油藏注水

油藏注水（精选九篇）

油藏注水 篇1

1 国内外的注水开发技术的现状

图版分析经验公式法、试井分析法、物质平衡分析法、递减规律分析法、水驱特征曲线分析法、数值模拟分析法这六种方法是注水开发油藏动态分析技术的主要技术, 在国外, 曾经提出过许多的试井分析的方法, MHD法等, 但是, 当关丼前供给边界或者在供给区域内的压力莫名的上升的时候, 这些方法就不能够对其进行合理的解释, 在1977年, 还提出了将有限正方形油藏中的五点法注水井网系统作为研究对象, 然后观察在不同的注水强度下的压力的变化的分析方法, 在这个基础上, 对圆形油藏进行进一步的分析, 这种方法为压力恢复理论的建立和发展奠定了很好的基础, 除此之外, 还有典型曲线消除邻丼或注水井造成的压力趋势变化、研究仅有均质多丼油藏的压力恢复分析理论、研究基于叠加原理之上的多丼油藏中的一口生产井压力恢复分析新方法等方法, 在我国, 有研究过注水井与生产井之间关系的试井图版, 还有研究将多丼问题转化为边界来处理的试井解释方法, 还有复合油藏中一口井在不同注比下的压力降落的变化特性, 除此之外, 在没有建立压力恢复图版的状况下, 将斜井系统对测试丼的压力资料的影响进行了研究, 再近几年, 在不考虑注采比的影响的情况下, 对于已知邻丼存在的研究, 并且将有关压力的图版模型进行建立等方面的探索。

2 对注水开发油藏动态的分析

2.1 注水开发油藏动态的特点

在我国, 油田的地质情况非常的复杂, 原有的性质差别也是非常的大, 油的采出率非常的低, 这样的话, 在增加可采储量和提高采收率是一个非常大的潜力, 多层砂岩油藏是我国的油田的主要特征, 在层间、层内和平面上都有着较高的渗透率, 非均质性严重就会导致各层的较大差异的吸水能力, 一般注入的水, 都是沿着高渗透的地带推进, 这样的话, 在纵向和平面上的推进的速度非常的不均衡, 造成了油水的分布交错, 剩余的油有分布零散的, 也有聚集在一起的, 这样的大量注入水将会对地层的情况有着很大的影响, 长期的注水开发油田, 将会使得储层非均质性的变化加剧。

2.1.1 变化的储层性质

油藏的模型由均质变化变成了双重介质的模型, 在注水的过程中, 因为破裂压力小于注水压力, 所以, 往往会形成裂缝, 在裂缝恢复之后, 模型就发生了转变, 有着人工水力裂缝的主要特征, 除了这种变化之外, 还有均质油藏向复合油藏的转变, 由试井曲线变化分析可得, 有些油井渗透模型会有这种转变, 最主要就是出现在注水见效和采用其他的方法引起的油层性质的变化之后, 这种变化非常的明显。

2.1.2 变化的储层参数

在长期的注水之后, 孔间的缝隙非常的大, 泥质的含量非常的低, 这样的话岩性颗粒的中值也就增加, 由于孔隙的直径增大, 就会导致孔喉直径也就增大, 进而导致储层的非均质性也就相应的增强, 渗透率也就相应的降低, 除此之外, 还会导致储层岩石表面的润湿性的变化, 油、水相对渗透率曲线的变化等, 大的方面, 还会引起储层流体性质的变化。

2.2 注水开发油藏的动态分析的方法

2.2.1 图版分析经验公式法

就是以地面油气的物性参数为基础, 充分的运用图版, 对地下原油的高压的物性参数进行推测, 因为地面油气的物性参数非常的容易测定, 因此, 这种方法就显得非常的简单, 容易, 相反的经验公式的方法, 就显得非常的复杂, 得通过查阅很多的资料, 然后进一步的证明, 才能得出结论, 在一般的情况下, 地层原油的饱和压力值等数值都是通过图版的分析方法得出来的。

2.2.2 试井分析的方法

对测量丼的产量、压力、温度等随时间的变化的分析, 然后对油井、气井和水井生产动态进行分析, 然后对油、气、水层和测试丼的状况进行非常深刻的判定, 这就是试井分析的主要的方法, 一般的话主要就是分为五种方法, 第一, 按照测试的目的将其分为产能试井和不稳定的试井, 第二, 按流体的性质将其分类, 第三, 按地层进行分类, 第四, 按照丼的类型进行分类, 第五, 按照试井的资料方式进行分类

除此之外, 还有物质平衡分析法、递减规律分析法、水驱特征曲线分析法等多种分析法

3 多丼系统试井分析理论

针对单井试井不能够解决的多丼干扰试井的问题, 就产生了多丼系统试井分析的理论, 在研究多丼系统的试井分析, 也就是要解决邻丼影响下的试井分析问题, 当然, 最主要的就是注水开发油藏的试井分析的问题, 所以, 考虑多丼系统的试井问题也是必须要解决的。

4 结语

注水开发油田动态分析就是要挖掘油藏的生产潜力, 将油田的储量动用提高, 进一步的讲油田的生产效益提高, 在注水开发油田动态上, 还有很长一段路要走。

参考文献

[1]梁武久.注水开发油藏合理注采比的确定[J].中国石油和化工标准与质量, 2012, 33 (14) :175.

油藏注水 篇2

针对低渗透油藏河148块在弹性能量开采过程中出现地层能量下降快、产量递减大、弹性采收率低的问题,本文从恢复油层压力、提高采收率的角度出发,对河148断块实施水驱开发的`可行性及注水开发方式进行了分析与探讨,认为河148块可沿地应力方向先采用反九点法后转八五点法的注水开发方式进行注水开发,从而提高该区块整体开发水平.

