特高含水

摘要： 针对中国石化东部老油田的油藏特点和开发矛盾,介绍了水驱、化学驱、稠油热采、CO_(2)驱等不同开发方式下提高采收率技术的主要进展和矿场应用效果。水驱调整以局部注-采关系完善为主,配套工艺采取智能分注分采技术,特低渗油藏开展了压驱注水试验;化学驱形成了无碱二元复合驱和非均相复合驱技术并已工业化推广应用,研发了耐温、耐盐、抗钙镁驱油剂和驱油体系;稠油油藏发展了低效稠油降粘复合驱技术、深层特超稠油HDCS技术、浅层超稠油HDNS技术和深层稠油化学蒸汽驱技术;CO_(2)驱针对中-高渗高含水油藏采取长效焖井+大段塞注入模式,针对低渗/特低渗油藏采取高压低速注入、异井水气交替注入模式,针对致密油藏采取异步周期注采模式。在上述技术进展分析的基础上,指出了不同类型油藏进一步提高采收率的攻关方向。

摘要： 2020年以来,针对开发矛盾突出的杏河西区,安塞油田技术人员自主绘制油藏单砂体剖面图460幅,并创造性地将吸水、剩余油等资料表征于单砂体剖面图上,摸清了杏河西区块厚油层底部强吸水、孔隙-裂缝型水驱等油藏矛盾的主要特点。2021年8月,依托双向调堵压裂先导试验专项,精准选取10个典型高含水井组开展自适应深部调驱,配套5口高含水、特高含水采油井堵水压裂。

摘要： 针对已进入特高含水期油田注水层段内部的吸水差异和动用程度差异不断增加,原有由渗透率、有效厚度等静态数据决定的注水层段组合及配水方式已满足不了开发后期油田生产需求的问题,建立了基于渗流阻力的注水层段重组和配注界限确定方法,即根据油层属性、沉积相接触模式等特征的差异,对不同层段采用不同的注水方式和注水量,实现不同油层动用更加均衡,提高薄差层动用能力、减缓产量递减的目标。研究结果表明,依据渗流阻力和阻力系数进行注水层段分级可以有效挖掘分层注水潜力。实践表明,该方法有效改善了X开发区典型区块的开发效果,达到了减缓产量递减和含水上升的目的。建立的特高含水期基于渗流阻力的层段组合和确定配水界限方法,可以有效控制产量递减和含水上升,配水方式及调整方法对开发后期水驱油田具有较高的借鉴意义和参考价值。

摘要： 水驱油藏进入特高含水高采出程度开发阶段,剩余油的分布更加复杂,开发难度逐年增大.以首次选取综合含水大于98％的特高含水断块油藏为研究对象,选取综合含水和采出程度等指标建立剩余油潜力评价的标准,将剩余油潜力分为四类.通过潜力评价,确定了特高含水期剩余油潜力方向,并进行分类调整对策研究.实施效果表明,在特高含油藏仍然存在低含水剩余油潜力区,具有进一步提高采收率的空间.该研究成果对同类油藏开发后期提高采收率具有重要的借鉴意义.

摘要： 特高含水水驱油藏油水流动差异、剩余油分散富集现象日益严重.为了从宏观尺度制定油藏动态高效开发策略,提出一套基于界面重构思想的流场边界动态追踪模型,预测了二维及三维流场的速度差异界面、饱和度差异界面演化规律,完成了特高含水油藏区块高速、高含水流场边界定量表征的测试,并制定开发对策验证其工程应用的可行性.在经典黑油模型基础上,结合动态流线追踪方程,在多相界面追踪方法中引入界面重构思想,建立了一套综合考虑动静态因素的流场边界定量表征方法.联合二维流场的渗流速度差异界面和含水饱和度差异界面、三维流场的渗流速度差异界面和含油饱和度差异界面,将油藏流场划分为高速驱油区、高速耗水区、低速富水区、低速富油区.利用建立的流场边界动态追踪模型可以很好地追踪流场动态边界诞生、发展、稳定的过程,通过开发策略应用测试验证了其可行性.

