油藏高含水后期

2024-09-09

油藏高含水后期（共7篇）

油藏高含水后期篇1

1 前言

平湖油气田放鹤亭花港组H23+4油藏是一个典型的块状底水油藏, 含油面积3.0km2, 地质储量376.6×104m3, 是东海平湖油气田的主要产油层。1999年6月投产, 目前共有四口井生产即:A03、A07、A02、A10 (其中前两口为水平井, 后两口为合采定向井) , 累积采油146.9×104m3, 采出程度39%, 含水98.2%, 进入高含水后期。通过对单井生产动态的跟踪研究发现, 由于底水锥进造成油井见水后含水上升快, 产能递减迅速, 递减率达0.7a-1;由于油藏的非均质性导致单井的产能差异大, 同为水平井的A03与A07, 其累计产量相差近5倍。而通过动态法[1]计算分析, H23+4油藏还有84×104m3储量未动用。因此, 如何科学有效地指导H23+4油藏的剩余油的挖潜, 提高油藏采收率是目前该油藏研究的重点。

2 挖潜对策研究

2.1 不同油藏类型挖潜效果分析

平湖油气田花港组油藏按油藏类型划分可分为块状底水油藏、边水油藏和边底水油藏三种, 其中H23+4、H34和H63油藏属于块状底水油藏, H32为边水油藏, H62属于边底水油藏。分油藏类型的开发状况见表1。可以看出, 边水油藏、边底水油藏开发效果明显优于块状底水油藏。对于相同底水块状油藏类型的三个不同油藏, 其含水与采出程度曲线的变化也有所差异 (见图1) 。主要表现在: (1) H23+4油藏整体含水上升缓慢, 究其原因是得益于两口油藏顶部水平井A03井和A07井的开采, 其效果要好于只有定向井开发的H34油藏和以定向井为主的H63油藏[2]。 (2) 从曲线的上下波动规律分析, 新井的投产可以有效降低油藏的综合含水, 表现为井网完善程度的提高对油藏采出程度提高的影响。由此可见, 水平井开发及依据剩余油研究结果不断完善的新调整井对于改善油藏开发效果十分明显。而精细的水平井地质设计及剩余油的精细刻画是确保措施效果的关键。 (表一)

2.2油藏地质模型精细描述

2.2.1储层精细划分对比

H23+4油藏已进入开发后期, 油井的动态跟踪模拟研究表明, 其20多米的含油层段并不是如早期地质认识的那样均质, 油藏静动态矛盾逐渐突现。因此, 有必要细分韵律层, 结合地震研究, 弄清砂体内部的叠置关系和隔夹层的分布, 从而为提供更精细地符合实际油水运动规律的地质模型奠定坚实的基础。研究发现[3], H23+4油藏北部储层物性相对较差, 上部砂体向北东方向尖灭, 储层在B5、B8井区物性变差, B6井区渐变为泥岩, 将上部油层和下部水体分隔, 造成A7井动用储量相对较低, 北部剩余油相对富集。

2.2.2精细地质模型完善

在储层精细对比的基础上, 明确了单砂体的展布及隔夹层分布状况, 重建了H23+4油藏地层模型。并重点分析了A03、A07水平井的轨迹及沿井物性资料, 充分利用水平井提供的丰富地质信息, 约束产生精细的属性模型。研究表明, A03井水平轨迹位于南部砂体顶部, 下部夹层不发育, 在水平井中段存在相对低渗区, 且该区与A4井区低渗带连片, 形成一个较大的相对低渗带;而A、B靶点物性相对较好, 尤其是A靶点渗透率在600×10-3μm2以上, 局部可达4000×10-3μm2。渗透率的这种分布特点导致油水渗流过程中A4井区流体“滞留”, 而周围相对高渗带发生“绕流”现象, 从而A4井区剩余油相对富集。A07井水平轨迹位于北部砂体, 下部夹层发育, 物性较低, 渗透率在100×10-3μm2左右, 局部小于50×10-3μm2, 这是导致该井产能低、动用储量小, 开采效果差的主要原因, 在A7水平井西北部构造高部位剩余油富集。4/A9A4A8 H63A1/A2A9

2.2.3模型评价与分析

利用新的研究结果重建的新模拟模型节点为237864, 规模扩大10倍。新模型对H23+4的储层展布及隔夹层的分布状况有了更好的反应。由于新模型的物性更能反映油藏的实际, 使得A03、A07的动态拟合效果明显改善 (图2) 。另外, 利用新模型还较好地拟合了H23+4油藏的所有动态油水界面的监测结果。这表明, 新的地质模型在油藏宏观及微观的油水运动规律方面都实现了精细刻画, 对于正确客观认识油藏的水淹特征及剩余油分布具有重要的指导作用。通过数值模拟研究, 取得如下认识: (1) A03井的来水方向是纵向和平面两个方面, 来水方向受储层物性的影响比较明显。 (2) A07井的来水方向也主要还是纵向来水和平面来水, 其中平面来水则主要从北部沟地过来, 来水方向受构造影响明显。

