油藏高含水后期

油藏高含水后期（精选九篇）

油藏高含水后期 篇1

1.1 开发历程

按产量变化, 锦16兴开发阶段可划分为试采上产、稳产、产量递减三个阶段。目前区块已进入特高含水开发后期, 综合含水已高达97.2%。

1.2 开发现状

截止2012年7月, 锦16 (东) 兴隆台油层共有油井41口, 开井38口, 日产液3858吨, 日产油109吨, 综合含水97.2%, 采油速度0.27%, 采出程度49.93%;注水井总井21口, 开井20口, 日注水4773m3, 月注采比1.23, 累计注采比1.1。

2 开发中存在的问题及潜力分析

锦16兴 (东) 块经过30多年注水开发, 注水井与油井之间已形成固定渗流通道, 注入水在油水井之间所形成无效循环, 注水利用率低。目前综合含水97.1%, 采出程度高达49.84%, 已采出可采储量的87.82%, 注入水波及体积系数达87.62%, 驱油效率54.6%, 平面剩余油分布相当零散, 常规水驱油进一步扩大波及体积、提高驱油效率的难度大, 水驱效果越来越差。

2.1 剩余油分布

锦16兴 (东) 在综合分析中高渗油藏高含水期油水运动规律的基础上, 结合动态监测资料、数值模拟等技术, 认为油藏“双高”阶段剩余油分布主要有以下类型:

(1) 微构造高部位剩余油富集

(2) 断层遮挡附近剩余油富集。

(3) 井间剩余油富集。

(4) 中低渗透层剩余油富集。

2.2 保持较高的压力水平, 具备提液条件

锦16兴油藏一直维持较高的压力水平, 平均地层压力在12.5MPa以上 (原始地层压力13.98MPa) , 选择进行提液增排有利于实现注水引效, 从而有效挖掘高含水期油藏的产油潜力, 均衡水驱效果, 提高油藏的最终采收率。

目前该块月注采比1.48, 部分井区最高注采比已达到1.68, 统计7口油井动液面在井口, 17口油井平均动液面在100-200m之间, 区块平均动液面在280m左右。目前该块油井平均泵挂深度950m左右, 油井平均沉没度有600m左右 (而螺杆泵允许的最低沉没度300m) , 为螺杆泵增排提供了有效空间。

3 挖潜对策

针对锦16兴隆台油层平面、层间矛盾不断加剧的现状, 适时的注水调整、优化注采井网和注水方式, 同时深化剩余油分布研究, 采取配套措施, 改善区块开发效果:

对策一:加强平面及纵向剩余油分布研究, 采取侧钻、补层的措施挖掘油井潜力。

一是加强油藏平面及纵向上层间剩余油分布研究, 在油藏内部微构造高点剩余油富集区 (锦2-3-215井区) 利用侧钻技术, 挖掘剩余油。

二利用补层措施, 挖掘剩余层潜力4口, 累计增油1381t。

对策二:优化注采井网、细分注水, 提高注水利用率, 挖掘纵向和井间剩余油。

(1) 完善注采井网, 保持注采平衡。

(2) 细分注水、重组注水层段, 调整纵向注采结构。

根据这几年侧钻井解释结果显示, 锦16兴纵向上剩余油主要分布在各个小层的油层顶部, 由于该块大部分水井分层注水多为一级二段或者二级三段, 未细化至小层, 纵向上剩余油未得到充分利用。2011年以来通过小层对比, 针对储层动用不均的井组, 重组注水层段1口 (锦2-3-325、锦) , 细分注水4口 (锦2-4-205、锦2-4-316、欢2-21-207、欢2-20-207) 。合理调整了纵向注采结构, 控制了强水淹层、高压层注水, 加强了低渗透层、弱水淹层注水, 注水吸水层数由7段增加15段, 提高了水驱控制程度。

(3) 充分利用监测资料, 确保有效注水。

为了解油藏注水情况, 确定笼统注水井及分层注水井各个小层注水量, 2011年以来加强了注水井动态监测工作, 共测吸水剖面20井次。根据测试结果, 对达不到配注量的注水井通过作业进行了注水调整10井次, 其中分层注水井作业7井次, 确保了分层注水有效率。

对策三:油井通过调参、换螺杆泵等方式, 放大生产压差, 提液增油, 改善高含水油藏水驱开发效果。

锦16兴块为一个高流度比的油藏, 随着开发时间的延长, 含水上升, 产液指数上升。因此, 具有较高的产液速度是维持产量规模的基础。2011年继续在注采比偏高、注采完善井区实施了换螺杆泵、调参措施, 实现了区块提液速度与含水上升同步增长, 保持了区块合理的生产压差。

(1) 在注采比偏高、油井供液能力强的井区实施换螺杆泵措施, 提高泵效、增油降水。

螺杆泵泵效高, 泵效可达70%, 系统效率高;适应强, 有利于抑制出砂, 在高流度比两相流中有利于减少水对油相对的侵扰, 起到降低出水量的作用。2011年相继在区块注采比偏高、注采完善井区实施螺杆泵增排6口, 日增液219吨, 日增油4.9吨, 累计增油1785吨。

(2) 实施调参措施, 确定合理的工作制度, 保持合理的生产压差。

原油与水在地层中流动阻力不同, 在生产压差过大时易造成水的侵入;生产压差过小时, 油井产量降低很多。螺杆泵采油可采用变频柜, 根据地层的产能随时调节产液量, 通过改变工作制度, 从而改变油水渗流方向, 保持合理的生产压差, 从而达到降低产水, 增加产油的目的。2011年以来共计实施调参38井次, 日增液381.8吨, 日增油7.6吨, 累计增油2656吨。

4 实施效果

通过适时的注水调整、优化注采井网及综合挖潜措施, 有效的改善了油藏开发效果:

(1) 全块日产油从2011年初的92吨上升到目前109吨, 日产液从3491吨上升到目前3858吨, 实现高含水、高采出程度区块稳产中有升的趋势。

(2) 采油速度从0.23%提高到0.28%。

(3) 自然递减率从2010年11.5%下降到目前的-7.2%, 阶段累计增油3.98×104t。

4.1 经济效益评价

根据辽河油田经济效益计算公式, 创经济效益6057.87万元。

E= (1-30%) ×F×Q× (P-T-C) -I= (1-30%) ×46943× (2822.75-95.6667.9) -37480000=3018.7161万元 (式1)

式中:

E—成果净现值, 元;

F—分成系数;

Q—增加的油气产量, 吨, 千方;

P—原油或天然气的价格;元/吨, 元/千方 (不含税) ;

T—税金 (城市维护建设税、教育费附加、资源税) , 元/吨, 元/千方;

C—生产成本 (操作成本+折旧) , 元吨, 元/千方;

I—投资, 元。

5 结论与认识

(1) 不断开展剩余油分布规律研究, 及时掌握油层平面及纵向动用程度, 最大限度挖掘油层潜力。

(2) 适时开发调整和配套的综合治理措施, 是油藏高含水开发后期改善注水开发效果的有效方法之一。

(3) 在注水开发中, 应加强油藏动态监测, 重组、细分注水是改善高含水油藏开发效果的有效途径。

参考文献

[1]吕捷.高含水开发后期优化补孔措施挖潜剩余油实践[J].《中外能源》, 2008年06期

油藏高含水后期 篇2

---中原油田分公司采油二厂油藏经营管理五区

采油二厂油藏经营管理五区组建于2004年12月，现有员工229人，其中，男职工169人、女职工60人；大中专文化程度51人，高中文化程度121人，初中及以下文化程度 57人；拥有厂副总师1人，工程师17人，主任技师3人，高级技师10人，技师14人；党员61人，下设四个基层党支部，5个机关职能组。开发管理着濮城油田文51和文213-濮92两个油藏，12座计量站，1座增注站，233口油水井（油井125口，水井108口）；油区南北长6.3公里，东西宽2.9公里；地质储量1198.8万吨，标定采收率32.99％，可采储量395.5万吨。截止目前，已累计生产原油328.87万吨。

