注采优化

注采优化（精选7篇）

注采优化 篇1

1 地质概况

1.1 构造

杜84块兴Ⅰ组油层构造形态为整体北东向延伸、由北西向南东倾斜的单倾构造, 倾角2-3度。储集层为中-厚层状、冲击扇型三角洲沉积, 储层岩性为砂砾岩。

杜84块西部兴Ⅰ组油藏埋深-650~710m, 平均单井油层厚度20.4m, 平面上油层发育稳定, 厚度一般20-30m, 最厚区域大于30m, 基本不发育隔夹层。

1.2 油层发育情况

兴Ⅰ组油层在区块中、西部发育, 东部不发育为水层, 探明含油面积2.5Km2, 地质储量650×104t, 平均油层厚度20m, 油层平均孔隙度30.3%, 渗透率2277×103μm2, 含油饱和度69.5%, 50℃原油粘度14.6-16.8×104m P a.s。杜84块兴Ⅰ组为发育稳定, 高孔、高渗、高丰度的边水超稠油油藏。

2 阶段开发矛盾

2.1 历史开发概况

杜84块兴隆台油层自1997年投入开发, 2003年开发部署调整采用三套开发层系, 其中兴Ⅰ组采取水平井整体开发, 后期实施双水平井SAGD;

从2004年开始, 在杜84块部署兴Ⅰ水平井, 截止到目前部署水平井平均吞吐5.2轮, 油汽比0.41, 采出程度20.5%。

2.2 开发矛盾

2.2.1 高轮吞吐后, 生产效果变差

兴Ⅰ组水平井自投产以来周期产油量稳步上升, 进入高轮后吞吐, 油汽比降低, 生产时间延长, 周期排水期延长, 地层亏空大, 递减较早。

2.2.2 组合式注汽规模缩小, 井间汽窜严重, 油汽比下降

兴Ⅰ组水平井同注规模缩小, 井次减少, 注汽频繁, 井间汽窜严重, 注汽能量外溢, 汽窜比例达到51%, 造成周期递减较早、日产水平下降较快, 周期效果变差, 油汽比降低。

2.2.3 受周边井汽窜影响, 水平段动用不均

兴Ⅰ组水平井水平段动用严重不均, 动用程度只能达到60-70%, 周期产油效果较差。

杜84块兴Ⅰ组水平井通过2008年与2009年注汽井组对比, 可以看出缩小井组注汽规模, 井组注汽次数增加, 井间汽窜严重, 同时加大了防窜工作难度。认为注汽规模的划分是影响生产效果的一个重要因素。

2.3 原因分析

杜84块兴Ⅰ组水平井通过2008年与2009年注汽井组对比, 可以看出缩小井组注汽规模, 井组注汽次数增加, 井间汽窜严重, 同时加大了防窜工作难度。地下存水多制约了注入热蒸汽的热利用率, 阻碍了热蒸汽与冷油的热交换, 减小了蒸汽的波及体积, 直接影响了周期生产效果。分析认为注汽规模的划分是影响生产效果的一个重要因素。

3 解决对策的研究

3.1 实施组合式注汽, 提高水平井生产效果

兴Ⅰ组水平井历史井间汽窜严重, 周期效果变差。针对此情况打破区域界限, 加强沟通协作, 合理组织注汽运行, 实施规模式组合注汽, 最大限度减少水平井间汽窜发生。主要做法:有汽窜关系的水平井实施同注, 减少井间干扰, 一线井及时防窜关井;同注井实施三元复合吞吐等措施, 补充地层能量。

针对兴Ⅰ组10口有汽窜史的水平井进行整体同注, 优化注采参数, 减少了井间汽窜的发生, 产油量增加了1000t。

3.2 改善水平段动用程度提高水平井生产效果

3.2.1 利用双管注汽、分段注汽措施改善水平段动用程度

2008年实施双管注汽后水平井水平段动用程度由65.2%提高到87.2%, 较措施前提高了22%, 生产效果得到改善。

3.2.2 辅助C O2工艺措施改善水平段动用程度

兴Ⅰ组A水平井2、3轮连续实施三元复合吞吐措施, 水平段动用程度得到提高, 相对实施前, 动用程度分别提高到40%、100%, 效果得到改善。

3.2.3 根据井温剖面调整注汽管柱下深改善水平段动用程度

每轮转注时进行水平段井温测试, 根据实测的井温结果及时调整注汽点位置, 改善水平段动用程度。

3.3 三元复合吞吐措施提高水平井生产效果

兴Ⅰ组水平井2009年与2008年措施对比, 措施井次相当, 但2009年实施措施后, 整体增油量下降4394t, 平均单井增油量下降593t。

经过分析统计, 实施三元复合吞吐措施共40井次, 可对比的38井次, 单井平均增油700t。实施三元措施后, 注汽压力下降0.11M p a, 排水期缩短2.8天, 生产时间延长48天, 采注比增加0.19, 各项指标均有改善, 根据目前水平井地下亏空逐步加大, 地层压力逐渐降低, 生产效果不断变差的实际情况, 应该继续实施该项措施。

4 阶段效果对比

兴Ⅰ组水平井6轮水平井生产后期受汽窜影响, 日产液、日产油偏高, 如按汽窜前生产120天对比, 本次整体注汽增油4200t。

如果通过指数递减计算, 按照水平井6轮未受到汽窜影响预测其中后期产量, 并且考虑整体注汽B井汽窜C井产量, 本次整体注汽对比上轮阶段增油量达到9000t。有效的缓解了汽窜影响, 提升油井效益。

5 结论与建议

5.1 结论

(1) 兴Ⅰ组水平井在开发过程中表现出了周期递减较早、日产水平下降的突出矛盾, 分析原因主要为井间汽窜干扰、水平段动用不均、地层亏空大、措施效果变差是影响兴Ⅰ组水平井生产效果变差的主要原因。