摘要： 随着胜利油田水驱油藏进入特高含水开发阶段,含水升高、注采强度增大等对化学防砂效果和有效期提出了更高的要求。总结了胜利油田特高含水期化学防砂技术面临的开发矛盾,介绍了胜利油田在防砂控水一体化技术、高渗滤砂管提液技术、低温固砂技术和分层注入技术方面的进展,为特高含水期油田化学防砂提供借鉴。

摘要： 针对特高含水期油田常规井间储层预测方法多解性强,无法满足剩余油挖潜需求的难题,以大庆长垣老区为例,开展叠前反演储层预测研究,进一步提高特高含水阶段油田井间储层描述精度,实现储层描述的定量化和精准化.首先通过储层岩石物理模拟分析,确定砂岩与泥岩门槛值和界限;其次,开展地震角道集部分叠加、子波提取等关键环节处理,建立井震结合桥梁;最后,在Zoeppritz理论方程分析的基础上,以纵横波测井数据为出发点、井间基于不同角度叠加地震与子波为控制,采用蒙特卡洛算法实现纵、横波联合储层砂体预测.研究发现,与单一的纵波阻抗叠后反演预测结果相比,叠前反演薄层砂体预测结果与后验井符合精度更高,有效指导了潜力区的剩余油挖潜方案编制,单井压裂措施之后,增油3.5 t/d,含水下降10％.该方法适用于特高含水期油田储层精准预测和剩余油挖潜.

摘要： 注水开发砂岩油藏进入特高含水期后,其生产特征和水驱规律都与高含水阶段有所不同,高含水阶段的水驱规律不能用于指导特高含水期的生产实践.为了做好特高含水期的油藏开发管理工作,基于DT油藏的生产数据,从生产特征和驱油机理出发,研究了特高含水期的水驱规律,取得了以下主要认识.特高含水期油藏呈现出了"一高两低"的生产特征,即高含水、低产量、低采出程度.产量递减率和含水上升速度也都较低.地下存在大量的剩余油可以挖潜.油藏存在水驱采油和水洗采油两个基本的开采机理,水驱采油的对象为连续型剩余油,开采效果较好;水洗采油的对象为离散型剩余油,开采效果较差.油藏开发初期以水驱采油为主,然后转变为开发后期以水洗采油为主的开发过程.高含水阶段的水驱曲线和水油比曲线近似为一直线,特高含水期的水驱曲线和水油比曲线出现上翘,表明水驱采油向水洗采油过程的转变,开采效果变差.用高含水阶段水驱规律预测的油藏采收率比用特高含水期水驱规律预测的采收率高,DT油藏平均高了5.24％.提高采收率的方法都是通过提高采出程度来实现的,具体包括3个方面:扩大波及、加深水洗、提高驱油效率.长期水洗也可以提高油藏采出程度.特高含水期的油藏开发仍应以扩大波及为主,并带动驱油效率一起提高.

摘要： 我国陆上油田大多处于油田开发后期,含水超90％,剩余油挖潜难度加大.为大幅度提高油田采收程度,探索了特高含水油田化学驱油方法.首先,对研究区进行分区对比地层厚度、砂岩厚度,精细描述储层分布规律;其次,基于不同区域储层孔喉结构、渗透率统计结果,分析储层非均质特征;最后,设计出与主力油藏相似的三维非均质物理模型,结合岩心分析实验资料,对化学驱不同质量分数、压力对驱油效果的影响进行了研究,总结出了化学驱油效率的变化特征.研究发现,化学驱可提高驱油效率8％左右.

摘要： 为探索介于热采开发界限的高孔高渗疏松砂岩稠油油藏在大液量提液冷采模式下的水驱油效率及其影响因素,以渤海辽东矿区LD油田样品为例,在实验流速分别为1.0、7.5、15.0 mL/min的情况下,开展了2000 PV高倍数水驱油效率的实验研究,同时结合压汞、X衍射全岩和气测渗透率等实验数据对提液方式进行优化,分析各因素对此类型稠油油藏提液后的水驱油效率的影响.结果表明,微观孔喉结构、填隙物体积分数、渗透率等储层地质特征差异对提液后的驱替特征具有较大影响,微观孔喉结构越差、填隙物体积分数越高、渗透率越低,高倍数水驱油效率越低;相比于直接提液方式,分步提液方式能取得更高的水驱油效率.对处于热采界限内的该类型稠油油藏进行水驱冷采开发,为避免造成前缘突进、降低微观波及,提液幅度控制在7.5倍为宜.实验结果可以有效指导该类型稠油油藏在矿场利用水平井规模化大幅提高生产井产液量进行剩余油挖潜.

摘要： 针对锦16(东)块兴隆台油层“双高”阶段剩余油分布零散、水驱效果差、注水井井况差的开发矛盾，通过对油藏剩余油分布特征及滞留区剩余油开采方法研究，对该块实施以分层系轮换注水、强注强采、强弱脉冲注水为主的注采结构综合调整，挖掘剩余油潜力，使区块日产油从69t/d上升到108t/d，阶段增油2.25×104t，取得了非常好的效果，对类似油藏特高含水期改善开发效果具有借鉴意义。

摘要： 油藏进入特高含水期后主力层位水淹程度严重,剩余油分布趋于零散,利用油藏数值模拟技术认识剩余油的难度加大.从寻找特高含水期剩余油分布特点和影响因素入手,总结提出了中高渗透油藏特高含水期精细数值模拟技术的基本原则,探讨了控制剩余油分布的主要因素以及精细数值模拟的主要技术方法.实践应用表明,精细数值模拟技术能够指导特高含水期油藏的研究.