近年来，面对文51油藏进入高含水开发后期的现状，针对井网损坏严重、油田“三大”矛盾日益加剧、水驱开发效果逐年变差的困难和挑战，我们以“开展五项劳动竞赛”活动为契机，充分发挥广大员工智慧，在“精细化”管理上下功夫，在创新上寻求突破，逐步探索出了一条适合我区经营开发的“1522”精细注采管理新思路：“1”是坚持以精细水井管理为中心的细分井组分类管理；“5”是精细注采管理“5个到层”，即认识到层、研究到层、培养到层、挖潜到层、保障到层；“2”是创建两个体系，即创建全员参与注采管理体系和自然递减分因素控制体系；“2”是实现两大目标，自然递减率控制在10%以内，综合含水上升率控制在0.5以内。

通过坚持不懈的做“精”注水管理，做“细”井组分类管理，做“好”

群众性全员参与管理，油藏水驱开发效果得到明显改善，原油产量连续三年上台阶，含水上升率连续三年负增长，自然递减逐年下降，实现了油藏的高效开发。今年1-9月份系统进油累计超产2633吨，目前原油日产量超年计划步子20吨运行。

2011年1-9月份主要指标完成情况：

1．原油及天然气产量完成6.357万吨，完成率110.2%； 2．可控成本比预算降低5.01%；

3．单位油气综合能耗计划88.85千克标煤/吨，完成率95.2%； 4．自然递减率5.71%，含水上升率-3.99； 5．平均检泵周期709天； 6．分注井层段合格率93.5%； 7．设备完好率达100%； 8．实现安全生产无事故。近三年来取得的主要荣誉：

1．2010年评为集团公司“三基”工作“先进基层单位”； 2．2010年评为中原油田“三基”工作“先进基层单位”； 3．2009--2010年度评为中原油田模范集体；

4．2009、2010年连续两年评为中原油田分公司“金牌采油区”； 5．2010--2011年度评为中原油田职业道德建设“十佳”单位； 6．2009年评为中原油田综合治理先进单位；

7．2008--2010年连续三年评为厂“双文明建设”优胜单位； 8．2011年评为厂“先进基层党组织” ；

9．85号计量站2008-2011年连续四年评为中原油田“工人先锋号”；

10．88号计量站2008年荣获全国“安康杯”竞赛优胜班组。近三年来涌现的模范人物：

1．祁红军，中石化采油维修电工金牌获得者，荣获2011年全国“五一”劳动奖章；

2．何强，全国劳模，中华技能大奖得主，2010年评为局优秀共产党员； 3．吕合军，夺得中央企业职工技能比赛采油工“铜牌”；

4．地质副经理张俊茹，荣获中原油田分公司地下分析能手，被厂树为青年技术楷模。

我们的具体做法是：

一、坚持“细分井组分类管理”不动摇，动态调水夯基础 油藏开发管理的基本单元是井组。针对我区油藏开发现状及特点，按照注采井距、储层发育及受控状况的不同属性，把53个井组细分为5个小井距井组、29个一对一注采井组和19个复合井组三大类，实行油藏切块管理，采取间歇注水、周期调水、换向注水等各种手段，把井组注采管理的重点放在动态“调水”上，不断补充地层能量，激活储层潜力。

一是强化日常跟踪分析，精确井组分类管理。每日根据井组液量、含水、动液面、注水压力、水量的细微变化，研究井组变化趋势，实行“3+1”工作法，即加密诊断调查、加密资料录取、加密测试分析，及时调配注水量，形成了一套完善的预警监控分析机制和科学高效的注采动态调水机制。

二是强化员工业务提升，提高井组管理水平。每旬召开井组分析讨论会，归纳总结调水中的经验与不足，建立了井组分析评比台，以“比”调 3

水“赛”井组稳升，“比”分析“赛”管理水平为手段，逐步提高了员工参与管理的业务素质和井组调水能力。

2011年以来，共实施水井调配205井次，上调100井次，日增水量2203方，下调105井次，日降水2477方，井组年增油1072吨。

二、坚持“五个到层”不放松，精心管理保稳产

精细注采管理“五个到层”的基本内涵，是建立“以层为主，以调水为手段”的工作机制，注重潜力层的认识、培养与挖潜，提高油藏水驱开发效果。

一是强化资料分析，确保“认识到层”。油水井生产的第一手动态资料是科学制定措施的依据，在保证资料及时准确的基础上，对每个井组都建立起一套完整的注采分析“动态跟踪”台帐和井组分析流程，认真执行“日观察、旬分析、月总结、季调查”的井组动态分析制度，细化“油水井日跟踪、注采井组周对比、注采单元旬分析”的管理模式。同时，结合吸水剖面、产液剖面、碳/氧比等监测资料，综合分析每个小层的储量动用状况，实现“认识到层”。

二是精细油藏刻画，确保“研究到层”。在认识到层的基础上，重新修订“等孔、等渗图”，“小层水淹图”，“沉积微相图”等基础图件，科学直观地把握地层潜在变化，依靠相控理论为指导确定水驱方向及水驱波及体积，定量计算每个小层剩余油可采储量，部署新的油藏开发对策。2011年重点对文213油藏、濮85油藏的结合部进行了储层构造精细研究，编制油藏调整方案，优化部署调整井5口，初期平均单井产能在8吨以上，新增可采储量5.3万吨。

三是优化水井前期配套，确保“培养到层”。在开发中，我区遵循油藏开发注水先行的原则，在研究到层的基础上，注重优化潜力层的水井措施配套方案，重点开展以低效水井为主的挖潜增效工作，加大水井治理力度，利用转注、大修等技术重组潜力层平面注采井网，利用注灰、补孔、卡堵等技术实施层间潜力转换接替，有效缓解油藏开发中的“三大”矛盾，储层潜力得到有效释放。2011年以来，实施水井措施33井次，有效33井次，有效率100％，增加水驱控制储量35.2万吨，增加水驱动用储量14.9万吨，对应油井16口井自然见效，年增油2085吨。如文51油藏的51-226井组，通过51-226层间潜力转换，填砂封堵高含水层沙二下7砂组，补孔培养沙二下4砂组的注水，对应油井XW51-168井注水见效日增油5.6吨，年增油617吨。

四是实施综合跟踪评价，确保“挖潜到层”。建立完善储层挖潜效益评价体系，按照措施“四个不能上”和“四个不放过”原则，建立油井措施对应水井培养计划台帐，做到注水培养到位一批实施一批，再培养储备一批，大大降低了措施风险。2011年在水井先期培养的基础上，实施油井补孔、压裂引效、堵水等措施来提高低效井产能，共实施油井措施27井次，有效23井次，有效率85.2%，油藏产能得到进一步提升。如针对文51油藏储层相变快，河道相水淹严重，河道侧翼含水低动用程度较低，采取水井河道相加大注水量，油井河道相实施封堵，在河道注水量足够的情况下实施河道侧翼的压裂引效挖潜，取得了较好的开发效果。今年培养河道相注水河道侧翼压裂井组2个，日增油10.1吨，年增油820吨。

五是完善注采配套，确保“保障到层”。针对水驱开发油藏有效注水到层，是实现水驱控递减的保障，因此在注水管理上，我们以提升“水井

五率”为目标，即提高水井笼统注水合格率、分注井层段合格率、水井洗井合格率、分层测试合格率和水井措施实施率，确保有效注水，注到层、注够量，提高油井稳产期。

首先，强化地面配套管理及时跟上，确保注水到层。近年来，实践证明，在贫瘠油层的动用开发上，只要注够水，注好水也能实现差层挖潜动用。我们针对文51差层启动压力高，注水困难的实际情况，采取有力措施，实施了地面注水系统配套工程的改造。2011年2月份实施了89增注站的整体提压改造，注水压力由32Mpa提升到34.5Mpa，6口欠注井的水量得到补充，对应4口油井自然见效，日增油4.2吨，为差层资源的盘活和动用开辟了一条新途径。