(2) 实施规模式组合注汽, 优化注汽参数, 可以有效的减少井间干扰, 延长单井的周期生产时间, 改善水平井的生产效果。

(3) 加大措施力度, 以三元复合吞吐措施为主, 辅助双管注汽、分段注汽及调剖措施, 提高水平段动用程度, 改善水平井生产效果。

5.2 下步建议

(1) 优化生产参数, 提高热利用率, 减少地下热损失, 增加地下热交换, 提高产油能力。

(2) 实施组合注汽, 统一吞吐生产, 汽窜现象得到明显缓解, 提高了注汽利用率。下一步继续加强兴Ⅰ组水平井影响因素的分析, 开展相关技术界限研究, 进一步改善水平井生产效果。

参考文献

[1]高成.水平井在杜84断块超稠油开发中的优势研究[J].特种油气藏, 2002, 9 (6) :19-23

[2]王秀清, 张宝龙.组合式蒸汽吞吐数值模拟优化研究[J].特种油气藏, 2004, 11 (3) :3035

注采优化 篇2

针对欢北杜家台油层开发时间长,转注水开发后,油井开井率低,注水见效不明显的的现状。在欢北杜家台油藏四级断块齐2-8-10块根据剩余油分布特征及油层连通情况,优选剩余油富集、连通情况好的油层建立先导试验井组,开展先导试验设计。前期研究表明,在齐2-8-011井附近,剩余油富集且连通性较好,因此,选择该部位进行先导试验。

2 注气层位优选

在齐2-8-011井组开展油层连通性研究,研究结果表明,在该井组的5个小层中连通性较好,从各油层的连通情况看,连通程度较高,达到90%。因此,注入层位选择1-5层。特别指出的是,由于第5小层东部靠近边水,因此,生产井射孔要有效进行避水设计,生产层位为1-4小层。

3 注采井网井距优化

根据目前区块实际情况,采用大规模新井已经不现实,因此,尽量利用老井,个别补充新井进行有效开发。项目分析了试验区块的地质及生产特征,确定了采用三种方式对杜家台进行注CO2开发。

方案1:利用反9点井网进行CO2驱,注气井为齐2-8-011。优选日注入气量,得到最优注入CO2。方案预测年限为10年。

方案2:利用反5点井网进行CO2驱,为注气量为5×104m3/d时的情况下,进行水气交替注入,模拟不同注入气水比时的采出情况。

方案3:对比反5点井网与反9点井网下注气5×104m3/d和注入气水比为1:3时的生产情况。

预测结果表明,两种注气方式下,反9点井网的累计采出油量均高于反5点井网,阶段采出程度高,所以选择反九点井网。

4 注气速度优化

动态分析预测杜家台目前压力18.67MPa,在下面注气量计算中油层地层压力均以19 MPa为起点算起。

由上式计算在不同地层压力下1MPa压差的注气量。随地层压力的升高单位压差注气量增大,但变化幅度不大。

在油藏注采平衡的条件下油藏所需要的注气量与采油速度、地质储量、地层压力、原油体积系数、注入气的压缩系数等因素有关。

注气量计算过程如下:

(1)计算天然气膨胀系数

天然气注入到地下体积被压缩,注入量计算中需要知道多少地面标态条件下的天然气注入到地下是1m3,即天然气的膨胀系数。

(2)计算100×104m3原油储量在1%采油速度时的注气量。在此基础之上可以计算给定的油藏储量在任意采油速度下的注气量。

(3)计算100×104m3原油储量在1%采油速度下气油比增加100时的注气量。在此基础之上可以计算给定的油藏储量在任意采油速度、任意气油比增量条件下的注气量。

式中:

Bo—原油体积系数,m3/m3;

qY—年注气量,104m3。

原油体积系数使用PVT实验数据插值计算。

地层压力在19~24MPa之间,如果地层压力升高1MPa,采出1%的原油需要增加的注气量约为14×104m3。

式中:N—储量,104m3;V—采油速度,%。

通过以上公式计算得:在目前地层压力下(19MPa),日注气量4.56~5.5×104m3可以保持5%左右采油速度的需要,因此确定油藏的日注气量为5×104m3。该注气量维持5%的采油速度的地层压力恢复上限为24 MPa。

5 确定合理气-水注入比

注气量为5×104m3/d时的情况下,进行水气交替注入,模拟不同注入气水比时的采出情况。此方案模拟气水比分别为1、1:2、1:3、1:4,预测年限为10年。由预测结果可以看出,当气水比增加,累采油量先增加后减少,当气水比高于1:3时,累采油量增加不明显。当注入气水比为1:3时,采出程度提高最多,为5.07%。

6 结语

(1)注采参数优化对CO2驱提高油藏采收率意义重大,通过注采参数优化能最大限度提高油藏采收率,取得最优的经济效益。

注采优化 篇3

化子坪区块属于安塞油田中的特低渗透油藏开发开采区, 位于陕西安塞县化子坪乡境内, 目前开发的有长2及长6层油藏, 其中长2油藏属于三角洲平原的分流河道相沉积控制的特低渗透油藏, 其平均油藏埋深为935m, 相对高差为200~300m, 储层物性较差, 非均质性强, 同时受到构造和岩性所控制, 油藏的油水差异较小, 无明显的油水界面, 驱动类型为弹性~弱水压驱动, 油井单井产量较低。根据目前为止的研究成果, 化子坪区块的长2油藏按其分布可以分为3个独立的开发井区, 分别为化100~化101~塞439井区、塞227井区及塞430井区。根据岩心资料统计, 化100~化101~塞439井区的孔隙度平均为13.42%, 平均渗透率为6.07×10-3μm3, 渗透率变异系数为1.04, 渗透率非均质系数为6.17;塞227井区孔隙度平均13.78%, 平均渗透率为22.1×10-3μm3, 渗透率变异系数为0.96, 渗透率非均质系数为3.91;塞430井区孔隙度平均13.64%, 平均渗透率为10.3×10-3μm3, 渗透率变异系数为1.28, 渗透率非均质系数为7.08。这三个井区的储层物性具有一定的差别, 但都表现出了严重的储层非均质性。

针对特低渗透油藏的开发特点及目前特低渗透油藏的注采井网普遍存在的问题, 化子坪区块油藏目前采用的是反九点井网, 井间距为250m进行投产。

2 化子坪区块油藏注采开发井网的设置

针对化子坪油藏天然裂缝较发育及明显的渗透率各向异性, 以及储集层基质渗透率低, 注水开发所需驱动压力梯度大的特点, 通过在现场进行的试验所提供的思路, 提出了矩形五点井网、菱形反九点井网及正方形反九点井网这三种注采井网的设置方法。化子坪区块油藏所使用的正方形反九点井网的井排方向与天然裂缝错开30度, 井距250m, 角井转注形成排状的注水之后排距与井距比为1∶3。三种井网的密度相同, 而且油井裂缝的穿透率均为30%, 注水井则可以依靠天然裂缝注水。以下是这三种井网设置方式的数据模拟结果:

