高采收率（共3篇）
高采收率 篇1
随着油田开发的发展, 高含水和超高含水期储层逐渐增加, 如何充分利用储层, 不断改善储层开发效果是储层在高含水期面临的主要问题。
1 高含水期剩余油分布
通过控制储层平面非均质性对剩余油分布的几何形状, 即砂体, 砂体连续性, 异质性, 结构和流动单元和其他因素的控制;另一方面也通过挖掘井网分布过程的影响。
1.1 断层附近
在开发初期, 地质条件限制和钻井技术都收到限制, 因此井的距离约100米井位置的总体设计, 同时也为层状油藏屋盖结构的复杂断块油藏, 主断层, 一般在40~50度小断块倾角方位, 所以施工现场方位设计不完善, 高位置很难在注采系统或采油生产层不对应的角度形成断层, 水驱动用程度低, 剩余油富集, 是最大的剩余油潜力区。
1.2 II、III类油层
由于都是大陆相沉积油田, 油层层系多, 层之间的差异比较大。在开发初期和中期, 要对油层进行划分, 从而水驱的动用程度不一样, 比较低下, 剩余油比较丰富, 在一些小薄层中剩余油也比较富集。
1.3 注采井网不完善区
是因为注采井网不够完善造成的, 一是改变断错结构, 断块内的小分割减少井网不完善和采油生产操作不当造成的问题;二是发展时期, 由于技术和经济原因, 井况套管恶化, 未能及时维修和更新。
1.4 局部微构造高点区
在沉积相地层中, 因为砂体的压实的作用, 在沉积环境和构造方面的因素共同影响, 容易对圈闭的油水的局部分布情况形成小的构造, 在一些鼻状构造和小突起中都是剩余油分布比较富集的地区。
1.5 井间滞留区
主要存在两种形态, 一是第一线见效的油井和第二线油井之间的效率低, 水驱动用程度, 残余油饱和度高;二是相同的之间注入井控制油井间的非主流区的波及区域, 非主流线区域, 注入水难以蔓延到该地区。
2 高含水油田面临的主要问题
2.1 高含水油田复杂的地质条件。
我国油田地质情况复杂, 表现多样性:
(1) 油层砂体都是在平面分布的, 连通性比较差, 砂体颗粒分选性差, 孔隙结构不一, 物性不一变化大, 油层的非均质性强;对于沉积相的砂体, 压实作用造成了综合成藏条件差, 由于受到沉积环境和构造的影响, 比较易形成小的砂体构造, 在油水分布上容易形成小砂体和小鼻状凸起。
(2) 沉积的多个周期, 油在纵向层次多, 有的多达几层或100层以上, 层间差异大;差异很大的内部渗透油, 特别是河道砂体渗透率呈正韵律分布特性的上部, 下部高, 再加上的重力, 注入水从下窜向上流动。
(3) 断裂发育, 尤其是在渤海湾地区, 在中国东部, 断块小, 差异大;为层状油藏的屋顶结构复杂断块油藏, 主断裂和断块小角度的故障一般在40~50度, 所以构造高部位断层附近在难以形成注采生产系统或储层生产层不对应的角度故障, 水驱动用程度低, 剩余油富集, 渐渐成为其剩余油潜力很大的区域。
2.2 剩余油零星分布状态, 老区调整困难
大部分油田的主力油田稠油油藏, 如近50年的发展有效厚度大于剩余地质储量75%米控制, 一层水, 但是水不均匀, 纵向有效厚度30%不冲刷段, 10%~15%洗截面有效厚度弱, 40%洗涤段的有效厚度, 层内剩余油主要分布在顶部, 厚层在高含水期层矛盾多层油藏已成为目前开发过程中的主要的矛盾。
2.3 以往的注采配套工艺, 不能适应油田开发的需求
在油藏分布上有重大变化, 综合含水达到90%以上, 低渗带剩余油分布连片, 形成了整体过度分散, 局部相对富集的模式, 我们针对这种油藏情况, 要形成有效的对策, 在开采过程中, 我们要不断调整井网分布, 由于长期加密井网开采方式的影响, 对注采系统, 化学剖面的调整都造成很多麻烦, 在以后工作中, 我们要采取新的工艺措施, 比如:射孔、酸化、解堵、堵水、大泵提液、等增产措施, 来解决单井产量降低, 起到提液增又的目的。