其次，强化井筒配套管理及时跟上，确保注水到层。在注水井管理工作中做到精益求精，认真做好水井“三个过程控制”，即洗井过程控制、放压过程控制和完井过程控制，建立水井“一井一卡一策一评”的管理机制，通过建立水井卡片，让采油工人熟悉掌握每口水井的注水状况、井筒状况、单井数据及对应油井生产现状，让职工理解水井实行平稳注水的重要意义，每月根据各计量站水井管理水平及对应油井的增产量效果评出“管理之星”，激发一线职工管理水井的工作热情。精细的注水管理工作有效保护了注水井筒，降低事故井机率。三年来，水井事故率呈明显下降趋势，尤其是今年以来未出现一口事故井，实现了注水的“保障到层”。

三、坚持“两个体系”不摇摆，创新精细管理模式促上产 严格规范、稳定统一的管理体系，是企业长期发展的需要，也是培养以结果为导向的负责任的团队需要。因此，在油田开发管理的进程中，我们紧密结合实际，坚定创建科学体系，指导生产。

一是创建全员参与注采管理体系。为确保精细管理常态化，我们在油藏经营管理中，坚持以人为本，全员参与，充分发挥广大员工的主观能动性，树立“像对待孩子一样管好油水井”的理念，牢记“井靠我管理、我靠井生存”的信念，进一步加强注采管理，深入开展群众性油藏分析活动，让全体员工参与到注采管理中来。

首先，我们把全区53个井组按A、B、C类进行承包管理，由区领导、技术主办（技术助理）和计量站站长（岗位员工）按管理权限进行分级承包；并修订了《注采井组承包管理考核办法》，做到责任到人，考核到人。同时，完善了《油水井动态信息反馈机制》，确保了岗位员工在自己的岗位上能够及时发现油水井动态变化情况，及时上报，达到沟通及时、执行畅通的目的。

其次是根据53个注采井组的不同“脾气”，按照产量高低分成四类，实行精细管理，即：重点井组，实行“精心呵护”；潜力井组，实行“精心培育”；稳产井组，实行“精心爱护”；降产井组，实行“精心调养”的“四精心”管理，让大家充分体会到只有管理好每一个注采井组，油气产量才能稳中有升，才能收到效益回报。

二是创建油藏自然递减分因素控制体系。为确保精细管理制度化，我们把影响自然递减的因素分成油藏管理、工程管理、生产管理、综合治理四大类，细分为23个分因素，52个控制点，针对不同责任主体和单元指标，按照“干部包类、班组长包项、计量站站长和工人包点”的原则，逐层分解，逐级考核，建立了“分类承包、分项管理、分点控制、与员工薪点挂钩”的考核责任体系，建立全员参与控制自然递减的工作网络。例如，在机采管理中，以培养“长寿井”活动为载体，建立“分管领导决策、技

术人员分析、井站工人实施”的井筒三级管理格局。通过每月召开“诸葛”分析会，利用“五线二图”对每口油井进行“诊断”，制定科学的热洗、加药、化盐周期，优化工作参数，躺井率2.36%，培养长寿井16口，其中日产油4.5吨的结蜡井51-212目前免修期已达1217天，稠油井W51-C26目前免修期达1070天，全区形成了人人参与、人人有责的管理局面，降低了地面、井筒、地下每一个环节对自然递减的影响，提高了油藏经营管理水平。

四、坚持“两大目标”不止步，促进油藏经营开发上水平我们油藏经营管理五区坚持不达目标誓不罢休的决心和信心，在学习、实践、认识的过程中，通过近几年的不断探索、开发和管理，文51油藏得到了较好的调整、培育和治理，各项开发指标和经营效果不断改进、提升，达到了中石化一类油藏开发水平，为濮城高含水老油田的有效开发提供了可借鉴的依据。

油藏经营管理五区经营开发指标运行表

项目时间2008年2009年2010年2011.1-9月***028.510.469.435.7190.288.487.8861420.671867.791699.291806.76851.99805.21740.94774.21系统日均进油自然递减综合含水吨油完全成本吨油操作成本

五、强化机制做保障，打造“精英团队”促发展

文化是企业生存和发展的原动力，决定企业的兴衰。我区将企业文 8

化建设与油藏经营和精细化管理有机结合起来，形成了以文化凝聚人心，以理念引领发展，以创新谋求效益的格局，不断增强员工“争第一、创一流”的工作激情和责任意识，全力打造一支作风坚强、执行有力、业务突出、和谐高效的团队。

一是强化文化引领，建设一支过硬的员工队伍。几年来，我们牢固树立“多产效益油气”核心价值观，认真践行厂党委科学发展十二种理念，以“七心”（注：对企业—忠心；对员工—爱心；对工作—责任心；对困难—决心；对过程—细心；对管理—尽心；对成功—雄心）文化建设为载体，积极引导职工正确认识抓好精细化管理的重要性，用“精细化”理念武装员工的头脑。坚持思想政治工作“五化”。即：关心职工日常化、交流谈心随时化、民主管理制度化、文体活动经常化、道德建设规范化。进一步解放思想，实现由油藏开发向油藏经营的新跨越，从而带动管理模式的创新，提高油藏经营水平，创建“五区品牌”。

二是强化“基础工作达标竞赛”活动，提高精细化水平。近三年来，我们以油藏经营管理为核心，发扬“有红旗就扛，有第一就争”的进取精神，紧紧围绕“三基”工作，扎实开展“比学赶帮超”活动，以“争旗夺杯”为载体，在基层单位和班站开展“基础工作”达标竞赛活动。从“生产组织运行、井站达标管理、安全生产、地质及资料录取、机采管理、注水管理、综合治理、经营及培训、精神文明建设、后勤管理”10个方面，每月评出10个流动奖杯，每季度评出两面流动红旗，此项活动的持续深入开展，促进了精细化管理水平提升。

三是强化“每日一主题”活动，提高班组管理水平。我们把基层工作的落脚点放在班组建设上，扎实开展“学习创新型、和谐发展型、本质

安全型、质量效益型、资源节能型”班组的创建活动。以“每日一主题”活动为抓手，认真抓好周一安全日；周二油水井分析日；周三技术培训日；周四设备保养日；周五健康日；周六创新日；周日总结日，突出班组每天工作的侧重点，养成良好的工作习惯和行为，提高基层班组的管理能力。

四是强化技术培训工作，激发员工创造潜能。扎实开展“导师带徒”、“名师授课”和实施“一对一”师带徒岗位成才等培训活动。每季度定期举办“何强采油技能学习班”和“祁红军电工技术培训班”，让“绝活”技能在岗位之间传递继承，促使高技能操作人才脱颖而出。今年，我区有3人获得厂主任技师职称，占全厂的四分之三。全区90%以上的员工做到“一门精，两门通”，培养出了中央企业职工技能比赛采油工“铜奖”得主吕合军等一批技术精英。

五是强化安全责任制，实现本质安全。我区以落实安全生产专责制为抓手，在推行“211”工作法的基础上，创新开展“一一三”安全工作模式。即一个提升，一个重点，三个手段。“一个提升”：进一步提高干部职工的安全意识；“一个重点”：以加强干部职工安全技能培训为重点；“三个手段”：以营造浓厚的安全文化氛围为手段；以坚持查隐患、搞整改、反三违为手段；以违章当作事故，按照“四不放过”的处理原则为手段，使全区干部职工牢固树立“安全生产无小事，安全责任重于泰山”的思想。88号计量站扎实开展“安全监督员在行动、亲情寄语在期盼、安全宣誓强责任和追求本质安全”四项主题活动，被评为全国“安康杯”竞赛优胜班组。