2.3 剩余油分布与潜力方向

利用数值模拟研究结果分析剩余油分布结果显示 (图3) , H23+4油藏目前的剩余油分布规律受开发和物性以及储层展布的影响明显油藏的井区基本水淹, 剩余油分布区域集中在无井、构造高部位或物性差区域, 即南部无井区、A04物性较差井区、A10井区、北部高构造且无井区。定量剩余油统计结果表明, 油藏北区至少还有剩余油36.8万方, 南部剩余油28.万方, A10井区剩余油18.24万方。根据块状底水油藏开发效果对比分析的认识, 结合平台井口有限的实际条件, 确定利用老井侧钻水平井或打分支来动用油藏剩余油, 提高最终采收率。针对这四部分油区可以考虑: (1) A07井侧钻北部, (2) A10井侧钻东部, (3) A02侧钻南部, (4) A04井上返。通过综合分析制定侧钻井设计原则如下: (1) 占据构造高部位, 抑制底水锥进; (2) 最大程度动用剩余油; (3) 优化水平段长度, 避开砂体尖灭和边底水; (4) 优化轨迹走向, 尽量避免进入隔夹层。设计井位示意图见3。

2.4 措施效果预测

预测结果显示:新钻井共累计产油26万方, 油藏共增油17.72万方, 预测最终采收率为44.95%, 可提高采收率4.79%, 提高采收率效果明显。其中, 北部分支水平井产油量最高, 累计产油10.84万方;A04补开H234油藏没有太大效果。考虑到储层物性对水平井初期产能的风险及地质储量、井间干扰等多因素的影响, 建议先钻北部水平井, 根据该井钻遇情况和试采结果, 遵循动态跟踪研究不断深化认识的原则, 逐步对南部及中部水平进行滚动实施, 以确保措施成功率。

3 老井措施对策

老井措施潜力方向是挖潜受物性和隔夹层影响形成的层内剩余油和水平井水淹井区内的那部分弱水淹剩余油。针对前者挖潜方式可采用放大压差提液强采, 考虑到A07井易出砂不适合提液, 设计A03井和A10井提液措施。预测结果显示, 措施实施后累计可增油1.09万方, 但同时增水157万方, 这给平台有限的污水处理能力提出了挑战。另外, 由于提液幅度过大存在着夹层完全被突破易形成采水优势通道的风险。因此对该油藏, 常规的提高水驱波及程度的方法是不适用的, 通过多方调研分析, 发现对于该类块状低水厚层整装油藏, 采用化学隔板堵水的方法可以改变底水锥进方向, 从而提高底水驱油波及系数并降低油井含水率[4]。本次研究我们在A10井射孔底部加入物性小夹层来近似模拟化学隔板。结果显示在A10井射孔底部加入小夹层对该井的降水增油有较显著效果。

针对水平井水淹井区内的那部分弱水淹剩余油, 通过调研分析认为可以通过选择性堵水[5]来提高水驱油效率。由于没有实际的实验资料, 通过降低A03井近井区的水相相对渗透率来近似模拟水平井的选择性对水效果。结果表明降水增油的效果较明显。

4 结论

水平井开发及依据动态跟踪研究剩余油分布结果不断完善的新调整井对于改善块状底水油藏的开发效果十分明显。而精细的水平井地质设计及剩余油的精细刻画是确保措施效果的关键。

高含水期的块状底水油藏的地质模型研究要立足于储层精细对比和储层构型研究, 明确隔夹层分布状况和砂体的叠置关系。利用水平井约束条件下的储层属性模型研究, 可以很好地描述储层的非均质性。

结合油藏地质认识和生产动态分析认为H23+4油藏的后期调整对策是对老井A03井、A10井采取适当的提液措施或对A10井采用化学隔板堵水措施、A03井进行选择性堵水先导试验;侧钻水平井优先选择A07井侧钻北部剩余油区, 根据该井钻遇情况和试采结果, 逐步对南部及中部水平进行滚动实施。

摘要：东海平湖油气田的H23+4油藏为块状底水油藏, 其开发受底水锥进、油藏的非均质性影响严重, 目前含水已高达98.2%, 进入高含水后期, 但根据动态法计算有84×104m3储量未动用, 仍有较大开发潜力。本文从分析不同油藏类型挖潜效果出发, 通过油藏地质模型的精细描述研究, 明确剩余油分布与潜力方向, 充分利用数值模拟技术手段探索底水油藏高含水后期的挖潜对策。该方法对于指导同类油藏的开发具有借鉴意义。

关键词：模型,底水油藏,开发,挖潜对策

参考文献

[1]陈元千.对纳扎洛夫确定可采储量经验公式的理论推倒及应用[J].石油勘探与开发.1995, 22 (3) :63~68

[2]喻高明, 李建雄等.底水油藏水平井和直井开采对比研究[J].江汉石油学院学报.1999, 21 (1) :51~53

[3]陈利.平湖油气田花港组油藏储层三维模型建立[J].油气地质与采收率.2006, 13 (3) :22~24, 38

[4]刘双琪, 叶景亮, 成涛.化学隔板堵水技术在涠洲11-4油田的应用[J].中国海上油气.2007, 19 (1) :35~37

[5]马广博, 董金平等.水平井选择性化学堵水技术在高尚堡油田浅层油藏的应用研究[J].内蒙古石油化工.2011, 14 (37) :113~114

高含水后期精细油藏描述技术研究篇2

1 精细油藏描述技术的研究现状

目前, 在全球的油田开发产业中, 对于精细油藏的描述已经成为了关键性问题。经过几代石油工作者在地质学、工程学等方面的努力研究, 使油藏描述工作汇集多专业、多学科理论知识进行攻关, 使油藏描述技术取得巨大成果。其研究也向着更为精化、细化的方向进行。所谓的精化, 就是对于油藏的描述更为精确, 对剩余油进行量化;而细化, 就是对于油藏内各物质分布的情况都能够体现出来, 即要求具体化、数量化。精细油藏的描述在各种新型技术的不断应用与帮助下, 其研究也从过去的简单化、估算化、单一化慢慢向着现在的复杂化、精确化以及多元转变。