摘要： 为了探索出河南东部稀油田特高含水期挖潜的有效途径,挖掘地层中分布零散、隐蔽剩余油,针对河南油田双北Ⅳ4层系开展了区块整体深度调剖工艺技术研究(Ⅳ4层系原始地质储量273 × 104 t,当前综合含水95.26﹪,采出程度40.48﹪,可采储量采出程度83.18﹪).包括以下方面:(1)研究出了适宜于地层条件的深部调剖剂,其强度适中、成胶时间可调、可用"新鲜"污水配制、实现大剂量在线连续注入;(2)利用示踪剂井监测技术对当前地层高渗透层段的分布及特征进行了认识,明确了其非均质状况.(3)利用调剖数值模拟技术进行区块整体调剖优化设计.(4)对Ⅳ4层系主体部位的五口井实施了整体深度调剖.措施后,油藏中纵向和平面矛盾得到有效改善,措施累计增油3981t,减少产水24630m3.平均每万元投入增油18.9t,降水117m3.

摘要： 针对真武油田进入特高含水期后剩余油富集区高度分散、老井套损严重、原注采井网破坏严重、产量递减快的现状,开展了油藏精细描述,重点认识了内部低序级小断层和隔夹层的分布;数值模拟结合饱和度监测认识剩余油分布,在此基础上实施特殊结构井、局部加密调整、注采井网重组、改变液流方向、套损井治理等措施调整注采结构,有效地改善了开发效果.

摘要： 油藏进入特高含水期后主力部位水淹严重,剩余油分布趋于零散,利用油藏数值模拟手段认识剩余油的难度加大.本文从寻找特高含水开发阶段剩余油分布特点、影响因素入手,总结提出了中高渗油藏特高含水期精细数值模拟技术实现的基本原则,分析探讨了控制剩余油分布的主要因素以及实现精细数值模拟的主要技术方法.实际应用表明其技术应用效果明显,可以指导同类油藏的研究.

摘要： 本发明涉及一种特高含水期油藏含水率预测方法，包括如下步骤：S1判断油藏是否为注水保压开发,若油藏是注水保压开发，进入下一步；S2初步判断油藏的含水率，若含水率大于90％，进入下一步；S3圈定油藏的水驱控制地质储量No，从而确定可动油储量Nom；S4根据油藏注采平衡获得累积注入水量，将可动油储量和累积注入水量带入含水率公式，从而得到油藏在特高含水期的含水率。本方法在油藏特高含水期，产液量稳定条件下，根据注采平衡关系确定累积注入水量，利用B型含水率预测公式中累积注入水量‑含水率关系预测含水率，解决了现有模型拟合参数多、而且存在多解性的问题。

摘要： 本发明提供一种水驱特高含水后期后控含水开发方法，该水驱特高含水后期后控含水开发方法包括：步骤1，确定地质开发参数；步骤2，进行关井焖井试采测试；步骤3，确定开采方式成本；步骤4，转变开发方式时机。该水驱特高含水后期后控含水开发方法创新改变油藏中注采压差、毛管力、重力差和弹性力的作用方式和作用相对大小，大幅降低了采出液及其含水量，使运行成本逼近油价的常规开采的极高耗水问题得到控制，能够形成大幅降低注采动力费和油水分离费的作用，降低经济极限成本，提高经济可采储量，投资小、风险小，有很好的实用性和可推广性，对油田开发延长经济寿命期和提高采收率有重要作用。

摘要： 本发明涉及一种特高含水期油藏含水率预测方法，包括如下步骤：S1判断油藏是否为注水保压开发,若油藏是注水保压开发，进入下一步；S2初步判断油藏的含水率，若含水率大于90％，进入下一步；S3圈定油藏的水驱控制地质储量N

摘要： 本发明提供一种水驱特高含水后期后控含水开发方法，该水驱特高含水后期后控含水开发方法包括：步骤1，确定地质开发参数；步骤2，进行关井焖井试采测试；步骤3，确定开采方式成本；步骤4，转变开发方式时机。该水驱特高含水后期后控含水开发方法创新改变油藏中注采压差、毛管力、重力差和弹性力的作用方式和作用相对大小，大幅降低了采出液及其含水量，使运行成本逼近油价的常规开采的极高耗水问题得到控制，能够形成大幅降低注采动力费和油水分离费的作用，降低经济极限成本，提高经济可采储量，投资小、风险小，有很好的实用性和可推广性，对油田开发延长经济寿命期和提高采收率有重要作用。