作 者：刘金梅 罗杨 白昕 作者单位：刘金梅(胜利油田现河采油厂)

罗杨,白昕(油田分公司采油工艺研究院)

低渗透油藏注水开发效果研究 篇3

【关键词】低渗透;油藏;注水开发;效果

一、低渗透油藏注水开发效果评价指标

1.1注水利用效率

评价低渗透油藏注水开发效果的一项重要指标就是注水利用率。低渗透油藏注水开发效果的好坏和经济效益的高低直接受注水利用效率大小的影响。单位注入量的地下存水量为存水率，在一定的采出程度条件下，存水率反映了注水利用率的高低，单位采出油量的地下存水量为水驱指数，在总采油量中，人工水驱采油量所占比例大小由水驱指数反映。利用地下存水率和水驱指数对注水能量的保持和利用状况进行分析，从而评价注水利用率。

1.1.1油藏存水率

不同的油藏，地质条件、开发条件、流体性质等均有所不同，若开采程度相同，存水率越大的油藏开采效果越好。

1.1.2油藏水驱指数

低渗透油藏的水驱开发过程中，水驱指数反映了人工注水保持地下能量的工作力度。在油藏具备充足的天然能量，某一开发阶段需对天然能量进行合理利用时，应控制水驱指数较低，在油藏具备不足的天然能量或开采时要求较高的压力系统条件时，应控制水驱指数较高。

1.2储层动用状况

油藏储层间相对采出程度大小即为储层的动用状况，注水开发油藏的水驱开发效果由其直接反映。储层动用程度大的油藏水驱开发效果好，而储层动用程度小的油藏水驱开发效果差。

1.3含水分析

低渗透油藏的采出程度与油藏含水率之间存在一定的关系。在开采初期，低渗透油藏的开采主要靠地层自身的弹性能量，油藏的综合含水率较低，开采中期，油藏注水效果明显，含水快速上升，开采后期，含水上升受到控制减慢，呈现良好的控水稳油、综合治理效果。因此，低渗透油藏的含水上升规律具有“慢、快、慢”的特点。即油藏在低含水阶段具有较慢的含水上升率，在中高含水阶段具有较快的含水上升率，而在高含水阶段具有较慢的含水上升率。

1.4产液、产油指数

单位压差下的日产液、日产油的量为采液、采油指数。作为评价油井生产能力大小的重要参数，采液、采油指数可用于对注水开发效果地层能量补充情况和水驱强度进行评价。产液量和含水的升降变化主要决定了油藏的产油量。

1.5吸水指数

在单位注水压差下，注水井的日注水量为吸水指数。地层吸水能力由吸水指数表示，其可用于对注入水进入储层的状况进行评价。影响油层吸水能力的因素包括储层性质、井组连通程度和边水分布。

二、影响低渗透油藏注水开发效果的因素

2.1注水水质

注水水质中超标的固体悬浮物和含油量、注入水与地层水较差的配伍性是影响注水开发效果的主要因素。当注入水中含有过量的悬浮固体物时，滤出在井壁的固体颗粒形成低渗透性的渗饼，进入储层的固体颗粒形成低渗透污染区域，对储层的流通孔道造成堵塞，大大降低了油层的吸水量，对注水开发效果造成影响。注入水中过高的含油聚集成油滴，堵塞岩石的微小孔隙，增大了注入压力。注入水与地层水配伍性较差时，注入水中的垢离子形成沉淀，在储层内造成严重的结垢，对孔吼通道造成堵塞，增大了注入压力，降低了油层吸水能力，注水开采效果變差。

2.2储层敏感性

在低渗透油藏的注水开发过程中，过快的注入速度导致粘土微粒与胶结物发生运移，严重的速敏伤害将出现在近井地带储层，降低了储层的渗透性，且速敏对储层渗透率造成的伤害不可恢复[1]。水敏伤害是注入水降低了地层水的浓度或改变其组成时，对地层水与粘土矿物的溶胀平衡状态造成破坏，致使粘土发生膨胀，使储层渗透率降低。

2.3储层有效应力

在低渗透油藏的注水开发过程中，不平衡的注采系统和下降的地层压力增大了储层的有效应力，储层骨架出现弹塑变形，变形的孔隙致使依附在壁上的松散颗粒发生脱落，在孔隙中发生运移并堆集、堵塞于狭窄孔隙或喉道处，降低储层的渗透率。

2.4过度压裂

注采井的过度压裂造成裂缝切割油层[2]，在基岩弹性能量释放以后，注入水沿裂缝发生窜流，油井发生暴性水淹，压裂后裂缝与基质的油水渗透能力不同，油层发生水淹后，富集于基质中的大量剩余油难以开采，利用水驱渗吸作用对基质中的原油进行开采时需耗费较长时间，采收率低，开采效果差。

三、改善低渗透油藏注水开发效果的对策

3.1采用合理的注采井网

砂体的分布面积一定时，注采井距与注采井数比决定了井网水驱控制程度的大小。减小井距，增大井网的注采井数比[3]，可使井网的水驱控制程度提高，改善注水开采效果。

3.2提高注入水水质与配伍性

要求较高的注水水质。在注水开采过程中，按照水质标准进行注水，做好对精细水质的处理工作，使注入水与地层的配伍性提高，有效降低储层的伤害。

3.3开展周期注水

对注水量做周期性的改变，减少无效注水，使油层中形成不稳定的脉冲压力场，在裂缝或者不同渗透率的地层中，流体不断进行层间交换和重新分布，增强毛细管的渗吸作用，使注水波和洗油效率增大，采收率提高。

3.4采取注水井调剖调驱技术

采用注水井调剖调驱措施，可有效解决层间矛盾，改善注水井吸水不均衡的状况。对调剖剂进行试验研究如优选配方、性能评价等将与油田储层配伍的调剖剂配方优选出来，可解决层间矛盾。

3.5精细分层注水

采取早期分层注水开发措施，对差油层的潜力进行挖潜，使储量动用程度得到有效提高，从而提高注水效率。

四、结论

目前还有许多因素影响着低渗透油藏的注水开发效果，采用合理的注井网和注采比，适当缩小注采井距，提高注入水水质，采取注水井调剖调驱技术，进行早期注水，可有效改善低渗透油藏的注水开发效果。