以上是我们油藏经营管理五区在深化“五项劳动竞赛”活动中，围绕提升油藏经营管理水平，夯实稳产基础工作中的点滴做法，我们深刻体会

油藏高含水后期 篇3

关键词：辽河油田；剩余油；注水开发；潜力分析；采收率

0 引言

辽河油田二次加密井，部分存在单层吸水差，转注后生产效果不理想，带来了区块产量递减加剧。注水前期原有主力层因注水时机把握不准，开采亏空严重，转注后单层突进严重，产量递减快，井组生产井含水上升快，水淹严重。通过分析主要存在两方面原因，一是原有井网最初设计的井距大，井间渗透率低，层间连通性差，渗流阻力大，造成注水启动压力增加，发生锥进，吸水厚度不均匀，动用效果变差；二是最初转注井多为开采油井，开采层段全部射开，井段长，层间差异大，存在着一定的干扰，造成了二次加密调整效果的不理想。因此，需要进一步对油藏进行分析，找出影响开发的主要矛盾，重新规划井网，进行合理的三次加密调整，改善层间矛盾，缩小井距，进一步提高采收率。

我们考虑进行三次加密调整井网规划时，要充分的考虑原井网和原有注采系统以及后期井网利用。

1 三次加密调整潜力研究

A区以三角洲前缘相沉积为主，具有油层数目多、单层厚度小、砂岩粒度细、渗透率低等特点。前三类砂体由于储层物性相对较好，平面连通程度高，剩余油潜力分布已很少。后三类砂体由于薄差储层钻遇率增大、平面非均质分布复杂，物性和连通质量相对变差，仍有部分表外储层未动用或动用较差，是调整挖潜的主要对象。剩余油迭加厚度接近非主力油层发育厚度的30.6%，成因类型以注采不完善型为主。剩余油层主要分布在外前缘相Ⅲ类和Ⅱ类层，以二类为主。剩余油在纵向、平面上的分布高度分散，多临近水淹部位。新钻井纵向上每百米有11.41个剩余油层，绝大部分与见水层交互分布。平面上剩余油分布十分零散、控制面积小。通过以上分析表明，该区二次加密后剩余油分布高度零散、面积小，剩余油部位多临近水淹带，挖掘难度大。

2 高含水区块后期三次加密调整的主要做法

2.1 考虑“三个结合”，优化三次加密井网布署

一是三次加密调整与原井网相结合，主要考虑与二次加密井网衔接，以完善薄差储层注采关系来挖掘剩余油。

二是与注采系统调整相结合。

三是三次加密调整考虑与后期三次采油结合，以提高井网综合利用率，增加经济效益。

注水方式在五点法面积基础上，做到二次加密井主流线不布井，三次加密与二次加密形成斜线状或局部块状注采方式。三次加密井网自身井距250m左右，二、三加密井注采井距150-200m之间，整体上为176m。

2.2 根据薄差油层动用难的特点，优化三次加密完井方式

采取分步射孔，可以减少层间干扰，有效控制油井初含水，测算结果表明，分步射孔井的水驱采收率比常规射孔完井方式高出1.5个百分点。这说明，对于可调厚度较大的井，根据纵向上剩余油分布特点，为避免层间干扰，投产初期采取分步射孔，优先挖掘低水淹和未水淹油层，严格控制初含水，后期到油井含水较高时，考虑完善注采系统，采取二次完井，补射开含水相对较低的薄差储层，可以扩大水淹体积，减缓含水上升速度，提高采收率。对于表外储层大面积分布、调整层位相对集中且距注水井较远的采油井尽可能采用限流压裂完井工艺提高表外储层动用程度。限流压裂完井可以提高表外储层采油强度。不同完井方式油井投产效果对比限流完井产油强度是非限流完井的2.46倍。综合含水降低10.73个百分点 。限流压裂完井表外储层动用程度比非限流压裂完井方式高 。对于调整层位分布零散、油层性质相对较好、距注水井较近的油层，采取深穿透、大孔径、低伤害的射孔弹完井，提高井筒完善程度。

3 三次加密调整效果分析

三次加密调整后，薄差油层动用状况得到改善 ，开展开发效果对标评价。应用油藏工程理论，拟合采油井单井动态指标相互关系，研究和完善采油井采出程度、地层能量、油井产能、产量递减和调整潜力评价图版，确定各类图版的最优指标，进行采油井分类评价，对照最优指标查找差距，分析原因，实施调整，改善单井开发效果。通过三次加密调整，进一步完善了薄差储层注采关系，改善了二次加密井网开发效果。三次加密后，二次加密井水驱控制程度由71.63%上升到80.29% ，年产油量递减减缓。

通过实施精细油藏描述、精细注采系统和精细注采结构调整，实现深化地质认知程度、提高各类油层动用状况，改善油田开发效果的目标。通过对开发调整潜力的深入挖掘，促使原油产量保持相对稳定，进一步提升油田开发水平。

4 结论

4.1 通过井网加密后，生产效果不理想，通过潜力分析寻找连通好的薄层或者表外储层尚未动用层位，进行三次加密。

4.2 实施挖潜措施的编制、执行和效果评价全过程跟踪，做到问题分析清、挖潜目的清。根据剩余油的成因类型采取有针对性的挖潜措施，改进和创新传统的“检、换、压、堵、酸、调”等水驱精细挖潜措施技术，使其挖潜作用发挥到极致。

4.3 在地质条件和开发效果评价的基础上，将水驱控制程度、年均含水、自然递减、动用程度和地层压力作为主要衡量指标，确定各单元主要开发矛盾，建立矛盾区块治理目标管理体系，实施针对调整，减少矛盾单元，增多合理单元。

参考文献：

[1]张会英.北三东三次加密调整优化射孔方法研究[J].大庆石油地质与开发，2006（S1）.

作者简介：

油藏高含水后期 篇4

关键词：濮城油田,沙二上1气顶油环型油藏,注水培养,压裂引效

1 油藏基本特征

濮城油田西区沙二上1油藏位于濮城构造西部, 系濮14断层以北与濮31、濮46、濮49、濮3-29断层以西所组成的断块构造油藏。西区沙二上1含油面积8.2km2, 石油地质储量548×104t, 可采储量190.6×104t, 采收率34.75%。西区沙二上1发育濮3-73、濮4、濮3-39、濮46等三级断层, 将其进一步细分为濮4、复杂2个断块, 断块内局部发育小断层, 但基本上不影响断块的完整性。

2 油藏开发的主要问题

西区沙二上1油藏于1980年投入开发, 经历了水力泵、电泵强化开采, 现已进入高含水开发后期, 提液等常规措施, 难以改善油藏的开发效果。随着油藏开发时间的延长, 事故井比例不断增加, 油井受效方向减少, 稳产基础差。统计濮城西沙二上1油藏隔夹层厚度在0.5-3m范围内, 平均隔夹层厚度在1.5m左右。固井质量统计结果表明, 西区沙二上1油藏有35.2%的井固井不合格。加大了开发向Ⅱ、Ⅲ类层转移的工作难度。由于西区沙二上1是气顶的油气藏, 地层压力下降至饱和压力以后, 发生气窜严重, 对油藏开发干扰严重。同时, 由于气藏开发导致剩余油分布更为复杂。

3 改善开发效果的方法探索

3.1 整体工作思路

油藏精细描述→剩余油分布研究→优化调方案→措施、目标井优选

3.2 油藏精细描述

根据层序地层学研究内容和解释方法, 区内关键井的高分辨层序地层分析所建立的层序地层划分方案。建立骨架剖面, 全区闭合, 逐井外推, 重新对比流动单元, 以此为依据, 编制各流动单元砂体空间分布图。濮城油田西区位于濮14断层以北, 濮31、濮46、濮49、濮3-29断层以西, 整体构造形态为一滚动背斜, 背斜轴部被一系列NNE走向的断层复杂化, 构造面积约9.4km2。西区沙二上1油藏主要控块断层有8条, 其中濮25断层在东濮凹陷内属Ⅱ级断层, 是濮城构造的主要控制断层之一, 其余几条为Ⅲ级断层, 控制西区沙二上1油藏的构造格局和油水分布。濮4断层以西部分为濮4断块区, 以东地堑部分为复杂断块区。