由表1可以看出, 矩形五点井网的注采比大于反九点井网, 注水强度较大而且注水方向为沿裂缝线状注水, 既避免了油和水发生水窜现象, 又使压裂规模得到扩大, 很大程度上提高了注水井的注水能力及油井的产能, 所以说化子坪区块油藏采用矩形反五点井网对于注采能力的提高有很大的优势。

3 矩形反五点井网的优化

3.1 排距的优化研究

根据生产井的压裂规模和注水井的大规模压裂, 在井网密度相同的情况下, 矩形五点井网经过大规模压裂后其采出程度要比一般压裂规模高3%~3.5%, 而采出程度又会随着排距的减小而增加, 但增加幅度变小, 由此经过现场模拟实验得出, 矩形五点井网采用150米的排距最合适。

3.2 井距的优化研究

在进行特低渗透油藏的注采井网优化设计研究时, 除了要考虑井网系统与裂缝系统的配置合理外, 还需要考虑合理的井网密度的问题。经过在化子坪油藏相关的模拟试验研究结果显示, 矩形五点井网的采出程度随着井距减小、井网密度增大而增高, 但是同样井网密度越大所需要开发的井越多, 开发成本越高。根据化子坪油藏的实际开发参数, 对于不同井距的矩形反五点井网方案做出了相应的评价, 评价结果表明, 井距400m至450m的矩形井网的初期采油速率相对较高, 而大于600m时要想取得方案预测的效果, 则需要人工压裂支撑缝的长度在420m以上。根据矩形五点井网的排距优化研究, 以及我国目前的压裂工艺技术及相关费用问题, 经过综合评价, 对于化子坪特低渗透油藏, 采用井距为450m至500m的矩形五点井网比较合理。

4 总结

经过模拟实验及现场的实践结果证明, 化子坪区块的油藏注采开发采用矩形反五点井网的方式具有较好的效果, 可以进一步展开对于矩形五点井网的研究工作;另外, 对于特低渗透油藏的注采开发井网方式的优化及矩形井网的大规模压裂改造, 可以较好地起到减井增效的作用。该研究成果在安塞油田特低渗透油藏区块具有较好的开发效果, 同时对于其他低渗、特低渗透油藏的注采开发也具有非常重要的参考价值。

摘要：随着石油勘探技术及油层改造技术的不断提高以及我国能源发展战略的需要, 低渗、特低渗透油藏的开发逐渐成为我国陆上石油工业稳定发展的重要潜力, 同时也是我国未来石油可持续发展的重要技术方向。而特低渗透油藏的开发特点是储集层的物性较差, 潜在裂缝或显裂缝较发育, 油井一般无自然产能或很低, 需要压裂改造后进入投产;天然能量很少, 需要进行注水之后保持地层能量。所以, 只有对特低渗透油藏进行注采井网的合理部署及优化设置才能充分发挥特低渗透油藏应有的开发价值。本文以安塞油田化子坪区块这一典型的特低渗透油藏为例, 提出了其注采开发井网的设置与优化措施。

关键词：化子坪区块,特低渗透,油藏,注采开发,井网,设置,优化

参考文献

[1]张祥吉.超低渗透油藏井网部署及注采参数优化研究[A].中国石油大学.2011, 硕士论文

注采优化 篇4

1 地质油藏特点及开发现状

Bab油田于1954年1月发现,北西-南东向的长轴背斜构造,构造面积1 200 km2,发育11套油气藏,埋深( 2 400 ~ 3 400) m,原油地质储量约250亿桶,标定可采储量110亿桶,是阿布扎比陆上巨型油田之一。油田位于鲁卜哈利盆地中部,古/中生界陆缘沉积与新生界大型前陆的叠合盆地,沉积相为开阔台地道台地前缘斜坡,孔隙型碳酸盐岩,以中孔中渗为主,部分低渗。构造高部位物性相对好于构造低部位,主力油层上部物性好于下部,主要是白云岩化作用降低了储层物性,局部由于鲕粒生物颗粒相的存在高渗条带,油层内部分布一些缝合线低渗层,厚度( 1 ~ 3) m。主力层Thamama B,孔隙度20% ~30% ,有效厚度50 m,渗透率( 1 ~ 60) m D。其他非主力层层薄低 渗,甚至特低 渗,孔隙度6. 5% ~18. 5% ,有效厚度 ( 4 ~ 15 ) m,渗透率为 ( 0. 1 ~26) m D。

正常温度压力系统,油藏温度120℃,压力系数1. 1 ~ 1. 15。油藏均为 轻质低黏 挥发油藏,API 41 - 46,原油黏度 ( 0. 2 ~ 0. 4 ) m Pa·s,体积系数1. 7 ~ 2. 5,气油比( 142 ~ 214) m3/ m3,原始油藏压力( 26. 2 ~ 33. 8) MPa,最大地饱压差13. 8 MPa。储层高矿化度( 15 ~ 20) ×104mg / L,天然气含H2S0. 6% ,CO2含量0% ~ 4. 12% 。主力层Thamama B,含油饱和度80% ~ 92% ,标定采收率60% ,其他层含油饱和度54% ~ 82% ,水驱标定 采收率35%~ 60% 。

主力层Thamama B于1963年投入开发,截止2012年底,主力层Thamama B的地质储量采油速度0. 8% ,地质储量采出程度16. 20% ,可采储量采出程度26. 99% ,综合含水13% ,而其他油藏仅少数直井开采,还没有部署完善的注采井网,采出程度小于1%,基本未动用。各油藏当前平均单井产量( 1 500 ~ 2 000)STB / d,基本保持在原始油藏压力附近开采。