摘要： 本发明涉及一种特高含水油藏高耗水通道的识别方法，属于石油开采技术领域。本发明的特高含水油藏高耗水通道的识别方法，包括以下步骤：绘制渗透率级差分布图、油水井累产累注图；根据油水井累产累注图确定累产水量与累注水量的比值大于设定值d的油井与注水井之间存在高耗水带；利用具有高耗水带的油井与注水井的产液、吸水剖面数据，识别产水量占油井总产水量的比值大于设定值e且吸水量占注水井总吸水量的比值大于设定值f的层位，该层位位于所述油井与注水井之间的部分即为高耗水通道。本发明首次提出了高耗水通道的识别方法，对高耗水通道进行识别，能够有目的性的针对高耗水通道采取措施，降低水驱开发的成本，并利于提高水驱开发效率。

摘要： 本发明属于油田开发技术领域，特别涉及一种特高含水多层系油藏层系互换调流场的方法。所述方法包括：步骤1.特高含水油藏储层非均质性特征分析；步骤2.不同层析耗水状况及流线差异分析；步骤3.不同层系间剩余油分布特征研究；步骤4.层系互换可行性分析；步骤5.层析互换调流场方案设计及优化；步骤6.不同类型油藏层系互换调流场模式建立。本发明方法针对性强，具有很好的实用性，能够有效利用纵向多层系叠置的特点进行层系井网综合调整转变流线、调整流场，对整装油藏实现效益开发、进一步提高采收率均具有重要意义。

摘要： 本发明属于油田开发技术领域，涉及一种特高含水期油藏开发政策合理性判识方法。其包括：选取驱替压力梯度场和渗流阻力场作判识指标；建立单元或区块油藏数值模拟相似模型，计算驱替压力梯度参数场以及渗流阻力参数场；采用Tanimoto系数法求解两个判识参数场间的向量相似度，以此衡量开发现状均衡性参数场和流场均衡性参数场间的匹配性关系；根据不同流场调整方案下的两场相似度与采出程度提高幅度的判识结果，绘制曲线图版，定量表征流场调整潜力大小。该方法能解决定量判识特高含水期油藏是否具有实施流场调整的潜力的实际问题，能够有效推进特高含水期流场调整技术在实际单元或区块的推广应用。

摘要： 本发明属于石油开发技术领域，具体涉及一种疏松砂岩油藏渗流单元定量描述方法。本发明方法以室内实验为基础，确定疏松砂岩油藏特高含水期不同物性级别储层参数变化规律及数学模型，形成渗流单元划分的标准，根据高速非达西流特性对高速渗流单元中的非线性渗流区域进行筛选，最终形成一套针对中高渗疏松砂岩油藏的渗流单元评价方法，用以指导特高含水期均衡驱替调整及剩余油挖潜。本发明方法通过渗流单元的划分，可以量化疏松砂岩油藏高含水期各区域开发潜力，为各分区内剩余油挖潜方式提供参考，为老油田提高采收率、改善开发效果起到了重要的经济效益。

摘要： 本申请公开了一种特高含水油田的油藏开采方法，涉及油田开发技术领域。所述方法包括：采用高精度油藏描述方法，获取特高含水油田的油藏描述信息，油藏描述信息用于指示特高含水油田的储层结构和油藏信息；基于油藏描述信息，采用预测分析模型对特高含水油田的相关数据进行预测分析，得到预测分析数据；基于全藏波及高效驱替技术，结合预测分析数据对特高含水油田进行重构处理；采用高效智能的生产作业方式，对经重构处理后的特高含水油田进行油藏开采。本申请针对特高含水油田提供了一套完善的开采方案，能够提升特高含水油田的采收率，降低生产成本，进一步释放特高含水油田稳产潜力和创效活力，拓展特高含水油田在中低油价下效益稳产的发展。

摘要： 本发明属于油气田开发领域，涉及一种特高含水油藏开发均衡性快速评价方法。所述方法包括以下步骤：建立目标油藏数值概念模型；通过黑油模拟器，设置不同注采条件方案，模拟至含水95%，分别模拟计算不同注采条件方案实施变流线调整的提高采收率效果；计算不同注采方案变流线调整前主流线、非主流线的拟渗流阻力级差，绘制拟渗流阻力级差与提高采收率指标关系曲线，得到变流线调整拟渗流阻力级差政策界限；根据以下评价模型，进行特高含水油藏开发均衡性评价。本发明方法结合建立的渗流阻力级差图版，评价水驱油藏开发的均衡性，评价速度快、效率高，对于特高含水油藏开发调整决策具有重要的指导意义。