3.3 剩余油分布特征研究

剩余油在平面上的分布与砂体的物性变化、沉积相的平面展布、注采井网的完善程度、注水强度、断层的遮挡和分割密切相关, 综合研究表明。西区沙二上1剩余油分布具以下特征:河道砂为主的高渗透区域采出程度高, 水淹严重, 剩余油分布比较零散;各流动单元在注采井网不完善, 注采井距不协调, 注水强度小, 累计注水量小的区域, 有部分剩余油分布;各流动单元在断层遮挡区域, 有剩余油富集。

3.3.1 剩余油富集形式

3.3.1. 1 水淹区内

濮城油田西区沙二上1油藏残余油饱和度为0.4, 水淹级别研究中, 将剩余油饱和度小于0.48的油层区域定义为水淹区。饱和度介于0.48和0.4之间的这部分剩余油, 是水淹区内提高采收率的物质基础。

3.3.1. 2 弱或未水淹区

弱或未水淹区, 就是指含油饱和度大于0.48的区域。按剩余油形成原因, 可划分为以下三种类型:

注采不完善型:这部分剩余储量主要是由于井网较稀, 油层物性较差等原因, 形成剩余油的局部相对富集。统计显示, 该类型剩余油地质储量58×104t。在濮城油田西区沙二上1的未水淹区剩余油分布中该类型占据主力地位。构造高部位型:濮城油田西区沙二上1边水比较发育, 北西低, 南东高。注水开发过程中, 注入水从构造高部位向低部位推进快, 造成低部位油井比高部位油井见效快、见水早、水淹快, 而在高部位形成剩余油富集区。断层遮挡型:濮城油田西区沙二上1由于断层发育, 断块大小和形态各异, 注入水难以波及到断块的边角地区, 剩余油富集。

3.3.2 剩余油分布规律

平面上剩余油分布受沉积微相和构造条件控制, 且注采方式影响明显。

纵向上沙二上16小层剩余油储量较大, 沙二上19小层次之, 沙二上17、8两个小层又次之。

4 矿场实施效果

依据剩余油分布规律, 利用本层系、下层系事故井挖掘断层控制型剩余油;利用濮卫次洼带砂体相态相对稳定特点, 加强注水, 对应油井实施压裂引效;加强注采管理, 总结动态调配规律, 通过降含水稳产增产;精细构造刻划, 实施补孔挖潜小断层发育的构造复杂带剩余油;提前注水培养, 压裂引效濮卫环洼带变差区域剩余油;规律性换向注水, 确保濮4块注水见效, 提高水驱采收率;油藏地质储量增加15×104t, 水驱控制程度达到82.8%, 水驱控制储量453.7×104t。油藏自然、综合递减分别由2010年的16.12%和8.43%下降到2011年的-2.21%和7.82%, 分别下降了18.33和16.25个百分点。

5 结语

处于高含水开发后期的油藏, 油藏周期性的精细描述, 是改善开发效果的基础;气顶油藏其气顶以及油气边界是剩余油富集的潜力区;在认清剩余油分布的基础上, 针对性地优选挖潜措施, 需做到一井一策。

参考文献

[1]陈立官, 油气测井地质[M].成都科技大学出版社, 1990.

高含水油藏开发指标动态预测方法 篇5

关键词：油藏开发,动态预测,HCZ预测模型,水驱特征曲线

在油田注水开发过程中,油田生产规律与各项开发指标的动态预测是一项重要工作[1]。油田进入高含水阶段后,产量递减、含水变化越来越有规律性,通过HCZ预测模型与水驱特征曲线联合求解的数学方法,克服了产量预测模型不能预测含水率,水驱特征曲线的预测没有时间的缺点,实现随开发时间变化区块产量、含水的变化趋势及定量预测,以及可采储量、采收率的预测[2,3]。

通过在萨南开发区某区块使用HCZ预测模型与水驱特征曲线联解的方法,结合区块的开发历程及现状,合理的选择递减拟合阶段、预测方法,优化区块的动态分析过程,完成不同开发时间,区块产量、含水率、采出程度等指标的动态预测,为准确快速的制定注水井年度综合调整方案,油井增产措施工作量、年度开发方案及配产设计提供重要的参考意义。

1基本预测模型

1.1 HCZ产量预测模型

式(1)、式(2)中:QO为递减阶段t时间的产油量,104t/a;Np为累积产油量,104t;NR为预测可采储量(油田含水率98%时的累积产油量),104t;a、b为常数项。

1.2四种水驱特征曲线的主要公式

式(3)—式(6)中:Np为累积产油量,104t;Wp为累积产水量,104t;Lp为累积产液量,104t;fw为含水率;A、B、C为与水驱特征曲线直线段有关的常数项。

1.3 HCZ产量预测模型与水驱特征曲线的联解

根据同一开发层系,在某一开发时间或含水率条件下,累积产油量是相同的,将式(2)和式(3)-式(6)联立,分别求出:

HCZ模型与甲型水驱特征曲线的联解含水率和时间的关系得甲类水驱曲线表达式

HCZ模型与乙型水驱特征曲线的联解含水率和时间的关系得乙类水驱曲线表达式

HCZ模型与丙型水驱特征曲线的联解含水率和时间的关系得丙类水驱曲线表达式

HCZ模型与丁型水驱特征曲线的联解含水率和时间的关系得丁类水驱曲线表达式

式中:QW为递减阶段t时间的产水量,104t/a;QL为递减阶段t时间的产液量,104t/a。

2应用举例

2.1区块开发概况

区块开发面积51.71 km2,地质储量11 099.39×104t。截止2009年含水达到90.4%,进入高含水开采阶段,累积注水14 317.1×104m3,累积产油3 869.43×104t,采油速度1.18%,采出程度34.86%,年注采比1.17。该区块历年开发数据如图1所示。

2.2 预测结果

分别以HCZ预测模型与甲、乙、丙、丁水驱特征曲线联解,进行区块生产数据的拟合和开发指标的动态预测。区块1987年以反九点面积井网布井方式投入开发,1994年产油量达到历史最高。随着注水开发时间的延长,区块进入产量递减阶段,递减初期由于区块矛盾突出,含水上升速度加快,产量递减较快,2002年区块含水达81.2%,进入高含水开采阶段,随后通过注采系统调整等综合治理,区块含水上升速度减缓,产量的下降幅度得到较好控制,2009年产油量达到73.8×104 t。为了准确的完成各项开发指标的预测,选择2003年到2009年生产数据进行线性回归,确定最佳相关参数:HCZ预测模型常数项a=-3.67,b=-0.75;甲型水驱特征曲线常数项A1=2.067,B1=0.000 49,C1=-0.885;乙型水驱特征曲线常数项A2=2.742,B2=0.000 35;丙型水驱特征曲线常数项A3=0.949,B3=0.000 18;丁型水驱特征曲线常数项A4=1.432,B4=0.000 21;将上述参数代入式(7)—式(12),得到产量、含水随时间变化的预测指标。见表1。

当极限含水取98%时,HCZ产量模型与水驱特征曲线联解预测可采储量、采收率见表2。

由表2可见,乙型水驱特征曲线预测区块可采储量最高,丁型水驱特征曲线预测区块可采储量最低。参考2009年产量、含水预测误差率,选择HCZ预测模型与甲型水驱特征曲线联解,预测区块可采储量5 303.81×104 t,最终采收率47.8%,2010年未措施正常递减年产油量为66.7×104 t,年含水91.1%。