1.1 精细油藏的描述目标及其研究内容

精细油藏的描述目标就是剩余油, 并对其有一个预测性的分布, 以地质学为基础, 统筹多学科为一体, 对油藏描述进行全方位、多项化研究。以各学科理论、各类数据统计资料为根据对油藏储存进行定量评估, 利用对于储集层及其生产参数的进一步研究, 凸显出在油田采集中储集层以层中流体的动态特性, 以及动态变化对于工作效果的影戏;研究了油田中后期时剩余油的汇聚机理以及分布, 并以能够建立起剩余油的分布模型为主要目的。近年来, 石油工作者对于油藏描述的研究成果主要包括以下方面:储集层性质在开发过程中动态的变化特征;流体性质在开发过程中动态的变化特征;井间的储集层分布和精细储集层的地质模型;建立其精细储集层的地质模型是剩余油的分布特征中的问题关键, 从而确定剩余油的分布特征。

1.2 现阶段精细油藏描述在国内外的技术水平

由于国内外需要面对的不同的生产条件, 所以导致油藏描述的技术方法也各不相同。在沉积学的研究方面, 我国与国外基本处于同一个水平线。因为我国油田采集大部分还是集中在陆上, 所以在特殊地域形成了中国特色的沉积学研究理论及生产工艺, 并形成一套完整的规范性的生产工作方法, 并在油藏的生产开发中取得很好的工作效果。我国在定量方面的水平与国外相当, 都是以特定地质形态为模板建立研究性基地。以基地内地质形态为研究对象, 进行定量分析并建立数据库并作为参考的模板, 从而对储集层在更精细的程度上进行空间分布的描述和预测。在测井技术, 特别是研究新技术应用在测井系列上面一直是国外工作者走在前面。我国主要是通过学习并利用国外的先进测井技术, 还没有达到自主研发的程度。但我国也在测井方面取得了一些进展, 比如对于水淹层的解释、裂缝问题的解决以及油层的低电阻率解释。我国以及将油藏描述列为重点实验项目, 以中国地质为研究特色, 并使之发展到世界先进水平。

2 精细油藏描述的研究方向

2.1 对储集层沉积学的研究需进一步的深化及发展

中国的碎屑岩的储集层一半在陆上, 一半在水下。层序地层学的研究重点和难点依然还是河流冲积相的高分辨率。由于储集层具有非均质的特殊性, 需要对其进行充分的分析, 然后总结其研究的经验。通过总结非均质的研究结果而形成一套预测方法, 可以适应各种沉积情况, 可导入不同参数, 使预测能够更加精确。对各类储集层进行精细研究后, 建立的地质模型会更加贴近实际。

2.2 发展多学科协同研究

随着研究深度的不断增加, 任何单一的学科都已经不能解决储集层研究所面临的新问题, 必须走多学科综合发展的路子;另一方面, 储集层的研究也已经不是一个单纯的地质问题, 而是要作为油藏工程和数值模拟的输入数据来应用, 必须同这些学科相互结合, 才可以更准确的地质模型输入以及油藏数值模拟参数。地震要与地质相结合, 地质研究要提供地震可以预测和应用的地质模式, 降低地震预测的多解性和不确定性, 提高预测精度和准确性。测井研究在一般解释的基础上应该主要针对特殊类型的储集层 (裂缝性油藏、低渗透油藏、低饱和油藏等) 提供比较准确的参数。油田的动静态资料要有机结合, 随着油田的不断生产, 油藏工程和生产动态资料要一直用来检验和修改油藏描述的结果和地质模型, 做到地质模型的实时修改和矫正, 以便更加接近地下的实际情况。

2.3 新技术和新理论的大力推广与应用

油藏的描述技术主要因为引入两方面新型技术理论而得到发展, 一个是面对地质体的越来越复杂的情况, 仍可以进行精确的研究。目前, 油田的开发已经进入后期, 以往的粗放型开发形式已经不能适应现在的生产要求, 必须提高对于地质的观察精度, 才能保证对潜在对象的挖掘。另一个就是近几年测井技术以及地震技术的研究都取得突破性进展, 不论是研究的精度以及研究的宽度都得到提高, 从而帮助了油藏描述技术的水平的提高。为了使多种学科在油田的开发中可以交叉运用, 计算机技术启到了非常大的助推作用进行研究分析。研究方法不断的推陈出新为地质学定量研究、地质学模型建立以及高分辨率的地层研究等精细研究提供了新的思路。在各种方法与技术的推动下, 油藏描述也从定性、宏观、单一学科的研究转向定量、微观、多学科综合研究的方向。

3 结语

近年来, 经过国内外的石油工作者的研究, 在油田开发中, 油藏描述已经成为一项实用的技术, 对油藏有着详细并且全面的认识, 对石油开发启到有效帮助。科学技术近年来不断发展, 尤其是计算机技术在油藏面试的应用, 以新的科学依据与科学手段推动着油藏描述技术的进步。但随着油田勘探开发工作的日益发展, 所面临的地质情况也较过去复杂很多, 对油藏描述的发展和创新仍然是石油工作者面对的一项挑战。