2 EOR 技术筛选及注 CO2驱适应性分析

近年来,阿布扎比国家石油公司致力于提高油田的采收率并延长稳产期,中后期油田产量构成将由CO2或EOR占比由15% 逐渐上升至50% 以上,油田最终采收率由目前标定的45% ~ 60% ,提高到70% 以上。基于 此,针对Bab油田Thamama A,Thamama B,Thamama G,Thamama H,Habshan 1和Habshan2等开展EOR技术筛选及CO2混相驱适应性研究。

2. 1 EOR 筛选标准及选择

EOR方法主要有常规油的聚合物驱,表活剂,复合驱和CO2烃混相等。该油田各油藏温度和矿化度较高[地层( 115 ~ 138) ℃,矿化度( 15 ~ 20) ×104mg / L],不符合常规聚合物驱条件,且原油黏度低( 0. 2 ~ 0. 5) m Pa·s,常规聚合物降低流度比驱油机理也不合适。除了混相驱外,其他EOR方法在当前技术条件下基本也不适合。此外,从EOR提高幅度看,注气混相15% ~ 25% 为最高,其他方法提高采收率幅度没有注气混相高。混相驱适宜于水驱效果差的低渗透油藏,深层、轻质油藏,以及水淹后的砂岩或碳酸盐岩油藏。考虑原油性质、地层水性质、储层性质及其他因素,按照EOR方法的筛选标准[6—9],见表1,混相驱为较适宜的开采方法。

2. 2 Bab 油田 CO2驱适应性分析

细管试验法是最小混相压力精确测定方法,阿布扎比在设计CO2混相驱方案时,均以该方法测定的最小混相压力为基准。通过室内岩心的物理模拟实验,各油藏的最小混相压力值见表2,均低于原始油藏压力,部分油藏低于油藏饱和压力,适宜于CO2混相驱开采。

在油藏条件下的不同注气方式提高采收率实验结果表明: CO2WAG ( CO2/ 水) 交替驱,无论是否有前期水驱,都是最有效的提高采收率方法,驱油效率在92% ~ 93% ,见图1。在注贫气二次采油之后再进行CO2/ 水交替驱( WAG) ,当CO2注入量为1PV时,驱油效率分别为74% 和79% 。水驱采收率为75% 左右,即使在非稳定重力条件下进行水驱,采收率也可以达到这个幅度。岩性驱替实验证实CO2WAG采收率提高了25% 。因此,取得成功水驱效果的油藏比较容易进行CO2驱,二次开采效果好的油藏,三采效果比较好,即提高水驱波及系数,是提高CO2驱采收率的关键。

3 巨型碳酸盐岩油田 CO2WAG 混相驱注采优化研究

为进一步确定各油藏注采参数、注入时机、注采井网以及注入速度等,建立不同典型井组组分模型,运算多个数值模拟方案,得出各项指标的优化区间,并预测CO2WAG混相驱开发效果,为油田现场开展的试验提供指导。

3. 1 水气比优化

Thamama G油藏有效厚度8 m,孔隙度16% ,渗透率26 m D,初始含油饱和度80% ,残余油饱和度15% ,建立典型井组模型,对该油藏设计四种水气比,分别是1∶1,1∶2,1∶3,1∶4。气水比值越高,CO2突破时间越早,部分油井由于高油气比而关井,从而影响最终采收率。对比不同气水比下的采收率,气水比在1∶2和1∶3时最高,见图2。因此,合理气水比范围确定在1∶2 ~ 1∶3之间。主力油藏ThamamaB选择远北区块作为CO2WAG井组区域,其它油藏也选择一定区域建立井组模型,气水比合理区间也在1∶2 ~ 1∶3之间。

3. 2 注入时机研究

CO2注入时机的选择尤为重要,不仅影响采收率提高幅度,还对项目的经济效益有重大影响。针对Thamama G油藏开展注入时机数值模拟研究,分别设计含水为0% ,30% ,50% ,70% 和90% 等5个方案,对比其累积增油量和CO2换油率,数模结果表明:

( 1) 在含水小于70% 时,随着含水上升,累积增油量变化幅度不大,CO2换油率略有增加;

( 2) 在含水大于70% 时,随着含水上升,累积增油量急剧减少,采收率提高幅度变小,CO2换油率变小。

Thamama B等油藏典型井组模型也表明,注入时机的考虑需要结合油藏物性及注入能力,并要考虑项目的经济效益,累积增油量和增油量均取得较好结果时,含水不超过60% ~ 70% 。当含水60% ~70% 之后转CO2WAG,累积增油量和采收率提高幅度会大大降低,CO2换油率变小。

3. 3 注采井网优化

水驱方案推荐水平排状注采井网,实现平面和纵向上控制,提高波及系数和水驱采收率。但对于水驱后CO2WAG井网的选择是值得探讨的,是与水驱使用同一套水平注采井网,还是对此水平注采井网进行加密或调整。由于水平井网在调整或加密方面难度相对直井网较大,而大部分油藏都要先水驱再CO2WAG,尤其对于开采程度低的油藏或区域,要优选合适的注采井网使得水驱和CO2WAG在同一套井网上实现有效接替。为此,开展多个典型井组数值模拟研究:

( 1) 针对平均有效厚度 > 30 m,K > 10 m D的Thamama B油藏: 由于油层较厚,井距大,难以控制油藏储量,但井距过小,一方面容易气窜,一方面由于井数过多而经济效益差,合理井距为250 m;

( 2) 针对有效厚度为15 m,K = 2 m D的ThamamA油藏: 井距越小,开发井数越多,稳产期延长,但井距缩小至350 m后,采出程度有下降趋势,井距350 ~500 m较优,但350 m对应开发井数为100口,500 m对应开发井数为81口,合理井距为500 m;

( 3) 针对平均有效厚度为10 m,K = 3 m D的Thamama G油藏: 注采井距大于1 000 m能量供应不上而采收率大幅降低,注采井距小于200 m而CO2突破早且气油比快速上升,注采井距( 500 ~800) m CO2WAG驱油效果最佳,见图3。

数值模拟结果表明,油藏厚度( 5 ~ 10) m、渗透率1 m D左右时,优选井距( 750 ~ 1 000) m; 油藏厚度( 10 ~ 20) m、渗透率2 m D左右时,优选井距500 m左右; 油藏厚度 ( 10 ~ 50 ) m、渗透率大 于10 m D时,优选井距500 m以内。