参考文献

[1]姜明玉，唐群英，李国艳，李显明，万有余.改善低渗透油藏水驱开发效果的技术方法探讨.科技创业月刊.2013（10）：205-206

[2]高建，吕静，王家禄，刘莉.低渗透油藏注水开发存在问题分析[J].内蒙古石油化工，2009（12）：53-56

底水油藏注水开发效果评价研究 篇4

为切实做好马北底水油藏重点井组注采效果分析工作, 借助动态监测成果, 由点及面, 由重点井组到全油田总体注水开发指标的评价, 以便更细致分析产吸剖面、水流方向与油田地质 (主要是岩相、渗透率) 特征、剩余油分布等特征的响应, 揭示井组存在问题, 提出下步综合调整措施意见。

2 产、吸剖面的地质特征相应

从统计的产液剖面、吸水剖面资料反映出储层产吸状况有以下几个特征

(1) 总体注入、产出受沉积及储层物性控制

正韵律底部及反韵律顶部, 储层渗透性好, 产吸状况好, 动用程度高, 其注入、产出与沉积韵律特征及储层渗透率特征响应一致;

平面上, 如马6-12、马7-2、马北103等井在61-1小层内部中段, 存在高渗透层, 舌进现象尤为突出, 这一现象在65号小层内部相对要少;纵向上, 如北部马4-2井吸水剖面反映出反韵律61-2小层相对吸水量大于61-1小层, 南部马8-2井产液剖面反映61-1小层底部正韵律油层产液高于顶部, 马7-5井则反映61-2小层顶部反韵律层产液又比65_1小层高;储层产吸状况总体体现底部正韵律、顶部反韵律, 主力61号层要好于65号非主力层。

(2) 主力小层构造中部水浸速度高于北部和南部

构造中部61-1小层与下覆61-2小层镶嵌, 无隔层区域的水体相对增加, 加之中部注水量相对 (含水平注水井) 大, 层间高渗透层注入水和井筒周围次生底水导致该区油井含水普遍高于北部和南部。如:马6-2、马6-3井 (停) 产液剖面反映已高含水。

3 注水分布测试的地质特征相应

马北一号油田相继在马4-2、马6-4、马H6-7、马9-1井开展注水分布测试工作, , 反映注水水驱方向有如下特征

(1) 4口投注井水流方向沿构造长轴方向推进比短轴 (向构造高部位) 方向波及范围大, 因水体存在向下的重力势能作用会消弱其向高部位推进的能量;

(2) 马4-2井和马H6-7井向高部位推进或波及的注水面积比马6-4、马9-1井大。测试结果反映马4-2井虽然注水层厚度为18.6m, 但注入水主要进入61-1小层正韵律底部905.2-908.2m, 厚度为3m的高渗透层;而马H6-7井的注入水同样进入61-1小层底部正韵律厚度为3m的高渗透层段。这两口井高渗透层导致注入水平面舌进、纵向指进。而射开厚度均为4m的马6-4、马9-1井, 视吸水强度大 (表1) 。从马6-4井吸水剖面可以看出, 61-2小层上段不吸水, 中段吸水百分数高, 纵向也存在指进现象。

4 高渗透层与剩余油饱和度的特征响应

通过在剖面上过滤出高渗透层与其对应的剩余油饱和度层进行对比, 反映出马北一号油田61-1小层中上部、61-2主力小层层内部高渗透率带, 同比层内低渗透带或其它相对低渗的层, 剩余油饱和度要低。反映沿高渗透带水洗程度高, 水驱推进方向与监测水流分布方向产生的舌进方向吻合。也进一步说明水井应调剖后再分注, 油井应化学堵水后再下机械桥塞, 以减缓层间舌进、纵向指进或次生底水锥进。

5 结论与认识

(1) 产吸剖面所揭示的纵向各小层之间渗透率的指进现象、平面小层内高渗透带的舌进现象尤为突出, 导致小层内高渗透带注水量被大量采出或受重力势能沿程衍生为次生底水被油井采出。

(2) 构造北部能量补充不足, 压力低、产出也低;而南部区域仅仅是对61、65号层进行分注, 小层内的分注井少, 且多为上段吸水。为此应借助分注手段, 增大中低渗透层段的注入量, 控制高渗透层注入量。

(3) 更重要的是应针对油井水淹层开展堵水、卡水工作, 使卡堵层段封堵后在油水界面处能形成上下两层不同压力、不同产注量的层流速度, 分采分注来实现稳油控水。

参考文献

[1]唐任选.底水油藏水锥动态模拟及见水时间预测.新疆石油地质, 2003.12[1]唐任选.底水油藏水锥动态模拟及见水时间预测.新疆石油地质, 2003.12

[2]魏尚武.红连底水油藏高效开发实践与认识.吐哈油气, 2005.03[2]魏尚武.红连底水油藏高效开发实践与认识.吐哈油气, 2005.03

[3]杨银山, 宋彥海, 蓝春连, 等.马北油田稳油控水配套技术研究.青海油田公司, 2011[3]杨银山, 宋彥海, 蓝春连, 等.马北油田稳油控水配套技术研究.青海油田公司, 2011

低渗透油藏注水开发实践及效果分析 篇5

锦150断块位于辽河断陷盆地西部凹陷西斜坡南段, 总体构造形态为向东南、西南倾没的断鼻构造, 开发目的层为中生界油层, 其埋深1693~1795m。含油面积1.2km2, 地质储量209×104t, 油层平均孔隙度为14.2%, 平均渗透率为38.5×10-3μm2。

断块2002年初全面投入开发, 由于储层物性较差, 油层渗滤阻力大, 天然能量低, 采油 (吸水) 指数低, 地层压力下降较快, 油井投产初期即表现为供液不足。地层压力由16.8MPa下降到2003年底的10.5 MPa, 若不转换开发方式, 到2009年全块将停产, 一次采收率仅6.74%。实施以注水开发, 进行二次采油的可行性研究, 已成为断块提高开发水平的关键环节。

