.结果表明分层配注方法科学合理,简单实用,对于高含水期油田具有很好的推广应用价值.     

基于模糊综合评判的宋芳屯油田南部水驱开发效果综合评价

以宋芳屯油田南部区块为例,采用层次分析和模糊综合评判相结合的方法,对该油藏的水驱储量控制程度、水驱储量动用程度、可采储量、能量保持水平、能量利用程度、即时含水采出比、累积注水量、剩余可采储量采油速度、井网密度和注采井数比10项指标进行了评价,形成了一套水驱开发效果综合评价体系.评价结果认为该区目前水驱开发效果差,有必要进行井网加密及挖潜措施调整.     

缝洞型碳酸盐岩油藏注水驱油提高采收率研究

Y油田为缝洞型碳酸盐岩油藏,油藏复杂的地质特征决定了其开发模式有别于常规砂岩油藏.为了有效提高Y油田采收率,利用Eclipse数值模拟软件建立了地质模型,对水平井长度、射孔间距及酸压缝长等油藏产能影响因素与转注时机、注采比以及关井时间等注采参数进行了优化.结果认为:对于Y缝洞型碳酸盐岩油藏,水平井水平段长度为500m、射孔间距为20m或酸压规模为100m时,累计产油量可达到最大值;压力降至废弃压力时进行转注,可获得最大采收率;周期注采比等于1时,周期时效与累计增油量达到最大值;关井时间为8天时,采收率提高幅度最大.     

低渗透油藏聚合物强化泡沫调剖剂

为改善某低渗透油田的水驱开发效果,开展了聚合物强化氮气泡沫调剖提高采收率研究.根据该油田的地质油藏条件,建立典型地质概念模型,地质模型能够比较完整地反映地层静态状况和井网条件.对聚合物强化泡沫调剖注采参数进行了优化设计.研究结果表明,聚合物强化氮气泡沫调剖最佳注采参数为:聚合物分子量为800万,聚合物浓度为1000mg/L,最佳泡沫剂浓度为0.25%(质量分数),气液比为1:1.     

稠油热采区水侵量计算方法研究

目的区块具有活跃的边底水,在注蒸汽吞吐长期降压开采过程中,油藏压力下降导致边底水推进,水淹井区含水急剧上升,水侵范围不断扩大.根据区块现有的情况,通过油藏工程的方法,利用Visual Basic 6.0编制程序,计算出目的区块各个小层的水体大小及水侵量,为了提高边底水稠油油藏的最终采收率以及为今后油田进行开发方案的调整提供一定的理论依据.     

努拉里边底水油气藏提高采收率注采制度优化方法

开发边底水油气藏关键因素是抑制边底水锥进,延长油井无水采油期以提高油藏采收率,因此需要设置合理的开采速度和油水井注采制度.为深入了解不同井网系统和注采参数对边底水油气藏开发效果的影响程度,针对努拉里边底水油气藏开展研究.对边底水影响程度进行研究,得到各井在改变水体倍数后,以含水率差值4%为界限定义受边底水影响程度强弱,差值超过4%则定义为强水侵井,反之则为弱水侵井.在此基础上,采用油藏工程和数值模拟方法优选了注采参数,得出最优井距为1000m,最佳日注水量为30m³/d,最佳采液速度为4.75%-5%,并对优化参数进行了模拟预测,优化后累计产油量增加1.98×10⁴t,采收率达到54.7%.运用油藏工程方法对优化后的开发方式调整进行了分析,结果表明:可采储量采出程度小于62.78%时应以扩大波及体积为主,大于62.78%后应以增加驱油效率为主,目标区块优化后可采储量采出程度达到71.3%,相对潜力值i=0.81<1,处于开发后期,此时开发方式应以提高驱油效率为主.研究成果为同类边底水油气藏前期开发和后期措施调整提供了理论指导和借鉴.     

补孔措施目标井层优选方法

油井补孔措施就是增加射开新的油层,是保证油井高产、油田持续开发的重要增产措施.而补孔措施效果好坏,主要取决于目标井层的选择是否合适.分析了影响油井补孔措施效果的因素,认为主要包括两方面共7个因素,一方面是井因素,包括全井含水率和全井日产油量共2个因素,另一方面是小层因素,包括小层渗透率、小层孔隙度、小层有效厚度、小层含油饱和度和小层地层压力共5个因素.在此基础上,建立了油井补孔措施目标井层优选方法,该方法以模糊数学为基础,通过综合评判对侯选井层打分,从而优选补孔措施目标井层.实际应用结果表明,利用该方法优选补孔措施目标井层,可靠性高,补孔措施实施后效果好.这种方法具有较高的学术与实用价值.