3. 4 注入速度优化

要实现CO2WAG混相,必须保持油藏压力,单井的配产配注需要按照油藏情况来进行优化设计,针对Thamama B油藏的远北区块,设计了200 t/d,250 t / d,300 t / d,350 t / d,450 t / d等5个方案,通过累积增油量和CO2利用率两项指标为条件进行注入速度的优化,结果表明250 t/d结果较优,累积增油量最大,CO2利用率最高。不同油藏情况有所差别,Thamama A等其他油藏的注入速度优化区间在( 150 ~ 400) t/d,CO2净利用率( 3. 5 ~ 7. 6) MSCF/bbl,驱替结束后50% ~ 60% 的CO2滞留在油藏内部。

3. 5 CO2WAG 混相驱驱油效果预测

各油藏通过上述优化,均可获得最佳注入时机、CO2注入体积、CO2注入速度、水平注采井网的井距、水气比及CO2净利用率。区块模拟结果表明:CO2WAG相对水驱开发,采收率提高12% ~ 18% ,含水下降5% ~ 10% ,稳产期延长4 ~ 7年,图4为Thamama G油藏水驱和CO2WAG开发方式下指标对比。目前Bab油田水驱标定采收率平均达到了35% - ~ 60% ,考虑CO2WAG提高采收率的幅度,实现阿方目标采收率70% 以上是有可能的。

4 结论

( 1) 确定CO2WAG混相驱是阿布扎比Bab油田三次采收率主要开发技术,化学驱从条件和机理上总体不适合。室内驱替实验研究表明,二氧化碳WAG ( CO2/ 水) 交替驱,无论是否有前期水驱,都是最有效的提高采收率方法,驱油效率在92% ~93% 。

( 2) 提高水驱开发波及系数是未来很长时间水驱研究的关键,取得成功水驱效果的油藏比较容易进行CO2驱,二次开采效果好的油藏,三采效果比较好,即提高水驱波及系数,是提高CO2驱采收率的基础和关键。

( 3) 主力油藏Thamama B注水末期 后开展CO2WAG,在水驱采 收率基础 上提高采 收率到18% ,水驱采收率目前标定采收率为55% ,这说明阿布扎比国家石油公司追求70% 以上经济采收率在现有技术上是可行。对注水困难的非主力薄低渗透油藏,进行CO2WAG驱,不仅易于补充能量,降低井网密度,而且大幅度提高采收率。

( 4) CO2WAG驱在水驱水平注采井网基础开展是合理的,水驱水平注采井网在油藏进入一定含水阶段时转换成CO2WAG驱井网,可以实现稳产期延长、含水降低及采收率提高。

( 5) 典型井组数值模拟结果表明: Bab油田各油藏的合理气水比范围确定在1∶2 ~ 1∶3之间,合理注入时机为含水小于60% ~ 70% ,水平井注采井距和油藏物性及厚度关系密切,范围在( 250 ~ 750) m之间,注入速度区间为( 150 ~ 400) t/d,CO2净利用率( 3. 5 ~ 7. 6) MSCF/bbl,驱替结束后50% ~ 60% 的CO2滞留在油 藏内部。区 块模型结 果表明:CO2WAG相对水驱开发,采收率提高12% ~ 18% ,含水下降5% ~ 10% ,稳产期延长4 ~ 7年。

参考文献

[1] 李士伦,郭平,戴磊,等.发展注气提高采收率技术.西南石油学院学报,2000;22(3):41—46Li Shilun,Guo Ping,Dai Lei,et al.Streathen gas injection for enhanced oil recovery.Journal of Southwest Petroleum Institute,2000;22 (3):41—46

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精细注采调控改善油田开发效果 篇5

1. 储层非均质性强, 平面、层间、层内矛盾突出, 注采结构不合理, 无效水循环严重。日产液大于15t/d的油井63口, 占开井总数6%;日产油79.5t/d, 占总产油量7%;含水95.1%, 无效水循环严重。

2. 注采结构不合理, 平面干扰严重, 导致自然递减大, 水驱效率下降。全区自然递减率由2007年的12.23%上升至2013年的12.42%, 地下存水率由1995年的88.4%下降至2013年的73.4%, 水驱指数由1995年的2.73%上升至2013年3.79%;全区2005年以前的老井产量递减幅度大, 2005年的年产油量由48.1×104t下降至2013年的22.9×104t。

二、油水运动规律及剩余油分布规律再认识

1. 平面规律

(1) 应用现代沉积理论模式, 对沉积微相进一步研究, 物源主要为西南方向, 砂体平面上成条带状分布。

(2) 检查井和取心井岩心观察结果表明, 天然裂缝不十分发育。人工裂缝监测主体区以北东向为主 (砂体方向) , 而南北向断层附近以东西向为主。裂缝的延展方向与砂体分布形态也密切相关。

(3) 基础井网下, 受砂体分布影响, 砂体方向油井含水最高、产量低, 累产水也最高。

(4) 加密调整后, 线状注采井网中, 沿着河道的砂体延伸方向水驱具有明显优势, 侧翼剩余油富集。示踪剂及水驱前缘监测结果表明:注入水沿砂体延伸方向推进较快, 垂直砂体及东西向推进慢。砂体方向为75.5m/d, 东西向为12.2m/d, 南北向为33.5m/d。

2. 层间剩余油分布规律

(1) 主力层水洗较重, 剩余油主要存在于层内物性条件相对较差部位;Ⅱ级主力层剩余油相对富集。

(2) 从近年老区重复压裂效果看, Ⅰ类油层随着改造程度不断提高 (平均3.5次) , 重复压裂效果逐渐变差;而Ⅱ、Ⅲ类油层, 在注采系统完善前提下, 增油效果保持较好。

3. 层内剩余油分布规律

吉+14-5的11号层属正韵律河道相沉积, 其底部水淹较重 (剩余油饱和度底部20.7%, 顶部39.2%) ;吉+4-13的3号层上部物性好, 其水淹相对较重 (剩余油饱和度顶部28.1%, 底部38.3%) 。