2 断块精细注水技术研究及实施效果

2.1 室内物模研究为断块注水提供了科学依据

根据锦150块所作的油水相对渗透率曲线分析, 束缚水饱和度为39.9%, 残余油饱和度为34.15%, 油水两相区较窄, 为25.95%, 油水两相交点含水饱和度平均为54.5%。

岩心水驱油效率试验表明断块平均驱油效率达到40.23%。可增加可采储量49×104t。对锦150块中生界储层采用室内浸泡染色法进行了5块样品的润湿性测定, 油层强亲水。该块储层岩石为强水敏, 弱速敏。欢西油田注入水均为油田采出水经初步处理后的污水, 机杂、含油均较高, 其它区块注水开发结果表明油层的堵塞现象明显, 用净污水对岩心渗透率损害进行实验, 平均渗透率损害率下降至11.25~13.16%, 损害率下降1.2倍。

2.2 井网井距及开发方式

根据断块储量丰度、射孔厚度与经济产量的关系、油层内各砂岩组渗透率级差及原油物性差异, 压力温度系统, 国内外低孔低渗油藏的开发经验, 井网密度与采收率、经济极限井网密度方法等, 确定锦150块中生界采用一套层系、141m井距、面积注水的注水方式开发。

2.3 前期现场先导注水试验完善断块注水方案设计的科学性

由室内储层敏感性实验表明, 锦150块中生界油层泥质含量较高, 为典型的“弱速敏, 中等酸敏, 中等碱敏, 强水敏”低孔低渗油层, 断块实施注水开发必须解决低孔低渗油藏流体配伍性及油层注入能力的问题, 科学合理设计注水相关参数, 必须进行试注试验。

根据上述试验及研究结果, 结合油藏特点, 确定了锦150块中生界的试注方案, 选择区块南部的锦150-18-106井为试注井, 转注后, 井区生产形势得到明显改观, 日产液由36t上升到60t, 日产油由36t上升到58t, 井区压力上升到15.68MPa, 已接近于断块原始地层压力16.88MPa, 井区已年累增油达5250t。断块水驱见效快;层间动用较为均匀;增油幅度大。

试注结果表明, 断块适于注水开发, 注水开发方案是科学合理可行的。

2.4 断块精细注水效果评价

在该块运用配套注水工艺技术, 优化设计注水参数, 加大动态监测力度, 及时实施分注, 加强注采对应关系研究;完善注采对应关系;提高水驱波及体积及注水利用率, 减缓了断块平面矛盾。

通过全面转注及相应配套技术实施, 断块开发效果得到明显改善, 表现在:采油速度得到提高, 由1.4%上升到目前的2.66%。即日产液、日产油上升、含水下降, 日产液t上升了85t, 日产油由上升了68t, 断块注采井网趋于完善;地层压力得到恢复;通过断块转入注水开发, 油层压力得到一定的恢复, 油层动用较为均匀。

2.5 经济效益显著

截止到目前, 断块增油达到45722t, 按目前油价1200元/t计算, 创产值5486×104元;

计入前期投入及稀油操作成本:前期分层防膨费用为96×104元, 软化水费用为8元/t, 稀油吨油成本为282元/t, 到2008年5月底, 已注入水220324t, 总投入为847.37×104元, 创效达到1599.91×104元, 取得的经济效益是相当可观的。

3 结论及建议

1) 加强精细地质研究, 是实现断块高效注水开发的前提。

2) 注入水与储层配伍性研究, 提高注入水水质是实现断块高效注水开发的保证。

3) 试注过程得出的经验及优化的注水参数对于全块注水开发方案的设计具有较高的利用价值。

4) 断块采用小井网井距实施注水开发可为相似低渗油藏注水开发提供参考。

参考文献

桩西油区低渗透油藏精细注水开发 篇6

桩西油区动用低渗透油藏地质储量4150.70万吨, 平面上低渗单元分布在五号桩、桩西、长堤、老河口四个油田上, 其中主要分布在五号桩、桩西油田两个油田, 动用地质储量3744.8万吨, 储量占低渗总储量的90.2%, 平均采收率为13%。纵向上, 低渗单元分布在Ed、Es1、Es2、Es3四套含油层系, 其中Es2、Es3为主要储量阵地, 动用地质储量为3506.7万吨, 储量占低渗总储量的84.5%, 平均采收率为13.7%。

2 精细注水, 精细研究, 优化开发

2.1 强化水质配套管理, 精细注水

一是优化“指标链”管理模式, 保障水质稳定达标率

针对污水处理系统复杂、涉及节点多, 各节点之间相互影响、相互制约, 导致水质出现波动时, 难以及时分析判断问题节点, 在深入分析的基础上, 通过各级水质监测, 反馈和分析各级设备运行状态, 对超标参数向前逐级倒推, 寻求水质超标原因, 向后采取措施进行防治和应急处理, 实现水质指标预警、措施控制和应急处理, 形成逐级监测、逐级控制、逐级回推的“指标链”运行模式。

二是强化基础配套设施管理, 提高污水水质综合符合率

加强污水站储水罐、滤罐定期收油、排污、清淤, 完善加药、过滤、自控等工艺流程, 及时更新滤料。2010年, 采油厂将更新桩西联、桩82、桩106污水站核桃壳过滤器滤料14台, 对桩106污水站2座400立方米、桩82污水站2座400立方米、桩西联污水站2座700立方米污水罐进行清泥, 并对腐蚀严重的罐底进行更换和罐壁内防, 保障污水水质稳定达标。

三是强化药剂过程管理, 确保药剂投加效果

进一步完善《桩西采油厂药剂采购与使用管理规定》, 细化药剂质量监督管理网络, 配套相关质量监控流程和考核管理办法, 建立节点责任目标, 通过严格药剂准入、严格过程监控、质量评定等工作, 充分发挥供应部门验收检验、使用部门终端检验、技术监督部门监督检验的“三把关”作用, 提高污水处理药剂质量, 保证污水处理效果的稳定性。