3 高含水油田提高采收率的方法
3.1 利用侧钻水平井提高高含水储层采收率
开钻侧钻水平井挖潜具有以下四方面的优势:
(1) 与正常侧定向钻井, 钻井套管开窗侧钻水平相比, 开窗侧钻水平井单井控制面积大, 可采储量大, 产量高, 投资回报率高。
(2) 与垂直和水平相比, 开窗侧钻水平井, 侧钻水平井的经济可采储量低, 剩余油储量, 在剩余可采储量潜在的一个水库的穷人和分布的垂直叠加有很强的适应能力, 有利于全面控制, 剩余油的使用, 提高采收率。
3.2 侧钻水平井部署目标区域是很重要的
侧钻水平井是不同于传统的垂直水平井和传统侧钻井, 钻井储层使得它更大的回旋余地;而前者甚至出现偏差的设计是非常小的, 可能造成地质报废。因此, 以准确的数据是侧钻水平井是成功实施的必要条件。
在中高渗透油藏水平井钻井的水平井是适合单储层剩余油潜力, 可在高含水油藏剩余油平面潜力的地方使用, 也可以在上部挖潜正韵律厚油层水驱剩余油, 弱, 更常见的侧钻井和常规发展威尔斯有更好的作用势。同时, 该技术具有投资少, 风险低的特点, 经济效益高, 具有很高的应用价值。
3.3 储层精细描述技术
在油田开发中后期, 由地震数据使得早期的构造图已不能满足油田开发的需要。随着油田开发的发展, 目标层 (如储集砂体顶部, 顶部) 结构的地图, 这就对地震资料的解释提出了更高的要求。为了获得更好的和更精确的结果, 地震数据处理的高分辨率的第一, 主要采用剩余小波迭代反褶积和频谱展宽技术, 通过治理, 使地震资料的分辨率有了明显的提高, 说明奠定良好基础的精细结构。在高分辨率地震数据, 网格分析方法和井震对比数据的高分辨率地震资料解释, 为了获得储层层次构造图。
在油田开发中后期, 控制剩余油的分布往往是沉积微相特征及其分布规律。在这一点上, 沉积微相研究应以小层为单元, 特别是陆相储层变化频繁, 经常需要更进一步的细分沉积微相, 这是因为在同一微岩相岩性变化大, 但也有较大的差异, 对油气富集的影响程度。利用细分微相预测富集区是关键。
3.4 发展三次采油为主的提高采收率新技术
对于石油富集丰富的油藏, 潜力很大, 对于这些油藏我们可以采取三次采油的方式, 可以提高采收率8个百分点以上, 其中聚合物驱是一种潜力巨大的方法。也可以采取微生物采油的方法, 微生物采油包括吞吐、驱、调剖堵水、清蜡等方法, 在工艺应用中都可以起到提高采收率的效果。也可以用生物活性剂和生物聚合物相结合的办法注入井内, 起到驱和堵水的功能, 总之对于提高采收率的三种新工艺, 在石油开采中潜力巨大, 但是在应用过程中, 要选择合适井况, 分析具体地层特性, 不然会应为不适应带来投资风险和开采风险。
摘要：针对高含水油田开发中面临的问题, 结合高含水油田的特点及实践经验, 认识剩余油和三次采油等新技术不断改善开发效果, 提高高含水油田开发效益。
关键词：高含水油田,剩余油,采收率
参考文献
[1]吕国祥, 张津, 刘大伟.高含水油田提高水驱采收率技术的研究进展[J].钻采工艺, 2010, 33 (2)
[2]白喜俊, 王延斌, 常毓文.高含水油田面临的形势及对策[J].资源产业经济, 2009, 11
高采收率 篇2
文209块经过二十多年的高速高效开发, 采出程度已达33.89%。但随着开发时间加长, 主力层水淹严重, 剩余油分布复杂零散, 构造边部及内部小断层认识程度仍然较低, 开发难度越来越大。为了进一步搞清剩余油分布, 改善油藏开发效果, 提高复杂断块油藏高含水期采收率, 因此开展提高采收率技术研究。
一、构造精细研究及其特征
1、构造精细研究