三、注采调控主要做法及效果

1. 液流转向关井

从2009年开始在Ⅴ区块中部开展试验, 并逐步扩大规模, 已累计实施81井次, 取得明显的控水稳油效果, 累计控水41.82×104m3, 年减缓油田含水上升速度0.65%, 累计增油3450t, 平均单井年增油42t。

2012年开始实施高产液井液流转向关井25口。砂体方向关井形成线性井网, 区域高产液井关井, 平面矛盾突出零散关井。

(1) 液流转向关井后低产液井产量上升, 递减减缓。液流转向后周围油井48口, 基础日产液由310.9t/d上升至370.9t/d, 上升60.0t/d, 日产油由63.3t/d上升至74.5t/d, 上升11.2t/d。年增油2115t, 平均单井44t;综合含水略降, 由80.2%下降至79.9%。

(2) 地层压力得到有效恢复, 相关水井吸水剖面改善

(3) 低产液井配套措施改造效果明显。高产液井关井, 区域能量提高后, 区域低产液井配套压裂改造, 实施10口井, 平均单井日增液2.8t/d, 日增油0.9t/d。液流转向区低产液井压裂效果明显好于全厂平均水平。

2. 细化注水层段

(1) 依据吸水剖面合理细化注水层段。统计吸水剖面资料, 根据吸水状况与层段内渗透率级差、层段内小层数、砂岩厚度、小层连通方向等的关系, 量化细分层注水技术标准。以满足提高动用程度为目的, 在现有工艺技术和测试技术条件下, 制定了“626268”的细分层注水技术标准, 为今后细分层注水和层段重组提供了可操作性的规范。

(2) 细分注水层段进展及效果。通过深化基础地质研究、储层产能评价、剩余油认识, 加强工程技术攻关, 新立油田不具备层内细分注水条件, 主要以层间细分和重组为主。

2011年以来对33口注水井进行细化注水层段。层段数由原来的89段增加到131段, 增加了42段, 单独卡层72层。有针对、有目的卡层为注水方案调整奠定了基础。加强层段44段, 其中单卡层数为31层, 占70.2%。控制层段39段, 其中单卡层数为31层, 占79.5%。

维持层段48段, 其中单卡层数为10层, 占20.8%。

实施25口注水井细分层注水, 周围92口油井受效。月递减率由1.42%下降至0.07%, 减缓1.35%折算年增油1915t, 平均单井21t;综合含水略呈下降趋势。水井细化注水层段后, 加强层吸水得到不同程度的改善。

(3) 调剖、堵水治理无效水。“十一五”以来, 通过深化无效水认识, 完善调堵技术, 逐步扩大规模, 累计实施调剖119井次、堵水81井次, 当年累控水18.44×104m3, 累增油1.88×104t。

水井调剖13口, 调剖后井组日产液下降, 日产油上升, 综合含水下降。日增油能力14.2t, 累增油1820t, 单井增油140t;累减水1.95×104m3。油井堵水8口, 日增油2.3t, 累增油416t, 单井增油52t;累减水7700m3。

结论

1.通过有效注采调控, 新立油田各项指标均呈好转趋势, 与2013年相比取得较好效果。

2.油田进入高含水开发阶段, 在剩余油认识的基础上, 采取灵活多变的注采调控措施, 可以提高开发效果。

3.依托精细剩余油研究, 细化注水层段, 转变固定化观念, 降低层段内渗透率级差, 提高差油层吸水能力, 能够有效缓解层间矛盾。

4.高产液高含水井液流转向关井, 合理保持地层能量, 适时开展措施改造, 可以起到控水稳油的目的。

5.调、堵综合手段治理无效水, 可以通过提高波及系数, 改善油田整体开发效果。

参考文献

[1]王道富, 李忠兴, 等.特低渗透油田注水开发技术[M].北京:石油工业出版社, 2002.

底水油藏注采动态及调整对策 篇6

1 底水油藏的开发现状

临界产量的提出是底水油藏开发问题研究的开始。临界产量这一概念是由法国工程师提出的, 可以将其看做是对底水油层开发的最初认识。在底水油藏的开发过程中, 最主要的问题就是底水锥进, 20世纪30年代, Muskat和Myckoff在系统的底水油层研究的基础上, 建立了基础底水锥进理论。这个理论提出的前提是重力与粘滞力静态平衡, 主要内容是对底水油层底水锥进的物理过程进行分析, 提出了临界产量、射孔位置和射开程度等概念。此后, 在Muskat理论的基础上, 人们通过建立模型对底水锥进问题进行研究, 并提出了一系列公式对如何通过射孔对底水锥进进行控制这一问题进行研究。我国主要是对特殊类型油藏进行研究, 提出了临界产量公式以及底水油藏油井见水时间预测公式, 并通过数值模拟的方法对底水油藏开采机理进行了研究。

2 储层沉积相识别方法

沉积相, 即一个沉积单元中所有原生沉积特征的总和。到目前为止, 不同的学者对沉积相的看法是不同的。有些学者提出, 相是一定岩层的生成和沉积环境, 也有学者认为相是一定岩层生成时古地理环境及物质表现的总和。这些定义在表述上所强调的内容是不同的, 但是相是沉积环境及沉积物这一特征是学者达到共识的。不同相的物质在总体上是具有明显差异的, 而沉积相往往影响着储层的特征。在对沉积相进行研究时, 首先应当根据沉积相的识别标志对单井沉积微相进行划分, 确定各个层次的沉积微相类型;然后对不同的沉积微相进行测井曲线特征的研究, 在测井相与沉积相之间建立转换关系;最后通过对单井沉积微相的对比, 结合地震的研究, 完成沉积微相三维空间的分布规律。

在对沉积相进行识别时, 可以从沉积学标志、古生物标志、地理学标志和地球化学标志四个方面进行识别。其中, 沉积学标志包括岩石的颜色、成分、剖面结构和沉积层构造等。古生物学标志则相对复杂, 在不同时期, 不同类型的生物对环境的要求不同, 因此在不同的沉积环境中就会有不同的生物组合, 并且这种组合及生态特征是随环境条件的变化而变化的。地球物理学标志主要包括测井相标志和地震相标志。在进行沉积微相研究时, 测井资料因其具有信息量大、连续性好、取得容易等特点成为研究的重要手段。而地震相则是某种沉积环境所形成的沉积物在地震剖面上的总和反应。