四是开展沿程水质治理工作

在解剖供注水管网腐蚀结垢和腐蚀产物成分分析的基础上, 2009年治理了桩242块、桩96块、老13注水干线等8口单井1条注水干线。同时组织解剖了13条供注干线和18条单井注水管线, 详细描述腐蚀结垢情况, 为下步沿程水质污染治理提供了可靠依据, 并根据资金情况分批制定了治理措施。同时在3条供注水干线、46口注水井应用玻璃钢高压注水管线, 为源头水质达标提供了保障。

2.2 精细基础研究, 优化井网井距。

一是实施小井距注水开发技术界限研究。

针对低渗透油藏难以建立有效驱替压差的问题, 开展了低渗透油藏渗流机理研究, 借鉴地质院技术极限井距图版, 结合桩西油区实际开发特点, 初步确定技术开发界限:1~10md低渗透油藏, 理论极限井距小于200m, 整体压裂改造, 加密井网, 小井距注水开发;10~30md低渗透油藏, 理论极限井距200-300m, 适当规模压裂开发;30~50md低渗透油藏, 理论极限井距300-350m, 300m左右注采井距常规开发。

二是优化井网井距, 小井距早期、同步注水开发获突破。

根据技术界限研究结果, 2007年在桩59井区建立了160-250米注采小井距, 2008年在桩59-斜30井区建立边距125米角距175米的注采小井距, 同时引入小规模压裂引效, 井区开发效果获得有效改善, 有效打破了特低渗油藏动用差的难题。

桩59井区:位于桩74块东南部, 紧靠桩74-试1小井组注水井组, 动用含油面积1.4平方千米, 地质储量145万吨, 油层厚度20米。2007年以来, 通过一体化治理, 强化地质基础研究, 加强水质管理, 积极工艺技术攻关, 立足于早期注水开发, 实现了特低渗油藏桩59井区小井距早期、同步注水开发。

目前该块转注了3口井, 注采井距150-250米实施早期注水和同步注水, 日增注水104立方米, 增加水驱动用储量145万吨。目前该单元总井6口, 开井6口, 产量基本稳定在40吨, 注入压力39.5兆帕, 注水量80立方米, 已累积注水3.3414万立方米。折算目前压力31.72兆帕, 压降8.28兆帕, 注采对应率100%。目前见效主要表现为, 在水质保障的情况下, 水井超前同步注水是可行的, 对应油井配合压裂, 见显著效果。如桩深4井区实施超前注水, 距桩深4井150米的水井桩74-15-14井注水12个月后, 累注7320立方米, 2008年12月对桩深4井实施压裂, 连续自喷58天, 3毫米油嘴, 日油能力压裂前2.1吨增加到20吨, 转抽后日油能力仍有13吨, 目前已累增油9731吨, 效果显著。

桩59-斜30井区:位于五号桩油田桩74块浊积扇体南部, 为中石化建立的第一个极限小井距试验井组, 井组动用含油面积0.06k m2, 动用石油地质储量11万吨, 该井组有油井3口, 水井1口, 为边距125m, 角距175m的反九点法注水试验井组, 试验目的主要是通过极限注采小井距探索特低渗透油藏建立有效驱替系统的一种注采方式, 实施早期同步注水, 井组2008年建产能0.5万吨。

井组油井采取常规投产, 初期平均单

井日液能力4.3吨, 日油能力3.2吨, 综合含水45.1%。井组水井桩59-302井于2008年11月转注, 转注初期注入压力34.5MPa, 配注30立方米, 实注30立方米, 注水一年后, 注入压力36.8M p a, 实注16立方米, 到目前累积注水0.8347万立方米。井组累注采比0.12。到2009年12月平均单井日油能力2.0吨, 综合含水36.4%, 平均动液面2352米, 地层压力38.9M P a, 采出程度2.17%, 基本呈现低效稳产状态。2010年1月16日, 对桩59-303井实施小规模压裂成功开井, 压裂后5m m油嘴自喷生产, 日液70.2吨, 日油35吨, 含水50.1%, 3月转抽, 目前日液25.1吨, 日油15吨, 含水31.0%, 累积增油2819吨。

3 低渗油藏注水开发几点认识

(1) 低渗透油藏开发应立足早期注水保持地层能量, 地层压力系数尽量保持在1.0以上, 以最大限度地保持储层原有的渗透性。

(2) 特低渗透油层井口水质指标应不低于A1行业标准, 在站内精细水处理的基础上要注重水质沿程保护, 地面及井内管线内层要进行特别防腐处理。

(3) 不论开发井网和完井方式如何, 特低渗透油藏的油井都需要进行适度规模的压裂引效措施。

(4) 采用小井距注水开发是特低渗透油藏有效开发的一个主要方向。

摘要：桩西油区低渗透油藏由于其特殊的地质条件, 开发难度大。近年来坚持以地质研究为基础, 建立精细三维地质模型, 定量描述剩余油分布, 以小井距开发差异性评价为指导, 制定不同井区开发技术对策, 不断提高配套工艺技术水平, 充分挖掘各类低渗油藏的潜力, 实现了桩西低渗透油藏连续9年稳步开发。

高压低渗油藏注水开发研究 篇7

刘庄油田沙二下平均孔隙度6.6-9.6%, 渗透率0.29-43×10-3µm2, 压力系数为1.2-1.4, 属于典型的高压低渗油藏, 并且构造复杂, 断块破碎, 油藏多聚集在断块的高部位, 含有面积小, 含油高度低, 大多数井都是单井单块, 弹性开采, 能量下降快, 产量难以维持, 单井产量低, 采收率低。

低渗透储层油水两相渗流特征所引起的有效渗透率降低有以下特点:

(1) 一般低渗透储层束缚水饱和度较高, 残余油的含水饱和度较低, 两相流动区狭窄, 预示低渗透油藏注水开发驱油效率比常规中、高渗油藏低, 渗透率越低, 两相区越狭窄, 驱油效率越差。