摘要：随着油田进入到高含水的中后期, 石油储层内的流体分布以及其他情况更为复杂和零散, 油田开采难度不断加大, 进行精细油藏描述很有必要。本文对精细油藏的描述的研究内容、研究现状进行了一个简要的概述, 指出沉积微相的研究、多学科协同研究、新技术新理论的综合应用将是未来的发展方向。

关键词：油藏描述,高含水后期,剩余油描述

参考文献

[1]穆龙新, 裘怿楠.不同开发阶段的油藏描述[M].北京:石油工业出版社, 1999[1]穆龙新, 裘怿楠.不同开发阶段的油藏描述[M].北京:石油工业出版社, 1999

某老区油藏高含水期可采储量标定篇3

该区块三工河组油藏属于中低粘度、强非均质的砂岩油藏, 四周受断裂控制的断块圈闭, 断块内发育一条小断层。沉积环境主要为水下分流河道沉积, J1s21顶部泥岩为一套能量较低的湖泊相沉积, 其亚相为滨浅湖, 微相为砂泥坪、河口砂坝和河道间沉积;底部砂体为一套能量较高的三角洲相沉积, 其亚相为三角洲前缘, 微相为水下分流河道沉积, 沉积厚度17.0m~35.0m, 在井区内分布稳定, 可以划分2 个砂层组 (J1s21、J1s22) , 主力油层为J1s21。油层孔隙度11.69%, 渗透率11.20m D, 油藏地层温度为102.49℃, 原始地层压力41.84MPa, 饱和压力37.21MPa, 压力系数0.99。

2 开发概况

截至2015 年12 月, 油藏共有油水井59 口, 其中采油井38口, 注水井21口, 采油井开井数13口, 注水井开井数5口, 日产液29吨, 日产油4吨, 日注水81方, 含水86.2%, 年产油0.2085×104t, 累积产油35.2951×104t, 累积注水量14.0644×104m3, 累积注采比2.17;采油速度0.05% , 采出程度10.55% ;地层压力38.2MPa, 原始地层压力保持程度91.3%。

3 可采储量标定

原采用经验公式法标定原油可采储量73.59×104t, 采收率22%;标定溶解气可采储量1.57×108m3, 采收率30.1%。

本次原油可采储量标定, 采用丁型水驱曲线、含水率—累产油关系、水油比—累产油关系曲线[1~2]、指数递减曲线测算, 分别为39.48×104t、37.36×104t、44.92×104t、35.62×104t;采用指数递减曲线测算为35.62×104t。为保持与SEC评估方法一致性, 今后可采储量具有对比性, 本次采用指数递减曲线, 标定石油可采储量为35.62×104t。采用Np~Gp法标定溶解气可采储量为0.99×108m3。

本次标定后, 石油可采储量由原标定的73.59×104t降至2015 年12 月的35.62×104t, 核减38.08×104t, 采收率由22%降至10.6%, 溶解气可采储量由1.57×108m3降至0.99×108m3, 核减0.58×108m3, 采收率由30.1%降至18.9%。

4 可采储量核减原因分析

4.1 储层非均质性强, 含水上升快, 改善难度大

该油藏2004 年在J1s21试油获工业油流, 2006 年以250m井距反七点法注水井网开发。J1s21砂层储层具有很强的层间、层内非均质性, 孔隙度最大值为17.8%, 最小值为2.8%, 平均值为11.69%;渗透率最大值为5000m D, 最小值为0.047m D, 平均值为11.2m D;级差为106382, 突进系数为446, 变异系数为58.4。油藏较深, 隔层不发育且分布不连续, 含水上升快。很难切实有效的缓解油藏剖面矛盾, 再则分注时, 油井大部分已经中含水, 分注进一步降低了油井液量, 减缓层间产吸差异, 但未能有效降低含水, 油藏的剖面仍动用不均, 注入水沿高渗层突进现象依然严重, 油藏含水上升未明显控制。

由于储层非均质性较强, 存在高渗透条带, 注水后沿高渗层突进, 含水上升较快, 降低产能, 导致累产较低。同时, 油藏剖面动用不均, 各层之间产吸能力差异大。

2012 年12 月和2013 年6 月对某井组水井实施调剖试验, 未见明显效果, 调剖效果差。补孔、堵水、隔水、酸化、压裂累计措施22井次, 有效12井次。油藏西南部边底水活跃, 且隔层厚度薄, 油井底水上侵, 含水快速上升现象严重, 2009年至今进行7井次油井补层;2009年8月到2013年5月, 压裂井11口, 有效井数6口, 有效率仅为55%。

4.2 储层敏感性强, 见水后液量下降快, 注得进采不出现象严重

J1s21水敏感性强, 水敏性的渗透率损失率为15.11%~82.04%, 平均为55.01%。目前全区范围内高含水, 油水井渗透率大幅降低, 目前水井正常注水, 但油井出液困难, 液量低, 含水高。从单井无因次渗透率、无因次采液指数、含水变化曲线可以看出, 渗透率、采液情况迅速变差, 含水迅速上升。某评价井2005 年6 月投入开发, 为全区最早投入开发井, 对应三口注水井于2006 年12 月转注, 2007 年底该井产量下降趋势得到控制并缓慢回升, 注水见效明显。 2009年7月见水后液量逐渐降低, 10月停喷转抽, 油水井联通较好, 2010年6月注入水快速突进, 液量进一步降低。见水后液量下降的现象仍普遍存在, 导致整个油藏开发效果较差。