3 底水油藏开发中存在的问题

(1) 油井压力下降快, 原油物性变差当井区的基础井网形成后, 主要依靠天然能量进行开发。当开发项目开始时, 开采效率很高, 但是随着不断的石油开采, 地质认识不断的变化, 并且由于最初开采量太大导致油井压力不断下降, 从而导致原油严重脱气, 原油的物性变差。

(2) 注采大, 区块大面积暴性水淹注水初期, 由于底层压力不均, 往往会采取高速注水等方式平衡压力。但是由于注采比过高, 导致部分区域油井出现暴性水淹的现象, 从而使得油井内含水过多, 影响石油的开采效率, 同时也对原油的质量有着极大的影响。

4 调整措施

为了提高底水油藏的开发效率, 提高原油的开采质量, 就要对剩余油的分布规律进行研究。首先要对构造微相和沉积微相进行研究, 同时结合水驱渗透机理和油藏生产动态变化, 对井区内剩余油的分布规律进行研究。经过研究可以知道, 在断层附近地势较高的部分会有剩余油的二次聚集, 并且由于沉积相即构造的影响, 剩余油会集中分布在上倾尖灭高的部位。了解分布规律后, 应用水平井技术、大位移侧钻技术、注采井网的调整对开发过程中出现的问题进行调整。

5 结语

随着我国社会的不断发展, 经济水平和科学技术水平都有了很大提高。石油作为我国三大能源产业之一, 对我国的社会、经济都有着重大的影响, 因此对石油开发技术进行研究是十分必要的。在石油开采的过程中, 底水油藏逐渐成为我国各大油井的基本性质, 因此了解注采动态, 发现开采中的问题, 并及时做出调整对于油藏开发来说是十分重要的。

摘要：在我国的油藏开采中, 底水油藏因其储量丰富占有了很大的比例。随着油田二次开采的进行, 除了含有大量天然底水的油藏之外, 其他油田的开发也趋向于底水型。随着油田的不断开发, 油田的地质发生了变化, 含油面积、油层厚度与地质储量的变化都很大, 因此在试采的过程中出现了很多问题。本文对底水油藏注采动态进行了分析, 并针对底水油藏开采中出现的问题提出调整的对策, 以促进石油开采行业的发展。

关键词：底水油藏,储层,注采动态

参考文献

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宋芳屯油田控制无效注采措施 篇7

1 控制无效注水

1.1 优化注水结构和平面调整

2007年注水方案调整原则是针对2006年油井转注和新井投注的有力时机, 重点调整转注区块2套井网的注水量匹配, 搞好平面调整。对油改水和新井投注钻遇原井网的河道砂, 在老方向上减水;为了控制含水上升速度对高含水层进行减水, 为了降低层间压差对高压层进行减水, 控制高压高含水层的产液量。

方案调整28口井28个层, 日配注由730 m3降到85 m3, 减少645 m3;日实注由748 m3降到86 m3, 减少662 m3。统计周围连通的35口未措施井, 日降液103 t, 日降油9.5 t, 含水上升0.14个百分点, 流压下降0.43 MPa。

一是实施高压层减水, 减少低效注入。通过对注采关系进行综合分析, 有针对性治理高压井层。高压层减水8口井8个层, 日配注减少220 m3, 日实注减少225 m3。其中, 有注无采型2口井2个层, 注多采少型6口井6个层。统计连通的9口未措施井, 日降液18 t, 日降油2.3 t, 综合含水上升0.45个百分点, 流压下降0.08 MPa。

二是对含水上升速度快和高含水井进行调整, 控制高含水方向注水。方案减水15口井15个层, 日配注减少295 m3, 日实注减少303 m3。统计周围连通的26口未措施井, 日降液85 t, 日降油7.2 t, 含水下降0.02个百分点, 流压下降0.55 MPa。

2007年上半年注水方案下调30口井33个层段 (表1) , 日配注由835 m3降到170 m3, 减少665 m3;日实注由842 m3降到141 m3, 减少701 m3。其中, 基础井方案调整18口井18个层, 日配注减少425m3, 日实注减少437 m3;调整井方案调整10口井10个层, 日配注减少220 m3, 日实注减少225 m3。

统计周围连通的35口未措施井, 日产液由1 148降到1 045 t, 日降液103 t, 日产油由89 t降到80.5 t, 日降油8.5 t, 综合含水由91.56%升到91.57%, 含水上升0.01个百分点, 流压由4.01 MPa到3.93 MPa, 流压下降0.08 MPa。

1.2 通过周期注水, 提高注水利用率

1) 加大周期注水的力度。选择综合含水高、地层压力高的调整井开展全井周期注水, 半周期2个月, 通过周期注水调整层间压差, 减缓层间矛盾, 减缓含水上升和产量递减速度。

2) 为控制无效注采循环而停住3年以上的厚油层, 目前可能成为潜力层, 不能进行层内细分的采取周期注水, 提高厚油层的动用程度。

控制高含水层注水量和部分层实施周期注水调整。通过控制含水上升速度、改变液流方向, 扩大注水波及体积, 减缓产量递减。2006年上半年实施14口井15层段, 方案日减水350 m3, 实际日减水344 m3。其中, 高含水区块周期注水3口井3个层段, 方案日减水65 m3, 实际日减水68 m3;高含水区块减水11口井12个层, 方案日减水285 m3, 实际日减水276 m3。连通的25口未措施井, 日降液50 t, 日降油1.1 t, 含水下降0.33个百分点, 流压下降0.47 MPa。

1.3 运用调剖方法, 封堵层间和层内无效 (低效) 循环

1) 深度调剖。为向层内要油, 在层内控水。目前已完成1口井, 未对比。

2) 浅调剖。为缓解层间和平面矛盾, 对注水压力低、吸水剖面单一的注水井, 采取浅调剖措施 (表1) 。用聚合物凝胶与颗粒调剖剂的组合方法进行增注, 提高油层动用厚度并改善开发效果。

