特高含水期

摘要： 为改善特高含水期油藏开发效果,实现区块效益开发,通过开展精细油藏描述,形成剩余油分布定量新认识,同时结合储层分类评价结果筛选调整潜力区块,形成不同类型储层差异化调整对策。在完善注采井网的基础上,针对“双高”区域开展了流场定量表征研究,为精细化注采调整提供理论基础。根据矿场实施结果,调整后各项注水指标逐年变好,自然递减率大幅下降,调整取得较好效果,具有较大的推广意义。

摘要： 对比陆地油田,海上油田生产井数少、井控储量高,导致剩余油既有共同性,也有复杂性和差异性。同时它区别于陆地油田的持续性调整,导致高度分散程度存在明显差别。因此,需要开展针对性的相关研究。经过海上油田开发特点、各个开发阶段、油藏渗流过程的研究,提出特高含水期的剩余油主要有三类,即整体富集型剩余油、局部富集型剩余油、整体分散型剩余油。在全面分析各类剩余油富集机理的基础上,提出不同的动用策略,主要包括重构新井网、调整现井网等措施。调整不同挖潜措施的占比,完成剩余油富集差异下的挖潜策略。通过油田开发特点、地下油藏渗流的宏观研究与具体挖潜措施结合,明确特高含水期海上油田的系统性工作,对油田开发具有一定指导意义。

摘要： 静安堡油田沈84-安12块为复杂断块注水开发多层砂岩油藏,也是辽河油田储量规模和产量规模最大的高凝油油藏。该油藏经过5次加密调整,现已进入特高含水低速开发阶段。为有效改善开发效果,针对水驱“四大”矛盾加剧、剩余油高度分散等问题,运用油藏工程分析和数值模拟等方法,攻关形成了以“五个精细”为核心的特高含水期注水配套技术。结果表明,基于精细油藏描述,实施开发层系调整、多级细分注水、水淹层挖潜、多元注采调控等对策,可有效提高采收率。

摘要： 长期水驱后驱油效率进一步提高、残余油饱和度不断下降,造成常规数值模拟在特高含水期含水率拟合误差大、指标预测精度低。开展了18组2000 PV水驱油实验,基于实验结果回归得到驱油效率变化规律,结合测井实验中束缚水饱和度与储层物性相关性结果,建立了考虑物性、原油黏度、驱替PV数的残余油饱和度定量表达式。利用Petrel RE平台及Intersect模拟器实现了残余油饱和度在数值模拟中的分区动态表征,提出增加关键井段饱和度作为历史拟合参数,实现了残余油饱和度的迭代修改。研究结果表明:驱替倍数从50 PV提高至2000 PV,驱油效率平均提高12.9个百分点;模型中过路井饱和度与测井解释结果更为吻合,单井拟合率达到90%以上。本文研究对油田进一步调整挖潜具有重要意义。

摘要： 胜利油区主力整装油田经过长期注水开发,已进入注水开发后期,其综合含水率超过98%,但采收率仅为41%,仍具有较大剩余油储量和提高采收率潜力。通过对胜利整装油田取心井岩心分析,发现各整装油田特高含水期均出现了剩余油饱和度小于残余油饱和度的极端水洗井段,同时也存在含油饱和度大于水驱前缘含油饱和度的弱水驱井段。提出了特高含水储层极端水洗带、强水淹带和弱水驱带的定义和划分标准。研究注入量、驱替速度和渗透率等因素对极端水洗带形成的影响,结果表明,随着注入量的增加,注入水优先突破的区域中,含油饱和度逐步降低、水相渗透率逐步增大、注水分流量逐步提高、驱替速度逐步上升,导致该区域剩余油饱和度低于残余油饱和度,从而形成极端水洗带。建立了不同级次水驱带体积计算方法,并用孤东、孤岛和埕东3个整装油田生产动态数据进行了验证计算,证明所建立的方法是科学、准确的,且具有需要数据易得和计算简单的优势。

摘要： 特高含水期剩余油分布日趋复杂,挖潜难度越来越大,明确剩余油开发潜力是特高含水期油藏提高采收率的基础。综合考虑特高含水期剩余油空间分布、富集程度、耗水特征及经济可动性,从剩余油可动用资源、区域可开发潜力等方面,提出了剩余油可动用系数以及剩余油可采潜力因子2个综合评价指标,构建了特高含水期剩余油分类评价综合指标集;在此基础上,利用Xie-Beni指数改进了模糊C均值聚类(FCM)算法,对特高含水期油藏剩余油进行无监督聚类评价,形成了特高含水期剩余油分类评价新方法。以孤岛油田西区北为例,开展了特高含水期剩余油分类评价以及挖潜调整研究。结果表明:该方法可精准确定剩余油潜力优势部位,针对孤岛油田西区北Ng3-4单元的各类剩余油潜力评价结果,分别提出了相应的挖潜措施,指导了单元层系井网互换转流线调整工作,措施调整后单元提高采收率2.1%,可采储量增加29×10^(4) t。