以精细地层对比为基础, 针对开发中暴露出的矛盾, 从分析区域地质特征入手, 综合应用地质、地震、测井、开发动态等资料, 建立精细的构造模型, 为下一步油藏调整挖潜提供重要依据。
2、构造特征及其新认识
文209块区域构造位于东濮凹陷中央隆起带文留构造的西部, 是由文东2号、文西2号、文227等区域性大断层所夹持形成的复杂地垒断块。另外, 在沙三中9砂组发育一组近南北走向, 倾向东偏南, 断距约5-20m的小断层, 上下延伸不大, 将文209块沙三中9砂组构造复杂化。
1) 文209块沙三中构造在断块北部主要存在两组断层, 一组为受文227断层影响的近南北向展布、东掉的小断层, 另一组为受文西2号影响的走向北东, 倾向西北的小断层。
2) 文209块与文48块同属文227与文西2号夹持的地垒, 该块北部地层向文48块方向倾角逐渐变小, 倾向基本保持不变;文48块为内部受几条断层切割的复杂垒块, 但油气受文227断层遮挡的规律应当同文209块相同。因此, 文48块紧靠文227断层的位置将是油气较富集部位。
3) 文209块沙二下油藏为受文东Ⅱ号和文西Ⅰ号断层控制的复杂垒块, 构造复杂, 地层破碎, 油气富集同时受内部断层控制, 不同断块内油气分布不均, 文209-3块构造相对简单, 油气相对富集。
二、沉积相研究
(一) 沉积微相划分及砂体展布特征
1、沉积微相划分
根据湖泊沉积环境下的低位三角洲沉积特征, 文209块沙三中沉积微相主要分为水下分流河道微相、河口坝微相、支流间湾微相和远砂坝微相四种沉积微相类型。
2、砂体展布特征
(1) 砂体发育主要以水下分流河道、河口坝为主, 其中10、9砂组砂体发育程度好于8、
7、6、5砂组, 纵向上表现为由下到上砂体发育逐渐变差的特点。
(2) 平面上, 物源方向多为南东部方向, 其次是西南方向, 砂体发育主要为南北向展布, 向西变差。
(3) 砂体发育差异大, 相变快。
三、剩余油分布规律研究
1、宏观剩余油定性研究
根据注水井吸水剖面资料分析, 注入水越来越集中于少数的小层中, 注水井吸水剖面越来越不均匀。不同吸水强度小层层数和厚度百分比的变化趋势表明, 文209块吸水小层的吸水强度越来越大。
从动态综合分析上看, 沙三中7砂组的73、74小层水驱动用状况较好, 而71、72小层采出程度只有15.39%和21.97%。
沙三中8砂组3个小层全部动用较好, 采出程度均在36%以上。
沙三中9层系各小层动用状况不一。沙三中95、96、97动用较好, 采出程度达到了50%以上;沙三中91小层动用较差, 采出程度只有28.89%;其余3个小层采出程度在31%-34%之间。
2、数值模拟定量研究剩余油分布 (1) 水淹区内分布的剩余油
含油饱和度小于0.46的水淹区主要分布在主力油层内。这些油层一般物性较好, 注采井网相对完善, 水驱控制、动用程度高, 采出程度一般在25%以上, 但由于这些主力层储量基数大, 在目前采出程度很高的情况下, 水淹区剩余地质储量仍累计达到151.3×104t, 占文209块剩余地质储量的70.7%。
(2) 水淹程度弱或未水淹区剩余油
含油饱和度大于0.46的中、弱水淹区或含油饱和度大于0.65的未水淹区主要分布在二、三类或动用程度较低的一类油层内, 其剩余地质储量累计达62.6×104t, 占文209块剩余地质储量的29.3%, 按剩余油形成原因, 又可将其分为四种类型:
(1) 构造高部位或断层遮挡形成的剩余油。
(2) 注采不完善形成的剩余油剩余。
(3) 层间干扰形成的剩余油。
(4) 井间滞留引起的剩余油。
3、剩余可动油储量丰度研究剩余油
剩余可动油储量丰度图, 准确定量地反映剩余油潜力的富集分布, 克服了剩余油饱和度等值图只能描述油层水淹状况, 剩余地质储量丰度等值图不能定量描述剩余油潜力的片面性。