2 控制无效采出

2.1 选井选层原则及采用的堵水管柱

油井堵水是控制无效采出、低效产液的一项直接而有效的措施, 但由于油井多层高含水, 选井、选层难度增大, 堵水效果变差。随着油田含水的上升, 地下油水分布更加复杂, 高含水井层逐渐增多, 层间矛盾和平面矛盾进一步激化。对于非均质多油层注水开发的砂岩油田, 进入特高含水期开发阶段, 会产生一部分强水淹层, 若使这部分油层继续参与生产, 会造成油井产液剖面不均衡。这不仅给弱水淹油层的开发带来不利影响, 而且由于油井产水量的增加, 也会降低整个油田开发的经济效益。

由于油井单层厚度较大, 各油层纵向渗透率差异较大, 在选井上, 强调降水和增油并重;在选层上, 强调动静分析和测试成果相结合的做法:优先选择纵向水淹程度不均匀, 产油发挥作用较小或未发挥作用及固井质量好无层间窜槽的层段。因此, 必须采取有效措施, 适时地对强水淹高含水层进行封堵, 即进行油井堵水, 以控制高含水层的产液量, 降低流压, 提高低含水层的产液量, 达到调整产液剖面的目的。

平衡型堵水管柱采用Y341-114和Y341-95两种型号的分隔器封堵目的层。该管柱主要通过各封隔器之间力的平衡, 使其在无锚定的条件下处于稳定静止状态, 提高堵水成功率。无卡瓦支撑, 结构简单, 起下安全, 封隔器密封性能好, 解封可靠、能封堵多个高含水层。由于封隔器处于自由悬挂状态, 坐封时, 封隔器居中, 密封率高, 泵抽生产和检泵作业对堵水管柱无影响。更换管柱时, 只要将堵水管柱捞住后直接上提管柱, 封隔器即可解封。

2.2 井下优化设计

2.2.1 动静结合进行泵径、泵深优化设计

堵水井接替层为顺直河道砂, 由于动用状况不同, 堵水效果不同。

1) 全井多层高含水, 接替层动用好, 堵水后含水下降幅度小。例如:5G16-34井泵径未换;5G30-37井泵径56 mm换44 mm, 泵深未变。

2) 注采方向较多, 接替层调整作用好, 堵水后产液、含水下降幅度大。例如:5G36-47井57mm换44 mm, 泵深由892.05 m变为947.85 m。

3) 注采方向单一, 接替层动用程度较低, 堵水后降液较多。例如:5G20-27井泵径56 mm换44 mm, 泵深由940.8 m变为947.27 m。

2.2.2 安装扶正装置

理想状态下抽油杆在油管中做往复的直线运动, 而实际中由于杆柱在井下受各种力的影响, 造成抽油杆在下冲程时在一定的井段内产生弯曲;当弯曲达到一定挠曲时便与油管接触产生摩擦, 造成杆、管磨损。下冲程时, 油管处于受拉状态, 不可能发生弯曲, 只有抽油杆可能出现弯曲与油管发生摩擦而造成偏磨。根据实际起出管柱情况, 5G16-34井、5G20-27井安装了扶正器。

2.3 堵水后的参数调整及效果分析

2.3.1 参数调整原则及效果

合理的沉没度是保证油井稳产及降低杆、管偏磨的基础。在抽油泵正常工作的情况下, 沉没度的高低是衡量抽油机井工作制度是否合理的因素之一, 沉没度过高或过低对保证产量和提高经济效益是不利的。

根据油井流入流出动态曲线, 应用流压与地层压力及饱和压力的经验关系式[1], 确定合理流压。

宋芳屯油田饱和压力为6.81 MPa, 2003年地层压力为9.34 MPa, 由经验关系式计算出宋芳屯油田合理流压为3.86 MPa。

参考有关资料[1], 不同泵径的抽油泵正常工作时所需的沉没度如表2所示。

对于堵水后泵沉没度小于50 m的2口井根据实际情况进行了参数调整, 见表3。

参数调整前后对比发现, 沉没度由措施前的-50.05 m上升到105.47 m, 上升了155.51 m, 泵径下降了12.5 mm, 冲程下降了0.5 m, 冲速下降了3 min-1 (表4) 。

2.3.2 效果分析

油井堵水4口井, 堵掉砂岩厚度21.4 m, 占全井砂岩厚度的40.0%, 堵掉有效厚度16.6 m, 占全井有效厚度的48.4%。措施前后对比表明, 产液由144 t下降到51 t, 下降了93 t;日产油由4.3 t上升到5.9 t, 上升了1.6 t;含水由97%下降到88.4%, 下降了8.7个百分点;流压下降2.38 MPa。

堵水后平面调整受效, 连通10口油井, 日产液由175 t升到195 t, 日增液20 t, 日产油由13.1 t升到13.8 t, 日增油0.7 t;综合含水由92.5%升到92.9%, 含水上升0.4个百分点, 流压由3.56 MPa升到4.30 MPa, 流压上升0.38 MPa。

2.3.3 堵水井连通水井调整情况

堵水后连通水井进行了减水措施, 实施4口井日减水145 m3, 累积减水34 180 m3。

3 能耗效果分析

能耗效果数据统计见表5、表6、表7。

减水节约资金约124万元;注入水单耗5.8kWh/m3, 降低注入水耗电量119.9×104k Wh, 共计节电125.3×104kWh;耗电节约资金64.4万元 (每度电按0.514 2元计算) , 共计节约资金188.4万元。

4 结论与认识

1) 通过注水井的方案调整, 控制无效注入水, 降低油田开发成本。

2) 机械堵水成本低, 适应性强, 可堵多层, 能满足细分堵水等方面的要求, 是控制无效、低效产液的一项直接而有效的措施, 同时可以减缓层间矛盾。

3) 堵水后, 根据井的发育条件优化井下方案并且及时进行地面参数调整, 保证油井在较合理的沉没度下工作。

4) 以上措施在实际应用中表明, 能够改善油田开发效果, 控制油田开发成本。

摘要：宋芳屯油田已进入特高含水期开发, 为控制无效注水和无效采出, 对注水井方案进行了调整。通过降低高含水、高压层的注水量, 并结合堵水措施进行平面调整, 降低了高含水层的产液量;同时, 对堵水后管柱进行优化设计及地面参数的及时调整, 取得了较好的堵水效果, 并在控制无效注采、降低油田开发成本方面获得了一定的经济效益。

关键词：无效注采,控制方法,节效增效

参考文献