3 结论

(1) 使用HCZ产量预测模型与水驱特征曲线联解的方法,完成不同开发时间,区块产量、含水率、采出程度等指标的动态预测,优化了区块的动态分析过程。

(2) 结合区块的开发历程及现状,合理的选择递减阶段、预测方法,求出相关系数最高的常数值,得到最佳的动态预测结果。

参考文献

[1]陈元千.实用油气藏工程方法.北京:石油大学出版社,1998

[2]王俊魁,李发印.预测油气田产量的一种新模型.新疆石油地质,2001;22(1):48—52

高含水后期提液方法的认识 篇6

1.1 通过注采平衡, 保持合理的地层压力系统是合理提液的物质基础

只有通过合理注水, 使地层保持较高的能量, 才能为合理提液创造有利的条件, 下表是目前各层系的注采比水平、流压水平, 从表中可以看出, 基础井网注采比偏低、含水偏高, 加密井网的注采比、含水都适合提液, 是下步提液的主要方向。 (表1)

1.2 随着油田含水上升, 液油比急剧增加, 减缓自然递减所需的液量增加

油田开发进入高含水后期, 油井的生产能力明显下降, 随着油田含水率的上升, 液油比增长迅速加快。若要保持油田稳产, 油田的产液量将会成倍地增加。含水率轻微上升, 就会引起油田产液量的逐年大幅度增加, 导致各项地面配套工程的频繁更新改造, 增加原油成本, 使经济效益变差。因而合理提液的同时必须考虑控水, 如果提液后含水增长速度加快, 必然导致提液效果变差, 产量递减加快。

2 提液的机理

油田某一时刻的产液量为各采油井产液量的总和。其值可用下式表示:

相应油田的产油量为

式中mo—油井数, 口;

fwi—第i井的含水率, 小数;

J II—第i井的采液指数, t/ (MPa·d) ;

Pri—第i井的地层压力, MPa;

pwfi—第i井的流动压力, MPa。

以上两式说明, 油田产液量的大小取决于油田开发井数及油井生产压差、采液指数。而油田产油量变化不仅受油田产液量变化的影响, 还受油田含水率变化的影响, 要稳产就须保持较低的含水率。

假定油田目前存在着n类油井, 各类井间产液量差异较大, 分别为QL、QLi……QLn, 且各类井间含水差异也较大, 分别为fw1、fw2……fwn。则全油田产液量为:

全油田含水率为

在上式中, 把每类井产液量占全油田产液量的比例, 称为产液结构系数, 把称为结构含水, 则每类井的结构含水是其产液结构系数与其平均含水率之积, 全油田含水率为各类井结构含水之和。由此可以看出, 引起油田含水率变化的是各类井的结构含水, 而引起各类井结构含水变化的, 一是每类井含水率fwi变化, 二是各类井产液结构系数变化, 三是各类井结构系数和含水率均发生变化。

3 高含水后期合理提液技术界限

从提液的机理可以看出, 水驱油田提液的主要做法为:通过加密调整来增加注采井数、通过老井的补孔、压裂改善油层渗流条件以增加产液指数、通过老井换大泵、调大冲程冲次放大生产压差。在目前新井逐年变少的情况下, 提液的手段主要为老井的压裂、换泵、上调参, 以减缓老井的递减。

3.1 通过放大生产压差合理提液的技术界限分析

高含水后期, 通过换泵来放大生产压差进行提液所占的比例越来越大, 因而研究合理换泵的技术界限尤为重要。

合理流压下限的研究表明, 高含水后期合理流压下限在3MPa左右, 该理论为降低流压合理提液提供了理论依据, 也增加了放大生产压差的选井范围。今后几年, 利用换泵、调参合理提液, 结合改善油井压力系统的平面分布, 将是提液的主要方向。下面重点分析不同层系、不同含水级别的换泵效果, 流压对换泵效果的影响, 以及换泵选井的技术界限。

3.2 不同含水级别井的提液效果

(1) 调整井共9口, 占换泵井数的64.3%。分层系来看, 加密井网的换泵平均单井增油分别达到了1.0t, 好于基础井网0.8t。

(2) 从单井平均增液增油幅度来看, 加密井网达到了62.7%和36.7%, 要好于基础井网的28.8%、14.2%。

(3) 不同含水级别的换泵效果

换前含水超过全队平均含水值的井共6口, 占换泵井数42.8%, 换泵后平均增油达到了0.8t。含水小于全队平均含水值的井效果明显要好于高于全队平均含水值的井, 平均为1.1t左右。

(4) 14口井的换后平均单井增液含水值为95.9%。换前含水值越高, 换后增液含水值也越高。

由以上分析可以看出, 单纯从增油角度考虑, 各含水级别井换泵后都可以取得1.0t左右的效果, 但换前含水越高, 措施后产液含水影响值也越大, 如综合考虑经济效益因素, 因尽量减少这部分换泵井的数量, 从近五年换泵井效果看出, 目前水驱含水94.13%, 换泵后平均单井增油在0.9t左右。

合理提液首先要做好注水结构调整, 只有合理匹配二者的关系, 才能取得较好的提液效果;其次, 合理提液要与压力系统调整互为补充, 在调整压力系统的同时, 优化产液结构。

4 几点认识

(1) 水驱油藏高含水后期, 通过换泵提液放大生产压差将是提液的重要手段。不同含水级别井换泵提液后都可以取得较好的增油效果, 但换前含水越高, 措施后增液含水影响值也越大, 经济效益越差。

(2) 搞好油水井动静态分析是保证采油井换泵效果的前提条件。

(3) 对于高含水采油井, 只要不是高水淹, 同时从产液剖面来看不是层层高含水, 即使含水超过90%仍然可以通过换大泵来放大生产压差, 达到稳油控水的目的。

(4) 我队处于过度带, 油层条件差, 含水低的井供液能力均较差, 只有通过对整个地层区块进行改善, 加大补孔、压裂、换泵等措施力度, 完善地层注采关系, 才能减缓高含水后期水驱产量的递减。

参考文献

[1]王凤和李志恩等喇、萨、杏油田高含水后期压裂工艺技术的发展与应用2000年.

油藏高含水后期 篇7

关键词：断块油藏,剩余油,分布规律

经过十几年开发, 我国东部以及新疆的断块油藏开发普遍进入了高含水阶段。认识清楚开发至该阶段, 现有的采出程度下, 这些复杂断块油藏剩余油的分布规律是什么, 以及据此制定相应的挖潜措施就成为了该时期复杂断块油藏开发的重点。

高含水时期的复杂断块油藏剩余油分布十分复杂。复杂的断裂系统导致剩余油的连片性较差, 且层间与层内的非均质性更增加了在高含水时期认识剩余油的难度。因此需要详细研究剩余油分布的主要影响因素以及剩余油的分布规律, 这对有效提高断块油藏采收率以及开发效果都具有重要的指导意义。

1 剩余油分布影响因素

断层的封闭性、层内夹层以及物性差异是复杂断块油藏剩余油分布最根本、内在的控制因素。层系组合、京网部署、射孔方案、注采对应、注采强度、注入倍数等开发因素, 是剩余油分布的外在控制因素。

1.1 影响剩余油分布的构造因素

复杂断块油藏由于受到断层切割的特点, 较普通非均质油藏有断层发育、构造复杂、断块多、含油面积小的特点。并且由于断层切割, 导致复杂断块油藏当中油藏类型多, 能量供给也有很大差别。有些断块四周均被封闭断层切割, 无法与外界连通或者连通性很差, 并且缺少边底水的能量差异。这就导致内部的能量随着生产进行会快速消耗掉, 产能也随之快速下降。而其它一些断块, 由于断块封闭性的改变, 拥有边水或者底水的能量供给, 油层的能量充足, 因而可以保持长期高稳产。因此, 由于在油田内不同复杂断块油藏所处的位置不同, 边底水供给不同, 造成不同油藏天然能量有很大的差别。