(2) 随着含水饱和度的上升, 油相相对渗透率急剧降低, 而水相相对渗透率上升缓慢, 到残余油饱和度时的水相相对渗透率也很小, 共渗点很低, 渗流阻力很大。预示着油井见水后产液量和产油量均有较大幅度的降低, 低渗透储层中, 油水极易形成很小段塞, 油段塞和水段塞相间排列, 在毛管力的作用下易形成较大的阻力, 使油和水都难于流动。

2 现有认识

低渗油藏由于渗透率低, 从而导致低渗透油藏的注水开发效果不理想, 地层能量得不到有效的补充, 油井产量下降快, 油层动用状况差。低渗透油藏注水开发中的主要矛盾是注水井地层压力和注水井压力上升快;采油井地层压力和产量下降快, 油井见水后采液指数大幅度下降, 产油量加速递减。造成这些矛盾的主要原因是储层孔隙小, 喉道细, 孔隙结构连通性差;常规油藏的开发井网不适应低渗油藏。开发好低渗油藏的核心是建立有效的驱动体系和较大的驱动压力梯度。因此改善低渗油藏开发效果的主要途径:

(1) 科学合理地适当加大井网密度;

(2) 实行早期注水;

(3) 进行整体的压裂改造。

超前注水是指在油田未投产前经过一段时间的注水, 使地层压力升至高于原始地层压力, 并建立起有效驱替系统, 油层内驱替压力梯度大于启动压力梯度后, 油井投产并保持在这种状态下开采的一种注水技术。通过超前注水可使地层压力高于原始地层压力, 渗透率也有一定的提升, 改善了储层的渗透性, 减弱了压敏效应对开发效果的不利影响,

通过借鉴陕西坪北油田低渗油藏超前注水的经验可知:

(1) 先期注水提高和保持了地层压力, 建立了超过注水的驱替压力梯度, 能够克服更大的毛管力及其它阻力的作用, 使得更细小孔道的原油能够被驱替出来。

(2) 超前注水时, 注入水首先沿着渗流阻力小的较高渗透层段突进, 当较高渗透率层段的地层压力升高后, 由于高低渗透率层段之间的压力差, 注入水将向较低渗透层段流动, 从而有效的提高注入水的波及体积。

3 注水可行性试验

刘16-1井位于刘海构造的东部, 刘9块的下降盘, 主要的含油层系为S2下1-3, 油藏埋深3500-3800米, 刘16-1井组为一对一井组, 油井为刘32井, 井距300m左右, 刘16-1井沙二下在注水压力22.0-33.5MPa, 日注水量20-48m3, 刘16-1井注水4个月后累计注水6189m3其对应的生产井刘32井见效, 初期日产液由0.6t升至5t左右, 动液面由2339m升至2129m, 以后日产液稳中有升, 日产油一直稳定在1.8-3.0t, 从刘16-1井2006年5月和2010年3月两次测得吸水剖面来看, 只有21号和26号层吸水, 26号层为主要吸水层, 其对应的刘32井55号油层为主产层, 导致刘32井高含水的原因是刘16-1井26号层的注入水。刘32井截止到2012年12月累计产油0.9876×104t。

通过用ECLIPSE软件数值模拟, 针对刘32井中高含水的情况, 应用甲型水驱特征曲线 (图2) 计算可以看出, 见效后可多增加采油量0.8324×104t, 采收率可增加11.9%, 效果显著。

4 结论

(1) 通过刘16-1井组的见效情况认为, 刘庄S2下高压低渗油藏注水开发能够有效提高采收率, 具有较好的效果。

注水开发油藏见水时间预测新方法 篇8

该油田位于形成于白垩纪~第三纪时期的西非盆地的区域构造转换带上, 浊积水道-朵叶复合体、朵叶复合体沉积是该区主要的储层, 断层多为晚期断层。属正常的温度、压力系统。油田地面原油密度0.780~0.817g/cm3, 地层原油密度0.412~0.612g/cm3, 气油比264~827m3/m3, 体积系数1.729~4.053, 地层原油粘度0.090~0.642, 属轻质挥发边水油田。油田开发采用早期边部注水保持地层压力的开发方式进行油田开发, 开采方式为自喷生产。油田单井产能高, 投产后注水井注入效果好, 地层压力保持良好。

在油田生产过程中, 油井见水时间的早晚对油田的产量有着极大的影响, 如何油井见水时间的预测对油田生产管理有重要的指导意义。本文针对该问题, 将物质平衡方程中渗流截面面积考虑成与波及状况有关的函数, 推导出等饱和度面移动规律, 进而得出见水时间计算公式, 并利用3口实际已见水井资料对该方法进行了检验。

2 见水时间预测公式理论推导

流入微元体左侧面水相流量为

流出微元体右侧水相流量为

因此在dt时间内流入流出的水相体积差

由于存在一个dt时间内流出流入的水相体积差值, 所以微小单元体的含水饱和度将因此发生变化。其水相体积变化值为:

由物质平衡可得

两边同除以A (x) dxdt可得

在注水量基本稳定时, 每个剖面上的流体流量QL为常数, 将上式右端项 展开得

将式 (2-8) 代入到式 (2-7) 可得

因含水率是含水饱和度的函数, 式 (2-9) 变为

可得到等饱和度面移动规律

对式 (2-11) 分离变量并积分可得

见水时间为水驱前缘推进到生产井所经历的时间。在注水量基本稳定前提下, 式 (2-12) 中x、f'W (SW) 分别取注采井距、f'Wf (SWf) 时即可得到见水时间

每个剖面上的流体流量等于注水井注水量, 即

式 (2-13) 可表示为

油田实际生产过程中, 注采比并不一定平衡, 导致油田整体压力变化。在这种情况下需要对式 (2-15) 进行修正, 修正式如下:

3 见水时间计算方法

由式 (2-15) 可以看出, 决定见水时间计算精度的有四个参数:准 注采保持平衡时, 地层压力保持不变, 取为初始孔隙度即可, 以下详细介绍另外三个关键参数求取方法。