2006 年底, 水井陆续转注, 2008 年6 月, 排液水井转注完毕。随着油藏开发, 油井有效渗透率和单井产液能力逐年下降, 表皮系数增大, 后期虽进行压裂、酸化解堵措施, 表皮系数降低, 但有效渗透率和产液能力未得到有效恢复。

摘要：本研究针对某老区三工河组 (J1s21) 油藏开发情况, 采用各类方法预测后期生产趋势, 最终得出研究区块合理技术可采储量, 并做核减原因分析。

关键词：老区,储量标定,技术可采储量,核减原因

参考文献

[1]王树华, 杨凤波, 孙继伟, 唐磊.应用水驱特征曲线法计算可采储量应注意的几个问题.石油勘探与开发.2001, 28 (5) :53~55.

油藏高含水后期篇4

搞好分层注水, 协调好注、堵、采的关系是实现“稳油控水”方针的关键。在高含水后期要全面控制含水上升速度, 必须把分层注水、油井分层堵水, 分层采油综合分析, 协调研究注、堵、采的相互关系, 使它的综合效应反映在实现稳油控水的各项指标上来。

(一) 特高含水油层测试技术

堵水首先找准特高含水层, 这几年对机采井的找水已形成直接测试、模拟测试和综合判断三种找水技术。对排量小于100m3/d的机械采油井, 采用常规机泵与偏心井口配套的环空直接测试找水;对日产液量在100~250m3的抽油机井, 应用6 种类型的长冲程抽油机, 与 φ70mm的整筒泵和偏心井121 配套, 基本上解决这类井的环空测试通道, 同时研制应用了排量250m3/d小直径找水仪, 实现环空直接测试找水;对于日产液大于200m3以上的电泵井, 采用地层测试器直接找水, 也可以采用车载机模拟测试找水。

(二) 机械堵水工艺技术

这几年发展形成的整体式、平衡式、卡瓦式、可钻式4 大类32 种机械堵水管柱。在实践中, 对机械堵水不动管柱无法调整堵水层位的问题, 近几年又研制了新型的不动管柱即可调整堵水层位的机械堵水管柱, 使机械堵水工艺向经济、实用、多功能方向发展。一是滑套式测试、堵水联作管柱, 在正常生产情况下, 在地面测得已被井下封隔器分开的单个层或几个层的产液和含水情况;二是机械采油井找水、堵水联作管柱, 可根据油井生产情况, 对井下各封堵层位的开关进行任意调整, 实现了下一次管柱把找水、堵水一次解决, 减少了管柱的作业次数。

(三) 化学剂堵水技术

单液法化学堵水工艺技术, 这是根据机械采油井生产压差大, 对特高含水层使用高强度化学堵剂堵水。针对过去化学堵水, 堵剂用量大, 两种堵剂交替挤入油层, 施工工艺复杂, 施工成本高, 冬季又不易施工。近年来开展了单液法化学堵水技术攻关:水玻璃单液法堵水技术和高聚物单液法化堵技术。

二、聚合物驱油技术

从我国油田的实际情况看, 平均注水采收率仅33.3%, 其余剩余储量按目前工艺技术, 很难开采, 对这部分剩余油, 除了在高含水期继续采取各种措施增加注水波及体积, 再多采出一些原油外, 其中大多数要依靠各种三次采油方法如聚合物驱、化学复合驱、气体混相驱、甚至微生物采油等方法才能进一步提高采收率。从理论讲, 水驱所不能采出的剩余油, 可以分成两大部分。一部分是常规注水所波及不到的地方, 可以靠注入聚合物溶液改善流度比的办法, 进一步扩大波及体积而提高采收率, 从我国的情况来看, 大体可提高采收率8%~10%;另一部分是微观孔隙内以不连续油膜或油滴状态残留在油层里的原油, 要采出这些残余油就要提高驱油效率, 只有用能够消除或大幅度降低油水界面张力的化学复合驱或混相驱才能真正地提高驱油效率, 以更大的幅度提高采收率。

(一) 聚合物油先导性试验和工业化试验

大庆油田自1972 年以来, 已先后开展了井距南井组萨Ⅱ7+8 层特高含水期注聚合物试验, 厚层试验区特高含水期 (中心井含水99%) 聚合物戏油试验、中区西部单层和双层聚合物驱油试验, 以及正在进行的北一区断西和喇嘛甸油田南块的工业性聚合物试验, 都取得了比较好的效果。在工业化应用前, 开展的试验区很多, 这里只简要介绍中区西部的试验。

(二) 聚合物驱配套技术研究

1) 聚合物驱油藏精细地质模型研究。为了搞好精细油藏描述, 在试验区专门钻了7 口取心井, 其中有5 口为密闭取心井;测井系列除用斯仑贝谢测两口井外, 确定选用油层和水淹层精细解释测井新系列为:微球高分辨率深浅三侧向的径向电阻率变化系列;高分辨率声波、补偿密度、无铀自然伽马的孔隙度、岩性、渗透率系列;微电极、自然电位、2.5m梯度的小层对比, 微相划分系列。同时为提高垂向上的分辨率, 对各油井曲线选用了不同的高分辨率处理方法:即正则反褶积法、匹配滤波非线性拟合和 α 处理法。

