水驱油藏范文

水驱油藏范文（精选8篇）

水驱油藏 第1篇

曙1612块位于辽河凹陷西斜坡中段, 构造上为一北西向南东倾斜的单斜构造, 构造形态平缓。上报含油面积1.55km2, 地质储量631×104t。

曙1612块大凌河油层储层物性好, 属高孔高渗储层, 平均孔隙度26.1%, 渗透率4.563μm2;原油类型为中质稠油, 原油密度 (20℃) 0.9571g/cm3, 地面脱气原油粘度 (50℃) 354.36-904.04m Pa.s。

2 注水开发现状

曙1612块1980年9月注水开发, 通过历年调整, 该区目前为不规则近似七点法井网, 井距150-200m。截至2014年12月, 区块共有油井64口, 水井10口, 累计产油274.2264×104t, 累计注水827.3594×104t, 累积注采比1.06。

3 注水效果评价

3.1 水驱采收率分析

结合油田实际情况, 根据童宪章提出的水驱油藏含水率、采出程度和采收率之间的关系模型:

按上式绘制童氏图版, 将区块实际数据标绘在图版上, 预测该区水驱采收率可达43.8%。

式中:Rm—采收率, 小数;

采出程度, 小数;

fw—综合含水, 小数。

3.2 综合含水率

随着生产开发方案的不断调整, 该区的综合含水率是在不断变化的, 由此综合含水率与采出程度关系曲线看出 (图2) , 该断块的生产开发方案合理的, 每次的调整效果明显, 均很好地控制了含水率的上升, 生产取得了很好的效果。

3.3 含水上升率

根据童宪章提出的统计模型, 含水上升率的计算公式如下:

f’w=20.1fw (1-fw)

式中:f’w—含水上升率, 小数。

利用上式可以绘制出该区含水上升率的理论图版, 根据曙1612块注水开发的实际生产情况, 我们绘制了该块含水率与含水上升率变化曲线 (图3) 。

通过含水率与含水上升率变化曲线可以看出, 含水上升率值绝大部分低于理论值, 表明区块在历年所开发过程中所采取的各种措施有效, 含水控制较好, 开发效果理想。

3.4 注水利用率

从改区块存水率曲线分析, 开发前期地下存水率稳定, 保持较高注水利用率;后期呈近似线性递减, 有注有采, 注水见效, 表明了在该区块所实行的注水开发方案是正确的, 实际的开发效果要比原规划方案还要好。

4 结语

曙1612块水驱采收率达到了43.8%, 高于国内砂岩油藏注水开发采收率的平均水平3322..66%%。通过对综合含水率、含水上升率、注水利用率的分析表明, 曙11661122块的注水开发方案是合理的, 综合含水控制较好, 开发效果理想。

参考文献

[1]张锐.应用存水率曲线评价油田注水开发效果[J].石油勘探与开发, 1992.19 (2) :56-58.

水驱油藏 第2篇

关键词：注聚转后续水驱；分层注水；双管注水；层间压差

1 问题的提出

注聚转后续水驱开发是目前水驱开发老油田的难点，水驱效果较差。目前胜利油田注聚转后续水驱单元11个，由于聚合物返吐，导致分注水井测试调配失败问题突出，一般被迫采取光管合注。总水井994口，开井781口。其中光管井667口，分注井114口。但主力层和非主力潜力层间仍存在一定的差异，而加强非主力层剩余油动用是转后续水驱区块提高采收率的关键，光管合注不利于提高转后续水驱区块的采收率。

典型区块：一区1-3单元主体构造较为简单，地层平缓（倾角3°- 5°）。储层划分三个砂层组（1、2、3），20个小层及韵律层。主力层11、35层储量占总储量的51%，次主力层12、22+3、24层储量占总储量的30%，油层渗透率0.18-2.41μm2，平均0.43μm2，平均孔隙度26.4%，渗透率变异系数0.73。

该单元2002年3月注聚，2008年1月份转后续水驱阶段。该区块转水驱后，产量递减较大，单元年自然递减率13.7%，注水开发存在主要问题：

①层间差异大，主力层严重干扰非主力层的开发

根据统计，主力层11和35层平均渗透率分别达到1.8μm2和1.1μm2，主力层基本大片连通，且砂体厚度较大；而非主力层平均渗透率为0.32μm2，从砂体分布来看，非主力层基本呈局部连通或零星分布状态，砂体厚度较小。