四、现场应用效果
在以上综合地质研究基础上, 在构造有利部位或剩余油集中分布井区, 开展油藏调整挖潜工作, 取得了良好效果, 达到了预期目的。
1、应用构造研究成果, 实施注采完善, 水驱控制和动用程度提高
增加水驱控制储量52.5×104t, 水驱控制储量达到333.6×104t, 增加水驱动用储量37.5×104t, 达到273.5×104t;水驱控制程度由70.28%提高到83.4%, 水驱动用程度由59.0%提高到68.38%。
2、应用沉积相及剩余油研究成果, 实施平面及层间挖潜, 年产油量上升, 采油速度提高
通过对构造主块特高含水井实施封堵、补孔电泵转抽;对新见效井实施有效提液等措施改善产液结构。使区块年产油量连续六年保持在4.0×104t以上, 实现了老区高速开发;同时区块两个递减大幅度减缓
五、结论
1、对于复杂断块的构造再认识, 必须从
地层精细对比入手, 分砂层组的划分和断点位置与断距的精确标定, 是构造精细研究的基础和前提;
2、对于复杂断块油藏的调整与注采完善
必须立足本断块的地质特点和开发现状, 充分应用现有的各种动、静态资料, 加强构造和微构造研究;
3、复杂断块油藏的潜力主要存在于构造
认识程度低和注采不完善的部位, 也是调整与挖潜的有利部位, 必须加强其构造精细研究和油水分布规律认识;
4、对于复杂断块油藏的调整挖潜, 必须
运用多种配套技术措施, 才能提高油藏水驱控制和水驱动用程度, 油藏潜力才能得到充分发挥, 区块开发效果才能得到改善。
参考文献
参考文献
[1]王平:《复杂断块油田详探与开发》.北京:石油工业出版社, 1994[1]王平:《复杂断块油田详探与开发》.北京:石油工业出版社, 1994
[2]何汉坤:文中油田调整井部署的主要做法.特种油气藏, 1998.增刊VOL.5[2]何汉坤:文中油田调整井部署的主要做法.特种油气藏, 1998.增刊VOL.5
高采收率 篇3
石油属于现代极为重要的能源之一, 直接关系到各个行业的生产活动的正常进行及人们的正常生活, 是保障社会运行的基本条件之一, 因此石油产业得到了快速的发展。许多油田经过了长时间的开发, 逐渐步入了高含水开发阶段, 将剩余的石油开采出来成为了该类油田的主要工作。油田长期的注水开发, 油井的老化、故障, 且高强度的挖潜使得油藏剩余的石油十分分散, 许多油井的采油率逐渐下降, 甚至报废和停产的情况, 高含水井的数量越来越多。对该类油井进行开发时, 一般是采用大泵、堵水等方法进行挖潜, 开采效果显著, 但是随着时间的推移, 该方法的适应性及经济性在不断下降, 许多油藏均分布于物性不佳的储层内, 传统的方法已经无法达到理想的采收效果, 而侧钻水平井技术则是现代较为新型的开采方式, 能够有效的提高高含水井的采收率, 对其进行深入的研究是十分有必要的。
一、开窗侧钻水平井挖潜的原理
在油田开发达到一定程度后, 会出现若干报废的老油井, 利用该类油井, 在其油层套管壁中确认核实的位置进行开窗, 使用水泥浆将该位置一下的井段进行封堵。开窗完毕后, 使用造斜设备进行造斜, 新钻井眼的轨迹与老井保持一定的距离后, 再采用常规的方法进行钻进。钻进一定深度, 且与挖潜目标层距离在150-300m之间, 即可以开始进行大井斜角造斜阶段, 再进行水平段钻进。深入到挖潜目标层后, 需要调整钻井的稳定性, 使得钻进轨迹一直保持在目标城内, 达到钻进的目标。
二、侧钻水平井的部署设置
1. 收集各项资料