摘要： 八面河油田面4区位于八面河油田主体构造带中部,油藏类型为是一个浅层、特高孔、中高渗、常温常压、普通稠油Ⅰ类构造一岩性油藏。该区块沙三段经历35年的注水开发,受层间、平面非均质以及老井井况恶化、高水等影响,开发上呈现储量失控严重,水驱效率低的现状。十三五期间该单元通过开展油藏精细描述,找准层间及平面剩余油富集区,采取新老井结合方式重构井位,实现特高含水期老区开发稳中有升的开发效果。

摘要： 随着油田开发工程的推进,中国许多油田都已经进入开发后期,这一阶段的油田普遍含水量较高,给开采工作带来严峻考验.为保证油田的开采量满足生产需求,科学、合理的管理必不可少.

摘要： 针对高含水期油藏点坝砂体剩余油挖潜困难等问题,通过室内实验明确中高渗储层高倍水驱物性变化规律,确定时变数值模拟方法,基于渗流场强度的评价将油藏划分为三类渗流特征分区,通过点坝砂体内部构型的建模方法确定特高含水期水平井的部署位置.研究表明:基于流场强度分布的水平井部署方法能够突出反映高含水期点坝砂体内部流体流动的非均质性,在弱流场强度范围内部署水平井较其他区域部署水平井的开发效果明显改善.将新的方法应用于港东油田二区块Nm Ⅳ-6-3小层,对该小层进行流场评价并部署一口水平井,初期日产油量77.3 t,预测未来第15年末累计产油量16.4×104 t.新的方法为点坝砂体高含水期开发的井位部署提供借鉴思路.

摘要： 水驱油藏进入特高含水期,井网相对固定,受储层非均质性的影响,油井含水差异大,油井液量调配是改善油井开发效果差异的经济有效的主要措施.为建立油井液量调配的优化方法,以多层合采油藏中一注多采井组为例,考虑特高含水期储层物性参数和剩余油分布的非均质特征,将一注多采井组等效为多个一注一采井组;综合考虑渗透率和原油黏度的时变特征以及注水启动压力,建立了一注一采多层合采剖面模型开发指标的计算方法,以油井液量调配后各油井含水率趋于一致为目标,采用迭代法计算得到油井调配所需液量.经过数值模拟验证表明,采用建立的油井液量调配优化方法得到的液量进行生产,在给定的调配时间内油井能够达到相近的含水率,有效改善了水驱开发效果.

摘要： 底水油藏特高含水期时,波及体积趋于定值,提高采收率主要以提高驱油效率为主,而孔隙体积注入倍数是影响波及区域内最终驱油效率的决定性因素.本研究采用相渗指数表达式的渗流方程,推导出驱油效率与孔隙体积注入倍数的半定量关系,并根据Logistic增长规律推导了两者的定量关系;同时依据水脊半径和形态的指数关系,实现了特高含水期底水油藏水平井水脊形态的定量描述和水脊体积的定量计算.依据此方法,通过拟合实际生产数据,可以确定特高含水期底水油藏理论采收率条件下的最大孔隙体积注入倍数.随着油田陆续进入高含水阶段,该方法可定量计算老井剩余潜力,可有效指导后续生产井挖潜方向.

摘要： A区块经过50年的开采,目前已进入特高含水期开发阶段,虽已完成针对不同开采对象的逐次加密调整及针对葡二高油层的开发层系细分调整,其层间干扰仍然严重,无效循环仍然存在,开发调整难度大.注水井细分调整可以进一步提高各类油层的动用程度,有效提高注水利用率,实现注水井剖面调整和注水结构调整,是投资较低、可有效改善水驱开发效果的措施之一.为满足精细油藏、经营油藏的需要,本文以生产动态数据及监测资料的分析为基础,应用多学科油藏描述技术,并引入经济评价指标,定量分析细分层段内渗透率变异系数、单层突进系段数、层段内小层数和砂岩厚度对细分调整效果的影响,分析水井测试周期及作业费用对经济效益的影响,得出一系列细分注水层段组合参数,指导细分注水方案编制工作.现场应用后,细分井渗透率小于0.1μm2的油层层数和砂岩动用比例提高17.8和18.3个百分点,周围采油井平均单井提产油提高0.3t,有效缓解了产量递减和含水率上升的幅度,为特高含水期水驱精细挖潜提供技术支撑.