2) 聚合物性能研究。在选择聚合物时, 考虑油层条件和聚合物溶液的注入能力、阻力系数、驱油效率、调剖能力、聚合物的稳定性以及价格等, 确定用人工合成的部分水解聚丙烯酰胺聚合物。聚合物溶液注入油层后, 形成的阻力和残余阻力对聚合物驱油效果影响很大, 研究表明当地下阻力系数在1.2 时, 聚合物采收率增加值4.14%;吨聚合物增油63.11t, 而阻力系数为3.0 时, 采收率提高10.16%, 吨聚合物增油154.35t, 即阻力系数增加1.5 倍, 采收率亦增加1.5 倍。

3) 聚合物驱井网井距研究。与水驱相比, 聚合物驱对井网、井距的要求有很多不同, 聚合物溶液的粘度比水高几十倍, 合理的井网、井距, 必须考虑注入能力, 能满足一定的采液速度, 又不能超过油层的破裂压力, 同时还要注意与老井衔接及后期上返问题。

几年来, 在总结聚合物驱矿场试验的基础上, 进行综合研究及数值模拟理论计算, 结果认为聚合物驱以斜对行列和五点法井网最好, 至于注采井距的确定, 已经开展的试验区, 注采井距最大最小距离相差4 倍, 井网密度相差16 倍。井网密度越大, 虽可获高速度, 但钻井数就越多, 聚合物驱效益就会降低。

4) 聚合物溶液的配制、输送和注入工艺研究。注入溶液配剂用干粉配制聚合物溶液一:主要是分散均匀。在试验初期, 因怕产生鱼眼污染堵塞油层, 对分散装置和聚合物表观都提出严格要求。通过几年摸索, 试用了国外及自制的分散装置, 在分散时采用喷嘴型、水漫型、射流型等, 均可满足要求, 技术问题已经全部解决, 目前油田自己制造的简单设备或较复杂的分散、熟化装置, 已能适应不同规模配制的需要。

5) 其它。此外, 在聚合物驱的采油工艺, 分层测试技术以及动态分析和综合调整方面都有一套初步的办法, 为大规模聚合物驱提供了可靠的技术保证。

油藏高含水后期篇5

1现阶段海外河油田防砂控水存在的问题

(1) 防砂方面的问题。海外河油田储层成岩作用较差, 胶结强度低, 是导致油田出砂问题的根本性因素。自海外河油田发现出砂问题后, 立即采取了常规化的防砂措施, 但是通过应用效果来看, 都不是很理想。有的技术虽然防砂效果好, 但是前期技术、设备的投入资金较多, 加上油田本身的油藏量减少, 因此成本回收周期长;有的防砂技术虽然成本较低, 对于技术和设备的依赖程度也不强, 但是实际应用过程中很难从根本上防止出砂问题, 治标不治本。例如, 地层深部防砂就是海外河油田在防砂工作中所采用的一种防砂技术。该技术在初期试用时有效解决了海3块和还11块油井的出砂问题, 但是单井投入费用在3~3.5万元之间, 因此很难得到广泛的普及和推广。

(2) 控水方面的问题。油田出砂和突出问题常常是相伴相随的。海外河油田由于储层非均质性, 本身就容易诱发突水现象, 加上油田长期注水, 严重影响了采油质量和采油效率。以油田主力油层为例, 该部分油层的采出程度高, 水驱波及体积减小, 多轮次调堵井数增加, 应用效果变差。传统的控水方法大多采用多轮次调堵法, 虽然能够在一定程度上解决油井突水问题, 但是没有认清问题的根源所在, 也属于指标不治本, 因此不仅没能起到很好的控水效果, 反而加剧了油田储层的外部压力, 很容易引发更大的油田事故。

2海外河油田高含水期开采接替新技术

2.1防砂方面的新技术

(1) 防砂堵水一体化技术。该项技术是一种综合程度较高、应用效果良好的新型技术。它的主要工作流程也相对简单:首先将新型的防砂剂和堵水剂进行化学成分分析, 然后研制出一种化学合成品。其次, 利用该化学合成品将防砂剂和堵水剂有机结合在一起, 使混合剂同时具有防砂和堵水的功能。其中防砂剂中的有效成分主要以硅酸盐、偶联剂、凝结剂以及一些油溶性树脂等, 这些成分被挤入储层之后, 会在化学反应作用下形成一层坚硬的“屏障”, 起到防砂的效果;堵水剂的主要成分有水膨性颗粒、交联剂以及水溶性聚合物等, 它的作用机理与水泥混凝土类似, 在使用过程中逐渐固化, 起到堵水效果。

(2) 新型携砂液体系研制。经过长期研究, 2007年研制了适宜海外河油田不同油藏条件的新型携砂液体系:无机防膨剂携砂液体系和有机防膨剂携砂液体系。并且确定了预防储层冷伤害的条件:携砂液温度要高于油藏温度, 防止破坏油藏的渗流能力;防砂后合理生产压差应小于人工井肇抗压强度的1.6倍。实施l口试验井取得了较好效果, 防砂后连续生产606 d, 累计增油4 019 t, 有效解决了携砂液对储层冷伤害、有效期短的问题, 提高了技术的适用性。