①∫0LA (x) dx求取

∫0LA (x) dx求取最关键的问题就是将A (x) 用数学表达式表达出来。在实际应用时根据含油面积图、砂体构造图、油水界面以及连井剖面图分析出注采井间渗流区域, 通过函数拟合得到A (x) 的表达式, 积分即可得到∫0LA (x) dx值。

结合流线数值模拟方面的经验, 对于A (x) 求取应该注意的细节如下:

a.考虑构造高低部位对渗流区域的影响

构造幅度的变化会影响到注入水波及状况。在重力因素影响作用下, 注入水会在构造低部位积聚, 因此渗流区域在构造的低部位要偏大。

b.考虑合注合采对渗流区域的影响

合注合采时, 上下层砂体展布形态、渗透率若差距较大, 应在上下层分别计算见水时间, 取最短见水时间为实际见水时间。

c.考虑油水界面对渗流区域的影响

若射开层位位于油水界面之下, 注入水前缘在推进过程中, 相当于是从油水界面开始推进的, 分析渗流区域时应该考虑油水界面的影响。如果没有考虑油水界面的展布, 计算结果会明显偏大, 导致预测的见水时间拖后, 影响最终的产量预测结果。

d.考虑储层非均质性对渗流区域的影响

储层非均质性对见水时间的影响可在刻画渗流区域时体现出来。刻画渗流区域时, 最大渗透率展布方向渗流区域形态更修长 (即A (x) 更小) , 最小渗透率展布方向渗流区域形态更宽阔 (即A (x) 更大) 。

e.考虑砂体边界、周边井对渗流区域的影响

砂体边界对渗流区域的影响是决定性的。遇到砂体边界, 渗流区域的刻画应该沿着边界方向。另外周边井的存在, 即使不是同一注采井组也同样会影响流场的分布, 因此在刻画渗流区域时同样应该考虑周边井的影响。

在A (x) 刻画好后, 可通过数学积分求取∫0LA (x) dx值。

②Qiw求取

Qiw直接影响最终见水时间计算结果。比较简单的情况是同一层位一口注水井对应一口生产井。但该油田常出现一口注水井对应多口生产井, 或者多口注水井对应一口生产井, 纵向上注水井注水量需按照地层系数进行劈分, 同一层按照生产井产油比例进行劈分, 这样求取的见水时间才能合理。

③f'w (Swf) 求取

f'w (Swf) 求取可通过式 (18) 计算得到

在含水率曲线上通过束缚水饱和度Swc对fw-Sw曲线做切线, 切线的斜率即为f'w (Swf) 的值。

以上介绍了见水时间计算公式以及涉及的关键参数求取方法, 下面给出见水时间计算步骤:

a.分析静态资料、结合动态资料确定注采对应关系;b.根据含油面积图、砂体构造图、油水界面以及连井剖面图, 结合∫0LA (x) dx求取提到的注意问题分析注采井间渗流区域;c.以注采井连线为横轴建立坐标系, 通过函数拟合得到渗流区域外边缘A (x) 的函数表达式, 再利用Matlab积分即可得到∫0LA (x) dx值;如图 (2-1) 中若坐标轴上下部分不对称 (只有面积井网才对称) , 则上下部分应该分别计算 对注水量进行劈分, 求得生产井对应注水井的注水速度Qw;e.通过室内实验测出相对渗透率曲线, 如有多条相对渗透率曲线进行归一化处理, 利用归一化后相对渗透率曲线求取分流量曲线, 过束缚水饱和度点做分流量曲线的切线求取f'w (Swf) ;f.结合累计注采、地层压力资料, 应用 (2-15) 或 (2-16) 求取见水时间。

4 见水时间计算方法验证

油田目前已有三口井见水, 分别是33井、29井和16井。结合连井剖面图及生产动态图分析出对应的注水井, 根据砂体展布情况、构造情况、油水界面情况划出注水波及区域, 测4条相对渗透率曲线, 得归一化的相对渗透率曲线如图4-1。

利用归一化相对渗透率曲线做分流量曲线如图4-2, 过束缚水饱和度点做分流量曲线的切线, 可得f'w (Swf) =1.7598。

因目前地层压力保持情况稳定, 与初始地层压力相差不大, 根据式 (2-15) 计算出见水时间 (见表4-1) 。

(1) 29井见水时间计算

动态资料显示, 注水井注水效果显著, 29井能量得到及时补充, 受效程度好。29井与对应的注水井27所在层位均为L2和L1层, 但L2和L1小层形态差距较大, 注水井27所在的L1层射开层位位于油水界面之下, 因此应该对L2和L1小层分别计算见水时间。27井累计注水量为586万方, 劈分到AL2、AL1上的注水量分别为410万方和176万方, L2、L1上渗流区域孔隙体积计算结果为242万方、191万方, 计算见水时间为2011-2-26 (见表4-1) , 实际见水时间为2011-3-11, 相差15天, 预测精度较高。

(2) 33井见水时间计算

33井为水平井, 通过动态资料分析, 33井对应注水井为W28井, W28井累计注水量为461万方, f'w (swf) =1.7598, 采用上面介绍的计算方法, 得到孔隙体积计算结果为148万方, 计算见水时间为2010-10-23 (见表4-1) , 实际见水时间为2010-9-28, 相差25天, 预测精度较高。

(3) 16井见水时间计算

通过动态资料分析, 34井注水16井受效明显。34井截止到 (2011年7月31日) 累计注水量为270×104m3, 因34井同时给16井、26井注水, 劈分到16井的注水量为100×104m3, 日注水量为5350m3/d, 采用前文介绍的方法计算孔隙体积计算结果为122×104m3, 计算见水时间为2010-6-13 (见表4-1) , 实际见水时间为2010-5-21, 预测见水时间晚于实际见水时间, 相差22天。