摘要： 针对大庆油田特高含水期开发阶段调整井固井存在的难题,开展了影响固井质量的机理及应用技术研究.通过室内研究,建立了固井界面胶结质量评价方法,形成了界面增强、低温防窜、预防标准层套损等技术措施.通过现场规模化试验,特高含水期开发阶段固井配套技术具有较好的应用效果.

摘要： 大庆长垣油田目前已进入“双特高”开发阶段,随着油田开发的不断深入,开发、管理程度越来越精细,正确认识和评价油田特高含水期的开发状况,系统有效的判别其开发效果,是进一步提高油田开发水平的前提.通过分析各个评价指标的关系,最终确定出包括开发指标、注采系统、压力系统、动用状况、措施效果和管理指标等6大类14个开发效果评价单指标,并制定了其标准,利用层次分析法给出了这些指标的权重,基于模糊综合评判方法建立了水驱油田特高含水期开发效果评价体系.长垣油田精细挖潜示范区实践证明了该体系的准确性和有效性,可以更细致的体现出特高含水期各项指标间的差距,为示范区的精细挖潜提供方向和依据.该评价体系和方法的建立,使水驱油田特高含水期开发效果评价向方法科学化、程序规范化的方向发展,为老油田的调整提供科学的决策依据.

摘要： 水驱油田进入特高含水期后含油饱和度进一步降低,引起油水渗流特性发生突变使得在大多数水驱油田广泛使用的适用于中高含水阶段的开发指标预测方法误差增大.本文在前人研究的基础上利用贝克莱水驱油理论和韦尔奇公式将渗流特征关系、典型水驱特征曲线与产量递减规律进行联合求解,推导出多种包含时间参数的特高含水期开发指标预测新方法,此方法包含了水驱特征曲线法和递减规律的优点.以数值模拟方法为标准对比发现二次型模型准确程度较高,预测误差在允许范围内并且简便易实现,对实际油田开发具有一定的实际指导意义.

摘要： 坨33块为一裂缝-孔隙双重介质火山岩油藏,其网状裂缝发育,常规注水开发水淹水窜严重,开发效果差,油藏濒临废弃.为盘活低效开发储量,近年在深入开展油藏地质特征及剩余油分布规律研究基础上,借鉴国内外非烃类气驱成功经验,对该油藏非烃类气驱适应性及气驱技术进行了详细研究,结合数模研究成果,最终确定"低注高采"的氮气驱模式.现场开展了2个井组的先导试验,取得日增油8.1t的较好效果,为下步扩大实施规模具有重要指导意义.

摘要： 边底水砂岩油藏进入特高含水阶段后,开发调整效果变差,厚油层层内仍具有较大剩余潜力,目前厚油层挖潜技术均存在局限性,综合运用层内剩余油监测技术,充分认识和评价剩余油分布状况,开展驱调堵一体化技术研究,配合深穿透射孔技术和优化生产压差技术,实现对正韵律厚油层挖潜治理改造,达到降水增油目的.几年来现场应用36井次,累计增油5.1×104t,有效减缓了层内干扰,释放了层内潜力,为老油田后期挖潜,尤其是同类型特高含水低效开发油藏的剩余油挖掘提供了新的思路.

摘要： 为了精细刻画特高含水开发阶段的剩余油分布,建立剩余油分类评价体系,将剩余油根据赋存类型划分为滞留型和残留型剩余油,进一步按照分布区域细分为水驱未波及区和水驱弱波及区剩余油,按照动用机理划分为剩余水驱可动油和剩余水驱不可动油;以南堡陆地浅层G69-13断块NmⅢ22小层为例,分析目前阶段剩余油饱和度呈现明显的四段两级台阶式分布,结合水驱前缘饱和度和残余油饱和度值,确定了各类型剩余油之间的界限值,运用数值模拟技术分类定量刻画了各类型剩余油的分布.研究表明,该小层油藏滞留型剩余油占比达69.4％,下步提高采收率技术方向以提高波及系数为主、兼顾提高驱油效率,才能实现剩余油的高效动用.研究为南堡陆地浅层油藏提高采收率技术优选指明了方向,为提高采收率潜力评价与效果分析奠定了基础.

摘要： 本文通过对精细细分注水工艺技术攻关,研究出高压差细分注水工艺,解决了工艺管柱耐高压性能差、多级解封难等问题;研究出防返吐分注工艺,解决聚合物驱后地层返吐造成的管柱堵塞问题;研究出大斜度井高压分注工艺,解决了大斜度井投捞测试遇卡的问题;通过对小直径分采分注井下工具的研制,形成了小直径分注工艺和小直径分层卡堵水工艺,实现了套管变形井多层偏心分注和细分卡堵水,解决了套管变形井分采分注工艺不配套的问题.通过应用研究,跟踪分析现场应用效果,解决精细分层注水工艺应用过程中存在的技术问题,从而保证细分开采关键技术的应用效果,为提高油田注水开发后期非主力油层的动用层度提供技术保障.