1.2 影响剩余油分布的储层非均质性

由于断层切割的原因, 导致纵向横向上储层的物性都有较大差异。这主要是由于沉积砂体所处相带以及储层埋深等原因造成的。

1.3 影响剩余油分布的开发因素

由于对断层封闭性的影响, 以及断层组合的复杂性, 复杂断块油藏很难形成完善的控制井网和良好的注采系统。这种情况下, 在远离注水井或是仅有注水井而没有采油井的地方就容易形成剩余油集聚。这部分剩余油也是剩余油挖潜当中的主要部分之一。

2 剩余油分布规律

2.1 层间非均质性造成物性较差的层剩余油富集

这类剩余油是由于层间非均质性导致的层间干扰产生的。储层层数越多, 层间差异越大, 层间干扰越强。这使得高渗透层水驱压力低, 容易水驱;而低渗透的储层水驱启动压力高, 水驱程度较弱, 甚至没有水驱。因此会形成剩余油富集区。

2.2 层内非均质性造成水动力滞留区

受储层非均质性的影响, 注入水会沿着高渗透带优先驱动。这种运动在五到十年的生产后有可能沿高渗方向形成水道, 而其它渗透率较低的区域有可能因驱动程度较低而未水洗, 从而形成剩余油滞留区。

2.3 注采井网不完善造成剩余油富集

由于油水井注采情况变差, 破坏了原方案中的注采关系, 导致采出程度降低。这一原因造成的剩余油集聚将是二次开发挖潜的主要地区。其次是一些原有的薄油层和不规则条带分布的油层, 原有的注采井网控制不到的区域, 在此区域也会富集剩余油。

3复杂断块油藏剩余油挖潜措施

针对复杂断块油藏高含水、高采出程度的特点, 其挖潜对象应该以单砂体或是流动单元为主要。在进行复杂断块油藏数值模拟之后, 应定量评价其生育有资源, 针对不同对象, 订制不同的挖潜对策, 并在进行最后经济效益评价后制定挖潜调整方案。具体流程见图1。

参考文献

[1]周炜, 唐仲华, 温静, 龚姚进.应用数值模拟技术研究剩余油分布规律[J]断块油气田, 2010, 5 (3) :325-329

[2]郭鸣黎, 程东风, 李大勇.文25东复杂断块油藏剩余油分布研究[J]江汉石油学院学报, 2003, 9 (3) :82-83

油藏高含水后期 篇8

1 室内实验研究

1.1 实验样品

实验所用样品均取自M断块, 经筛选, 选取56块样品进行室内实验, 样品渗透率主要分布在100~200×10-3μm2之间。实验过程中所使用的流体有模拟油、模拟地层水、二氧化碳气体, 模拟油由原油和煤油配置而成。根据实验要求分别配制相应黏度的模拟油, 实验模拟温度为70℃。实验共设计4组 (表1) , 对油藏高含水阶段水气交替驱 (WAG) 进行了实验模拟。

1.2 实验流程

实验流程分为4步: (1) 将岩心清洗、烘干后, 测量岩心的孔隙度和渗透率, 计算岩心的孔隙体积; (2) 将岩心装入夹持器中, 加环压并调整稳定后, 先饱和水再饱和模拟油, 调节岩心进口端压力, 待系统压力平衡后测量岩心出口端流量, 连续测量系统稳定状态下的流量和压力变化, 根据系统稳定时的压差和流量, 计算岩样的含油饱和度、束缚水的饱和度和含油体积; (3) 模拟油藏中后期的高含水阶段, 先对岩心样品进行水驱, 当含水率达到98%时停止水驱, 转换为二氧化碳WAG驱, 水气交替注入为4个周期; (4) 计算水驱和水气交替驱的驱油效率。

实验仪器有恒压动力源 (注水时为平流泵、注气时为二氧化碳气瓶) 、中间容器、过滤器、六通阀、岩心夹持器、量筒等 (图1) 。

1—恒压动力源;2—中间容器;3—过滤器;4—压力表;5—六通阀;6—手动加压泵;7—岩心夹持器;8—量筒 (移液管)

2 实验效果分析

2.1 水气交替驱驱油效率

岩心开始实施水驱后, 驱油效率随着水的注入体积倍数 (PV数) 的增加而快速增大, 随着水驱的继续注入驱油效率变化趋于平缓, 水驱至含水率为98%时, 驱油效率增幅明显减小。此时产出液为大量的地层水, 水体优势通道被打开, 不能形成有效的驱替系统, 水驱结束时驱油效率平均为37.9%。

转为CO2水气交替驱后, 所有样品的驱油效率都随着注入PV数的增大而不断增加, 含水率逐渐降低, 在注入的初期驱油效率增加幅度大, 随着交替驱的继续, 驱油效率逐渐趋于平缓, 水气交替整体注入2.5个PV后基本没有效果, 含水率接近100%, 产出液中伴随着大量的气泡、仅有少量油花, WAG驱结束时驱油效率平均为51.7%。水气交替注入是一种有利于提高采收率的方法, 高含水期后进行水气交替驱驱油效率平均提高13.8%。

2.2 微观孔隙对驱油效果的影响

渗透率与水驱和WAG驱的驱油效率均呈对数关系, 高含水期水驱转为水气交替驱的驱油效率随着岩心样品渗透率的增大而增大, 且增加幅度随着渗透率的增加而逐渐变缓。在开发中后期可以有效地驱替剩余油, 挖潜微裂缝和微孔隙吼道中的剩余油, 水驱后进行水气交替驱, 高含水期水气交替驱驱替剩余油效果较水驱好 (图2、图3) 。先注入的气体具有气驱油的特征, 气体分散占据大孔道, 在渗透性较好的孔隙和层中气体饱和度较高。交替注入水后, 由于气泡产生的贾敏效应使得水在大孔道或渗透性好的层中渗流阻力增大, 驱动压力升高, 迫使部分注入水向渗透性较差的渗透带中分流, 增加了微孔隙、微吼道的自吸机率, 既扩大了水的波及面积, 也提高了单位孔隙的扫描效率[14,15,16]。常规注水开发方式能开采出裂缝下限为6.9μm, 但不能开采出位于微裂缝、微孔隙中的剩余油。气体的密度小, 则可以进入的裂缝下限为0.72μm, 能够驱替位于微裂缝、微孔隙中剩余油, 提高水气的波及系数和洗油效率, 从而提高油藏的最终采收率[14,15,16]。

2.3 原油黏度对驱油效果的影响

随着气体的注入, 气体波及到的空间含气饱和度不断增加, 含油饱和度不断下降, 气驱前缘不断溶解了大量的二氧化碳气体, 原油黏度和密度大幅度下降, 流体流度得到大幅度提高, 原油黏度越小驱油效率提高幅度越明显, 驱油效率随着原油黏度的增加而逐渐变小, 并呈对数关系 (图4) 。高含水期转为水气交替驱时, 原油黏度对驱油效率提高幅度存在最佳的窗口区间, 原油黏度小于15.3m Pa·s时驱油效果最明显, 提高幅度大于10% (图5) 。

2.4 水气体积比对驱油效果的影响

WAG驱油提高采收率, 水气体积比是很重要的参数, 合理的水气体积比例可以获得最佳的驱油效率。注入过多的水将会导致微观驱替变差, 不能驱替微孔隙和微裂缝中的剩余油, 而过多的气体将会导致垂直和水平波及效果变差[17,18]。岩心驱替实验表明:水气体积比 (地下) 大小对岩心的驱替效果有很大的影响, 随着水气体积比的逐渐增大驱替效果先逐渐变好后逐渐变差, 当水气体积比达到1.05时驱替效果最好, 而当水气体积比等于2.64时驱替效果与二氧化碳纯气驱效果相当 (图6) 。