2.2控水技术

多轮次调剖堵水技术研究。聚合物微球以白油作为分散介质配制水溶性高分子微凝胶。小球依靠乳液聚合技术合成, 小球的初始体积较小, 一般情况下能够达到纳米级, 但是在注入油层后, 小球体积随时间增长不断的水化膨胀, 一直膨大到最大体积后, 依靠架桥作用在地层孔喉处进行堵塞。大球依靠分散聚合制成, 具有核壳2层结构, 分别携带不同的电荷。其中外壳带负电荷, 在注入初期与地层的负电荷相排斥, 使微球进入地层深部;内核的水化速度快, 暴露的正电荷增多, 与地层所带的负电荷相吸引, 逐渐在地层内部所带的负电荷相吸引, 逐步堆积成团, 达到封堵目堆积。

3结语

现阶段, 海外河油田的开发已经进入高含水后期, 在面对突水和出砂问题时, 传统的防砂堵水方法应用效果不够理想。在此基础上, 海外河油田积极革新技术, 先后研发了防砂堵水一体化技术、聚合物微球调堵技术以及携砂液配方技术等一系列实用性强、成本相对较低的技术。

通过实际应用和分析表明, 上述几项技术与传统的防砂堵水技术相比, 具有更高的实用性和技术含量, 对于提高整个海外河油田的开采质量与开采效率有很大的帮助。

参考文献

[1]武海燕, 罗宪波, 张廷山.深部调剖剂研究新进展[J].特种油气藏, 2005, 12 (3) :l~3.

[2]唐纪云.注水开发稠油油藏氮气泡沫调驱技术[J].石油钻采工艺, 2009, 31 (5) :93~96.

高含水油藏转热采开发可行性分析篇6

1 水驱影响因素分析

稠油在多孔介质渗流时, 普通稠油表现为拟塑性流动, 其渗流速度与压力梯度在低温下呈凹形曲线关系, 随着温度升高接近线性;随着压力梯度的增加, 渗流速度加快。渗流速度曲线与压力梯度的交点不经过原点, 稠油渗流须克服一定的压力梯度, 这个压力梯度即为启动压力梯度。

从不同渗透率岩心测得的实验结果来看, 启动压力与粘度并不呈现线性关系, 随着粘度的升高, 启动压力加速上升。利用测得的启动压力计算江汉水驱稠油油藏的极限注采井距, 在不同生产压差下, 极限注采井距分布在在50m~150m的范围内。而目前实际注采井距一般为150m~300m, 因此造成驱油效果较差。

因此可以通过提高地层温度, 降低原油粘度的方法来提高流度, 从而增大极限注采井距。研究结果显示, 泄油半径对原油粘度非常敏感, 提高油层温度是有效的提高稠油采出程度的方法。

2 水驱转热采可行性分析

一般认为, 如果储层中含水率过高, 必然会造成热量的浪费。水驱稠油油藏经过多年开发后, 普遍进入高含水生产阶段, 产出液中含有大量的水。但并不能以此认为地层中含水饱和度也很高。通常水驱采用存水率来反应注入水的利用情况, 但是由于长期统计误差, 以及地下窜流等影响, 并不能准确反应水量的实际增加程度, 因此本文采用物质平衡法计算目前的平均含水饱和度。针对储层含水饱和度对蒸汽热量利用的影响开展了室内研究, 以此判断高含水油藏转注蒸汽开采的可行性。

2.1 高含水率与地层热损失分析

蒸汽注入地层后, 其所携带的热量一部分被储层吸收, 另一部分会因传递给储层上下层的泥岩而损失。由于储层砂岩与泥岩之间的物质交流可以忽略不计, 因此影响这部分热量损失大小的主要因素是岩石与流体的导热系数变化。

对现场取回的岩石与流体样品测试了其在不同温度下的导热系数。从测试结果看, 砂岩和泥岩的导热系数相近, 随着温度升高, 导热系数均略有下降, 对热量的保存有利。水的导热系数随温度升高先有上升, 当温度超过150℃后开始下降, 原油的导热系数最小, 随温度升高缓慢下降, 总体来看流体的导热系数变化不大。

蒸汽在加热地层的过程中, 热量主要依靠流体在岩石内部的渗流进行传递。尽管水的导热系数远大于原油, 但是由于泥岩的孔隙极小, 水驱前后的含水率基本没有变化, 因此其导热能力也基本没有变化, 对蒸汽热量损失的影响极小。

2.2 高含水率对油层升温幅度的影响

储层吸收热量后, 岩石、水与原油具有相同的升温幅度。为了研究这部分热量在不同含水率下的加热效率, 首先对岩石与流体的比热容分别进行了测试。从测试结果来看, 在不同温度下水的比热容最大, 大约是原油的2倍, 砂岩与泥岩的比热容变化趋势是一致的, 均随温度升高而增大。泥岩由于密度大, 其吸热能力略高于砂岩。

由于水的比热容大于原油, 因此水量增加必然会影响蒸汽热量的加热效率。为了弄清其影响程度, 根据岩心模型以及各组分比热容的测试结果展开计算, 计算每上升1℃各组分吸收热量的比例。按平均孔隙度35%, 平均含油饱和度65%, 净总比0.9来划分初始状态下油层中各组分的体积比例, 砂岩占59%, 泥岩占6%, 原油占23%, 水占12%。然后改变含油饱和度, 计算不同含水率下各组分吸收热量的比例。