摘要： 本文通过对精细细分注水工艺技术攻关,研究出高压差细分注水工艺,解决了工艺管柱耐高压性能差、多级解封难等问题;研究出防返吐分注工艺,解决聚合物驱后地层返吐造成的管柱堵塞问题;研究出大斜度井高压分注工艺,解决了大斜度井投捞测试遇卡的问题;通过对小直径分采分注井下工具的研制,形成了小直径分注工艺和小直径分层卡堵水工艺,实现了套管变形井多层偏心分注和细分卡堵水,解决了套管变形井分采分注工艺不配套的问题.通过应用研究,跟踪分析现场应用效果,解决精细分层注水工艺应用过程中存在的技术问题,从而保证细分开采关键技术的应用效果,为提高油田注水开发后期非主力油层的动用层度提供技术保障.

摘要： 本发明公开了一种中高渗油藏特高含水开发期弱驱分布特征描述的方法，特高含水开发期油藏，面临着综合含水高(95％)、产量递减大、地下剩余油分布复杂、零散与隐蔽、注水沿优势方向无效循环导致注水利用率低等问题，现有饱和度分布描述剩余油的方法难以体现强水淹区域的差异，无法定量表征弱水洗区域，已不适应特高含水后期开发的需要。本发明通过水驱油实验确定不同渗透率岩心的弱驱界限，数值模拟技术确定宏观油藏每个网格的驱替倍数，以渗透率为微观实验与宏观数值模拟的关联参数，实现了精细刻画弱驱在宏观油藏的分布特征，为特高含水开发期油藏开发调整、降低无效注水、改善开发效果指明了方向，具有较强的推广与应用价值。

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。

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： 本发明提供一种多层非均质砂岩油藏特高含水期层段注水量调整新方法，用于解决现有人工经验动态分析为主的层段注水量调整方法造成的注水调整方案不准确的问题。本发明以小层动用状况定量评价为基础，形成了一种考虑层段剩余储量、相对注水效率、含水上升速度及合理注采比的层段注水量调整方法，利用层次分析法，按照注水效率分级确定各参数权重系数，建立“四参数”层段注水量调整模型，实现注水井层段配注定量计算。该多层非均质砂岩油藏特高含水期层段注水量调整新方法，能够实现注水井层段配注定量计算，为特高含水期注水优化调整提供了一种新途径。

摘要： 本发明涉及一种特高含水期油井的堵剂参数优化方法及系统，优化方法包括：获取处于特高含水期目标井组的井组数据；井组数据包括处于特高含水期的目标井组的地质数据、生产动态数据和纵向水洗数据；根据井组数据确定纵向水洗程度划分级别；纵向水洗程度划分级别包括强水洗层、中水洗层和弱水洗层；根据井组数据、纵向水洗程度划分级别和堵剂参数建立堵水数值模拟模型；以经济净现值最大化为目标函数，对堵水数值模拟模型中堵水堵剂的堵剂参数进行优化，得到最优堵剂参数。本发明特高含水期油井的堵剂参数优化方法及系统能够提高优化堵剂参数的全面性和针对性，提高优化过程的速度和精度，提高了堵水过程的效益，实现了堵剂参数自动优化。

摘要： 本发明公开了一种针对特高含水期油藏的堵调方法，该方法包括：步骤一、依据剩余油分布特征，确定目标油藏储层的水驱带类型，水驱带类型包括极端水洗带、强水淹带和弱水驱带三个级次，极端水洗带、强水淹带和弱水驱带的水淹程度依次递减；步骤二、在该目标油藏储层包括极端水洗带时，则根据该类型水洗带的储层特征参数确定对应的堵调体系以及体系用量；步骤三、基于堵调体系和体系用量对该极端水洗带的井段和深度进行堵调。该方法针对特高含水期储层发育特点和剩余油分布建立了一种科学的基于堵水调剖的储层水驱级别划分标准，同时针对划分标准中的极端水洗带建立了新的特高含水油田深度堵调方法，有利于提高特高含水油藏堵水调剖效果。

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： 本发明涉及油气田开发技术领域，涉及一种特高含水期剩余油分类评价方法。所述方法包括以下步骤：收集目标油藏开发地质资料，构建目标油藏的地质模型；进行目标油藏开发数值模拟，采用地质模型空间划分各个网格单元，获取特高含水期剩余油空间分布结果；提取网格单元特征参数及剩余油数据，构建剩余油分类评价指标体系；进行剩余油无监督聚类分析，确定剩余油分类评价界限。本发明方法实现了特高含水期剩余油的分类评价，填补了现有技术空白。