统计32口水井的近期分层流量资料，其中单一主力层吸水量超过70%的有22口水井，占统计井数的68.8%，这些主力吸水层主要集中在11和35层。

②转后续水驱后注水井返吐现象严重，大部分水井被迫光管注水

注聚转后续水驱以后，当注水井洗井等停注过程中，聚合物反吐悬浮在井筒中，聚合物在井下经过一段时间后呈团絮状，分注管柱下井过程中，团絮状的聚合物随着井液通过洗井阀进入油管内，当累积到一定量时，沉积在洗井阀上，洗井不通，不能满足分注管柱洗井的要求，由于聚合物在油管内悬浮堆积，测试仪器下井困难，甚至无法到位，影响测试调配。目前区块分注水井测调成功率仅46.1%，层段合格率40.5%，多数水井被迫采取光管合注。而根据吸水剖面资料显示，转后续水驱区块的层间干扰问题依然严重，而潜力层主要在一些注聚较少的非主力层系。

开展注聚转后续水驱分层注水工艺研究成为改善分层注水开发的重要问题。

③欠注问题严重制约潜力层的注水效果

由于地层注入聚合物后，会造成聚合物在近井地带的堵塞问题，加上本区块注入水矿化度、杂质等影响，目前本区块有21口水井的45个注水层存在欠注问题，日欠注水量达1250m3,而这些欠注层主要集中在13、21、22+3、25、31等采出程度較小的潜力层上，造成这些层的生产油井能量较差，无法通过提液提高采收率，增加有效注水，补充地层能量成为制约开发的主要问题。

为此，针对注聚转后续水驱油藏注水方面存在的主要问题，结合油藏对注水工艺的要求，需要进一步完善后续水驱油藏工艺配套，满足注聚转后续水驱注水开发的需要，延长管柱有效工作寿命，提供有效注水质量，为胜利油田其它注聚转后续水驱油藏工艺技术的应用、发展、完善提供有力的技术支持与探索。

2 工艺技术对策

2.1实施双管分层注水技术，改善分层水驱效果

针对分注井由于聚合物返吐严重，测调成功率和层段合格率都较低，导致大部分水井被迫采取光管注水的问题，我们设计配套了3种双管分层注工艺管柱（见图1）：

①层间压差相对较小（5以内）的分注水井：主要考虑管柱防返吐，提高分注井的层段合格率，采用图1（a）所示双管分注管柱。

②层间压差大（5MPa以上）的分注水井：主要考虑管柱蠕动对分注有效期的影响，以及管柱返吐问题，采用图1（b）所示双管分注管柱。

③由于地质需求，部分分注水井可能在注水中需要动态停注或动态调整，采用图1（c）所示双管分注管柱。

（图转下页）

与单管分注工艺相比，双管分注工艺在注聚转后续水驱区块具有较大的优势：

①实现了两个注水层的分压注水。通过封隔器与分水器将内管、外管分为内外两个独立的注水压力系统，并且通过地面井口控制阀控制，达到分压注水。

②地面调配解决了测调成功率、层段合格率低的问题。双管分注水井分两层注水，它通过地面流量计、压力表示数直接反映两个层的注水量和注水压力情况，避免了井下测试测调问题，通过阀门开关控制，实现了地质分注配注水量需求，大大提高了层段合格率。

③分注管柱实现了全方位防返吐设计。双管分注管柱的底筛堵、配水器，以及其他配套工具都采取了防返吐设计，避免了停注、洗井过程中地层内聚合物等脏物返吐进入管柱。

④层间大压差下的管柱密封问题。同心双管工艺管柱的分层关键点，一个是套管与外管（31/2TBG油管）的密封性，另一个是内外管（1.900TBG与31/2TBG油管）之间的密封性。

套管与外管（31/2TBG油管）的密封性问题。采用压缩封隔器或压缩封隔器与扩张封隔器两级组合，增加封隔器分层的可靠性。压缩封隔器在橡胶材质，拉伸强度和扯断伸长率性能指标等方面进行改进。

内外管环空（1.9TBG与31/2TBG油管）间密封性问题。采用分水器对内外管环空进行密封。分水器的插封段采取V型密封胶圈三级组合，并经多次大压差试验，分水密封压差达到30MPa以上。