从结果来看, 在含油饱和度65%的原始状态下, 岩心温度每上升1℃, 岩石组分吸收的热量占65.16%, 原油占17.66%, 水占18.18%;随着含油饱和度的降低, 水的吸热比例快速上升, 岩石与原油组分的吸热比例逐渐降低, 但降幅不同, 当含油饱和度降至40%时, 岩石吸热比例降至60.41%, 仅降低了3.75个百分点, 原油则降低了7.43个百分点, 这主要是因为岩石组分体积未发生改变, 原油组分的体积减小。但总体来看, 由于岩石组分体积最大, 其吸热比例始终大于60%。

按照不同含油饱和度下的吸热比例, 计算了岩心吸热后的升温幅度。从结果来看, 随着含油饱和度的降低, 岩心升温幅度虽然逐渐减小, 但是减小的幅度并不大。以目前平均含油饱和度55%来看, 温度升幅只减少了3个百分点。因此认为在注入蒸汽条件相同的情况下, 高含水率对蒸汽热量利用的影响相对来说并不大, 水驱后的油藏开展热采是可行的。

3 水驱转热采时机分析

室内实验发现, 不同含水率下转为蒸汽驱, 最终的驱油效率基本相同。但是转驱时的含水率越高, 蒸汽驱油效率越差。综合含水为70%时转蒸汽驱, 此时的采出程度为11.31%, 岩心中含油饱和度高, 随着蒸汽注入, 产油量很快上升, 当注入0.5PV蒸汽时, 采出程度既已接近最大值;而综合含水95%时应用技术Applied Technology转蒸汽驱, 此时的水驱采出程度已经达到29.5%, 注入蒸汽初期产油量小, 直至注入0.25PV蒸汽后, 产油量才有明显增加, 注入0.75PV蒸汽后, 采出程度才接近最大值。

分析认为, 由于含水率对升温幅度的影响较小, 因此吸热不是主要影响因素, 主要原因是高含水所导致的汽窜影响, 转驱前含水率越高, 岩心内部水窜通道越多, 出口越容易产出蒸汽与热水。蒸汽注入油层后如果发生汽窜, 蒸汽或热水容易沿着大孔道被直接从采油井采出, 造成热量的浪费, 油汽比大幅降低, 因此越早开展热采, 效果越好。但在实际生产中, 往往都是在高含水条件下才进行转热采开发, 因此必须采取诸如泡沫驱等技术措施封堵高渗水窜、汽窜通道。

4 结论

水驱稠油油藏转热采可以大幅度提高采收率, 是低效水驱稠油油藏的主要接替开发方式。含水率对蒸汽热量利用的影响较小, 水驱稠油油藏转热采时间越早, 转热采效果越好。

参考文献

[1]杨斌, 沈静, 霍刚, 等.稠油油藏水驱转热采工艺可行性分析[J].油气地质与采收率, 2007 (4) .

[2]高明, 王京通, 宋考平, 等.稠油油藏蒸汽吞吐后蒸汽驱提高采收率实验[J].油气地质与采收率, 2009 (4) .

油藏高含水后期篇7

随着油田进入高含水后期开发阶段, 出现了控水难度越来越大, 高含水井数量逐年增加、措施效果逐渐变差等问题。进行调整控制含水上升的余地越来越小, 从近几年不同含水级别井数变化来看, 高含水井数逐年上升, 措施井对含水的贡献值也逐渐变小且措施有效期逐渐变短。

2油井措施挖潜原则

面对上述问题, 为了更好地提高油井挖潜效果, 优化注水、产液结构, 减少注入水的低效循环, 控制含水上升和产量递减, 将油井按含水、沉没度进行分级, 同时根据油井近几年的含水变化情况对不同含水级别的井, 采用不同的原则进行油、水井“提、控”, 以保证油井挖潜效果, 达到控制含水上升、减缓产量递减的目的。

3具体办法

将井组含水按含水级别分为

3.1低效区 (96%<含水≤99%)

低效区油井含水非常高。如果油层发育较好, 要细分高渗透、大孔道厚油层。对于产量大于70t、沉没度大于400m的油井应采取堵水措施, 封堵油层内底部高渗透段, 挖掘层内顶部剩余油, 同时连通注水井要加大调剖力度。

3.2控水区 (92%<含水≤96%)

控水区油井高含水层较多, 因此一方面对于油井产液量高、沉没度大于400m的应采取堵水措施, 封堵高含水层。另一方面要控制高含水层连通注水井的注水, 总体水量下调, 注水井也可以实施深、浅调剖相结合的办法封堵高含水层。

3.3稳液区 (90%<含水≤92%)

稳液区的油井一般含水较高, 在保证连通注水井注水量稳定的前提下, 要加大低含水层、动用较差油层的注水, 同时控制高含水层的注水。对于沉没度大于500m、泵效大于60% 的油井也可适当放大生产压差换大一级泵生产或上调参数, 但如果措施后含水上升较快要调回原参数生产。

3.4提液区 (86%<含水≤90%)

提液区的油井一般含水较低, 油层中动用差或未动用的层较多。认真分析、把握时机及时采取上提液措施。对于沉没度较高参数有余地的要上调参数, 参数已无上调余地的沉没度大于500m、泵效大于50% 的井要换大泵生产。对于200m <沉没度≤500m的油井, 连通注水井要增强注水, 做好提液潜力工作。

3.5挖潜区 (含水≤86%)

挖潜区的油井是今后油井措施提液的重点区域, 油层中由于注采关系不完善、油层物性较差、射开厚度小等因素存在剩余油, 因此要加大挖潜力度。对于射开厚度小、产液量较低的油井可采取补、压结合或补、换相结合的办法, 提高油井产能。