5 结束语

低渗透油藏超前注水渗透率界限研究 篇9

1室内岩心实验分析

为研究超前注水适用的渗透率界限,按照实际储层渗透率分布,分别设计多组不同渗透率级别的室内实验,其中岩心渗透率范围为0. 24 ~ 51. 38 m D。天然岩心: 外形直径为2. 5 cm的天然岩心,将岩心渗透率按不同范围分成以下4个区间: 区间Ⅰ: K≥10 m D; 区间Ⅱ: 5 m D≤K < 10 m D; 区间 Ⅲ: 2. 5m D≤K < 5 m D; 区间Ⅳ: K < 2. 5 m D。实验设备: 恒温箱、驱油泵、中间容器、Micro-CT、其他辅助设备。 实验条件: 实验温度为50 ℃,围压19 MPa。

1. 1超前注水对渗透率的影响

地层压力变化对渗透率的影响实验表明: 升压过程,即净应力减小时,岩心渗透率值上升缓慢,且增加幅度较小。降压过程,即净应力增大时,岩心渗透率值下降较快,且下降幅度较大。当净应力为17 MPa,即地层压力为2 MPa时,渗透率级别小于10 m D的岩心,渗透率降幅为15% 左右,渗透率级别大于10 m D的岩心,渗透率下降幅度较小,如图1所示,并且恢复压力后,渗透率恢复程度很小,如图2和图3所示。

1.2超前注水对孔隙结构的影响

采用Micro-CT扫描法研究地层压力变化对孔隙结构的影响实验。结果表明,岩心孔隙度对应力变化不敏感,升压过程,即净应力减小时,孔隙度基本不变,降压过程,即净应力增大时,孔隙度下降百分数小于2% ,如图4所示。孔喉半径和配位数变化与渗透率变化基本相似,升压过程,二者的增幅都很小,降压过程,二者的下降幅度明显增大。渗透率级别小于10 m D的岩心,孔喉半径下降幅度最大达到40% ,配位数下降幅度最大达到10% ,渗透率级别大于10 m D的岩心,孔喉半径 下降幅度 不到10% ,配位数下降幅度不到5% ,净应力的影响明显减弱,如图5、图6所示。

1.3超前注水对驱油效率影响

地层压力变化对驱油效率影响实验表明: 升压过程,随着地层压力的逐渐增大 ( 净应力逐渐减小) ,渗透率级别小于10. 0 m D的岩心,驱油效率增加较为明显,在1. 2% 左右; 渗透率级别大于10. 0 m D的岩心,驱油效率增加幅度较小,只有0. 3% ,如图7所示。降压过程,随着地层压力的逐渐减小 ( 净应力逐渐增大) ,渗透率级别小于10. 0 m D的岩心,驱油效率下降幅度较大,达到3% ; 对于渗透率级别大于10. 0 m D的岩心,驱油效率下降幅度变小,不到1% ,如图8所示。

2油藏数值模拟分析

低渗透油藏存在启动压力,对于不同渗透率的储层,启动压力大小不同[7]。图9为X油田启动压力梯度与渗透率关系曲线,从图中可以看出,启动压力梯度随着渗透率的增大而减小,当储层渗透率小于10 m D时,随着渗透率的减小,启动压力梯度上升较快; 当储层渗透率大于10 m D时,启动压力梯度变化不大,均小于0. 002 MPa /m,对开发效果影响相对较小。

利用MSFLOW数值模拟软件,采用非达西数值模拟方法,考虑启动压力梯度的影响,以低渗透X油田参数为基础( 模拟参数见表1) ,研究超前注水对波及系数和采收率的影响。

为了便于对比,利用数值模拟计算同步注水和超前注水两种方案。同步注水时,油水井同时投产投注,油藏原始地层压力为7. 3 MPa; 超前注水时, 只有水井开井,模拟油层平均压力上升到9. 0 MPa时油井开井生产。油井开井生产后,保持注采平衡, 模拟到含水98% ,计算水驱波及系数和采收率,得出的渗透率与波及系数及采收率变化关系曲线,如图10、图11所示。

从图10中可以得出,对于渗透率小于10 m D的储层,启动压力梯度大于0. 002 MPa /m,采取超前注水方式开发,能够有效克服启动压力梯度影响,增大非主流线渗流范围,与同步注水相比,平面波及系数提高5. 0% 以上; 渗透率大于10 m D的储层,启动压力梯度较小,超前注水条件下波及系数提高幅度较小。从图11中可以看出,渗透率小于10 m D的储层,采取超前注水方式开发,与同步注水相比,最终采收率提高0. 4% 以上,且随着渗透率下降,采收率提高幅度逐渐增加; 渗透率大于10 m D的储层, 采收率提高幅度不明显。

3现场试验效果评价

X油田属于典型的低渗透油藏,根据超前注水示范区实际生产数据,研究超前注水投产后油井受效特征。选取X油田低渗透区块中具有代表性的同步注水区块,与超前注水区块进行对比分析,不同注水方式区块基础参数见表2。

根据不同注水方式区块开发初期单井日产油量数据,绘制各区块单井日产量随时间变化关系曲线, 如图12所示。超前注水区块投产初期单井日产油2. 7 t,比同步注水井区的1. 7 t高1. 0 t,区块初期采油强度0. 23 t/d. m。投产12个月后,单井日产油2. 1 t,采油强度0. 18 t / d ·m,递减幅度为22% ,比同步注水井区同时期低13% ,其开发效果明显好于同步注水井区。

4结论

( 1) 相比渗透率大于10 m D的岩心,渗透率小于10 m D的岩心对压力变化更为敏感,若不采用超前注水,提早补充地层能量,随着地层压力的下降, 其渗透率下降幅度较大,孔喉半径和配位数变化与渗透率变化基本相似,岩心孔隙度对应力变化不敏感。

( 2) 超前注水对驱油效率影响实验表明,相比渗透率大于10 m D的岩心,渗透率小于10 m D的岩心,升压过程,采收率增加明显,降压过程,采收率降低幅度亦较大,对于该渗透率的储层采用超前注水增效明显。

( 3) 与同步注水相比,采用超前注水开发,对于渗透率小于10 m D的储层,平面波及 系数提高5. 0% 以上,采收率提高0. 4% 以上,渗透率大于10 m D的储层,采收率增幅不明显。