全面、准确的收集各项资料, 包括静态资料、动态资料, 充分掌握油藏的情况, 才能更加准确的进行开窗侧钻水平井目标区的优选、油井的布置等工作。由于开窗侧钻水平井的性质与普通直井、常规开窗侧钻井均有较大的区别, 普通的直井及常规开窗侧钻井侧钻进时遇到的储层较多, 使得能够进行相应的调节, 而开窗侧钻水平井出现一点设计上的微小偏差, 均会使得油井报废, 因此需要全面收集相关的资料, 并保障资料的真实性、准确性, 其也是开窗侧钻水平井顺利进行并实现提高采收率的基本条件之一[1]。
2. 选井基本原则
侧钻水平井的设置区域需要达到一定的条件, 才能实现其基本功能, 如油层分布较为稳定、油层有效厚度超过20m等。该区域的井网有一定的缺陷且采收率较低。另外还需要纵向上选层不会对下一步转换开发方式形成限制等[2]。
3. 剩余油量分布情况分析
结合地质特征及开发特点, 再根据水淹规律进行分析, 灵活运用现代的各种研究方式, 包括动、静结合分析法、物质平衡法、数值模拟法, 将定性与定量有机结合起来, 对宏观、微观、整体、局部等进行研究, 掌握油藏开发流体动力的地质作用对于开发过程的各个要素产生的动态控制作用, 如储层孔隙的形状、分布状态、变化规律等, 构件相应的油藏动态地质模型及数学模型, 包括区块储层宏观模型、微观模型、渗流模型等, 准确的把握石油的分布情况[3]。
4. 侧钻水平井参数选择
为了保障侧钻水平井开采获得良好的效果, 实现较高的经济效益, 达到有效提高采收率的目标, 需要合理设置参数, 包括油层的位置、开窗位置、造斜段角度、水平段深度等, 侧钻水平井的主要参数, 包括距油层底部位置、开窗深度、水平段长度等[4]。
三、实际应用及效果
某油田的开发时间较早, 许多油井的含水量不断升高, 逐渐进入了开发的中后期, 传统的划分开发单元的方式, 已经无法达到良好的采油效果, 且经济效益不断下降。在该油田技术人员的不断研究下, 吸收传统技术的优势, 研究出了新型的剩余油挖潜方法, 即利用报废老井, 实施开窗侧钻水平井挖潜剩余油的技术。在侧钻水平井的参数方面, 全面的研究了各项数据后, 确定水平井段长度保持在200m左右时, 采油效果最好, 且经济性最高, 水平段的钻井轨迹设置为与油层构造线平行。该油田油井数量为475口, 开口井为413口, 日产油量1012.3t为综合含水率为96.9%, 采出率为32.5%。后经油田技术人员研究, 实施了侧钻水平井的采油方式, 侧钻水平井6口井, 其中4口油井, 2口水井, 各个油井日产油能力平均为11.4t/d, 4口水井恢复注水能力270m3/d, 效果十分显著, 值得推广应用。
总结
社会各界对于能源的消耗量不断提升, 能源问题成为了人们广泛关注的话题。因此石油产业得到了快速的发展, 许多油田的发展经历了较长的时间, 总注水量极大, 油井老化、损坏, 含水量高, 甚至出现了报废井, 油田的各项条件的变化, 使得油藏被封闭于不同的区块中, 使得采油效果受到了极大的影响。现代科学技术的发展, 侧钻水平井技术的逐渐成熟, 使得其逐渐成为提高高含水油井采收率的常用技术。本文仅从一般的角度分析了侧钻水平井技术的基本情况, 在实践的采油过程中, 还需要油田的开发人员结合油田及油井的实际情况, 不断完善技术, 提高技术水平, 有效的提高油井的采收率, 充分开发石油资源, 带来良好的经济效益及社会效益。
参考文献
[1]羊玉平, 张利锋, 段畅, 范晓娜, 董宏, 陈燕辉.北布扎奇油田含水上升原因分析及改善措施[J].石油天然气学报.2009 (03) :291-293.
[2]张宇.侧钻水平井技术在辽河稠油挖潜中的应用[J].科技创新导报.2010 (05) :54.
[3]贺海洲, 张耀民, 王卫忠, 费二战, 刘春林.老井侧钻技术在油田开发后期挖潜剩余油的研究[J].石油化工应用.2009 (09) :103.