3 矿场试验应用分析

3.1 地质特征

通过对CO2驱的适用范围研究, 以及结合油田的地质参数和气源等问题综合衡量, 选取中国东部M断块为试验区。M断块为一断鼻构造, 目的层位于沙河街组, 上部为连续性较好、分布较广的泥岩盖层, 具有较好的封闭性, 属于低渗构造油藏 (表2) 。该油田于1994年投产, 1997年8月开始注水, 2008年油田综合含水率达到96.9%, 平均注采井距130m。

3.2 注入参数

根据该油田的地质情况、开发特征、动态情况, 同时结合室内实验、数值模拟等结果确定了该试验区的优选方案。2011年在可行性研究的基础上开始CO2水气交替驱 (WAG) 现场试验, 截至2013年底, M7井共注入CO2气体527×104m3 (表3) 。

3.3 增油效果

随着CO2的注入及波及范围的变大, 试验区生产井出现不同的增油效果, 初期呈现自喷开采。单井日产油量由注气前的0.38t/d提高到8.7t/d, 含水率由注气前的96.9%下降到72.9%, 阶段累积增油4 721.2t, 波及区采出程度提高4.18% (表4) 。

4 结论

1) 高含水期后进行CO2水气交替驱挖潜剩余油, 是一种提高采收率较可行的方法。常规注水等开发方式不能开采出位于微裂缝、微孔隙中的剩余油, 而气体的密度较小, 可以进入的裂缝下限为0.72μm, 能够驱替位于微裂缝、微孔隙中剩余油, 提高水气的波及系数和洗油效率, 从而提高油藏的最终采收率, 水驱后进行水气交替驱驱油效率平均提高13.8%。

2) 随着气体的注入, 气体波及到的储层空间内含气饱和度不断增加、含油饱和度不断下降, 气驱前缘不断溶解了大量的CO2气体, 使原油黏度和密度大幅度下降, 流体流度得到大幅度提高, 原油黏度越小驱油效率提高幅度越明显, 并呈对数关系。

3) 水气体积比是水气交替驱重要的参数, 合理的水气体积比例可以更好地挖潜微孔隙和微裂缝中的剩余油, 可以获得最佳的驱油效率, 实验表明当水气体积比为1.05:1时驱替效果最佳。

4) M断块WAG试验阶段累积增产原油4 721.2t, 波及区采出程度提高4.18%, 提高采收效果明显, 值得推广应用。

摘要：针对油田开发中后期含水率高难控制的问题, 提出了CO2水气交替驱提高采收率的方法, 采取室内驱替实验和矿场试验对驱油效果进行了评价。室内实验表明:岩心高含水阶段水气交替驱提高采收率效果明显, 原油粘度和水气体积比对驱替效率的影响存在最佳区间。矿场试验表明:水气交替注入后单井日产油量提高22倍, 含水率下降24.7%, 阶段累积增油4721.2t, 具有向其他高含水油田推广应用的价值。

油藏高含水后期 篇9

1 指进现象的影响因素分析

1. 1 储层渗透率对水驱指进现象的影响

储层的渗透率是影响水驱指进现象的一个重要因素, 储层的渗透率越大, 水驱指进现象越明显, 水驱油的效率就越低, 储层的剩余油也越多, 采出程度也就越低［5］。通过数值模拟手段, 研究不同储层渗透率对水驱指进现象的变化规律, 如图1。从图1分析可知, 储层的平均渗透越大, 水油藏注水开发时, 水驱指进现象越明显。

1. 2 油水黏度差对水驱指进现象的影响

油水黏度差是影响水驱指进现象的另一个重要因素, 储层的油水黏度差越大, 水驱指进现象越明显, 水驱油的效率就越低。通过数值模拟手段, 研究不同油水黏度差对水驱指进现象的变化规律, 如图2。

从图2 分析可知, 原油黏度越低, 油水黏度差越小, 水驱油越均匀, 水驱的波及系数越大, 驱替效果更好; 而当油水黏度差变大时, 水驱指进现象越明显, 水驱的波及面积越小, 原油的采出程度也就越小。

1. 3 储层倾角对水驱指进现象的影响

储层倾角是影响水驱指进现象的另一个重要因素, 储层的倾角越大, 水驱指进现象越明显, 水驱油的效率就越低。通过数值模拟手段, 研究不同储层倾角对水驱指进现象的变化规律, 如图3。

从图3 分析可知, 随储层倾角增大, 油藏注水开发时, 水驱指进现象就会随之被削弱; 但随着储层倾角的增大, 水驱指进现象被削弱的趋势逐渐趋于平缓, 这是因为向上驱油时, 水的重力作用抑制了水的流量。

2 利用指进现象调整注采结构

随着水驱的进行, 储层的物性也会随着发生变化, 主要表现为储层大孔道的形成, 这在一定程度上会加剧水驱指进现象, 使得注水开发的波及系数减小, 降低水驱效率［6，7］。当油田处于高含水阶段时, 水驱的效果会变得更差, 在分析了影响水驱指进现象因素的基础上, 利用水驱指进现象, 对油田的注采结构进行调整［8，10］。

为了研究利用水驱指进现象调整注采结构, 为此进行了平板模型实验［11，12］。根据以上对影响水驱指进现象的影响因素分析, 本实验选取模型的长为28 cm, 宽为28 cm, 厚度为1. 5 cm, 平均渗透率3 000 mD, 原油黏度为40 mPa·s, 驱替时模型的倾角为0°。模型在进行水驱时, 水驱指进现象较为明显, 当油井达到高含水期时, 再对模型的注采结构进行调整。

2. 1 参考实验

实验步骤如下:

( 1) 将平板模型抽真空, 饱和水, 组装实验仪器, 检查模型的连通性, 同时确保模型处于水平;

( 2) 关闭井3 和井4, 井1 为水井, 井2 为油井。对平板模型饱和油, 造束缚水, 记录累积出水量Vw, 即为饱和油的体积;

( 3) 当油井2 的含水率达到98% 时, 记录时间为T1和累积产油Vo1。继续驱替至含水98%, 停止实验, 记录累积产油Vo2。实验模型如图4 ( a) 。

2. 2 实验方案一

实验方案一: 当油井2 的含水率达到98%时, 同时开启井3 和井4, 使之进行采油, 继续驱替至含水98%, 停止实验, 记录累积产油。实验模型如图4 ( b) 。

2. 3 实验方案二

实验方案二: 当油井2的含水率达到98% 时, 把水井1 改为生产井, 同时开启井3 和井4, 使之进行注水, 继续驱替至含水98%, 停止实验, 记录累积产油。实验模型如图4 ( c) 。

2. 4 实验结果分析

实验模型的参数和实验结果分别如表1 和表2。

通过计算, 参考实验、实验方案一和实验方案二在含水98% 生产时间内采收率提高值分别为4. 58% 、9. 29% 和6. 32% 。在没有调整注采结构时, 在高含水阶段, 水井1 和油井2 之间的指进现象十分明显, 主流线形成了高渗带, 剩余油在其两侧分布较多, 主要分布在两个对角附近。方案一中, 油井2 转注, 由于主流线形成了高渗带, 使得水驱的波及面积变大, 同时油井分布在剩余油富集区, 相比于方案二模型的采出程度最大。

3 结论

( 1) 油藏进行水驱时, 指进现象随储层的平均渗透率、原油黏度的增大而越明显, 但当储层倾角增大时, 水驱指进现象反而被削弱。

( 2) 指进现象越明显, 水驱波及系数就越小, 驱油效率降低, 油田的采出程度也随之降低。

( 3) 实验方案二比参考实验采收率提高了1. 74% , 实验方案一比参考实验采收率提高了4. 71% , 实验方案一比实验方案二采收率提高了2. 97% , 说明利用水驱指进现象进行油田的注采结构调整时, 能在一定程度上增大油藏的采出程度。

参考文献

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