2.2配套解堵增注技术，解决聚合物堵塞造成的欠注问题

注聚井转后续水驱的注水井中，主要的堵塞以聚合物为主，还有地层微粒运移、细菌及代谢产物、无机物（杂质、垢）堵塞等。针对注聚井的堵塞特点，并结合胜利油田其他区块增注解堵工艺情况，选用了新型氧化解堵与表面活性剂复合增注技术。新型氧化解堵技术在常温下属于稳定态，无腐蚀，安全性好，在储层温度50℃下与激活剂缓慢反应呈现强氧化特性，与表面活性剂复合作用，对交联聚合物进行溶解，达到降解聚合物的目的。

3 应用效果

2011年在一区1-3单元实施双管分层注水工艺24口井，氧化增注工艺8井次。通过工艺配套，注水井封隔器有效分层成功率100％，高、低压力注水层间平均压差7.4 MPa，最高层间压差10.3MPa，最低层间压差4.4MPa。水井测试成功率由46.1％上升到100％，分注井层段合格率由40.5%提高到93.7%，24口水井中31个潜力层由于层间干扰而欠注或不吸水，实施工艺措施后，增加有效注水8.14×104m3，注水指标总体有了明显改观。

治理井区油井日增31.2t/d，平均动液面恢复86 m。油藏开发效果得到明显改善，层间矛盾得到缓解，地层能量有了明显恢复，分层注水井层段合格率达到83.4%；增加有效控制储量23.5×104t，累计增油1.072×104t。自然递减由实施前13.4％下降到12.5％。

4 认识与结论

4.1 双管分注工艺配套增注措施是改善注聚转后续水驱油藏开发效果行之有效的工艺措施。

4.2 双管分层注水工艺的两套压力系统、地面测调特点，基本解决注聚转后续水驱分注水井由于聚合物返吐造成的测试成功率低和层段合格率问题，也是解决由于层间压差大导致分层配水配不开、调配困难等分注难题有效的方法。

4.3 双管分注技术目前在胜利油田大斜度、转后续水驱等分注井得到推广应用，它在提高管柱有效期和实现潜力层有效注水方面具有较大优势，是实现特高含水后期水驱开发油藏采收率的探索和实践，对于油田稳产具有重要意义。

参考文献

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[3] 邹艳华，李远，那贺忠.注水井分层流量调配方法研究. 气井测试，2003，12（3）：4-6.

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[7]Y.M.Zheng.A New Control Strategy for Hydraulic Valve Applications in OilField. Electrical and Computer Engineering. 1997,2:708-711.

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水驱油藏中微观注水倍数计算方法 第3篇

岩心驱替实验是常规的,也是重要的一种实验手段。通过该实验可以获得很多重要的有用的资料,如不同注水倍数对应的驱油效率、储层渗透率等的变化;但这些资料在应用到实际油藏中时存在较大的困难,原因在于常规岩心驱替实验得到的注水倍数通常达到几十、几百[3—5],远远大于实际油藏的注水倍数;也就是说岩心驱替实验的注水倍数已不是传统意义上整个油藏的注水倍数。为区别于整个油藏的注水倍数,暂且定义岩心驱替实验对应的注水倍数为微观注水倍数。

为了将岩心驱替实验成果能够应用到实际油藏开发研究中,需要知道地层中的微观注水倍数的分布,该地层中的微观注水倍数与岩心驱替实验的微观注水倍数相一致。目前地层微观注水倍数通常在油藏数值模拟的基础上进行计算,通过对地层区的某一网格,计算流入水的总体积与网格的孔隙体积之比,得到微观注水倍数,但此时的微观注水倍数的大小受网格体积大小的影响较大,仍然与岩心驱替实验中的微观注水倍数无法匹配。

以五点法井网为例,研究了地层中与岩心驱替实验相匹配的微观注水倍数的计算方法。

1 五点法井网的流线分布

在五点法井网下,根据势的叠加原理得到地层中势函数,并根据柯西-黎曼条件得到流函数,由流函数得到地层中的流线分布。

1.1 五点法井网的势函数

对于一个点源或者点汇,在地层中造成的任意点的势的表达式为:

式(1)中,q为单位厚度点汇(源)的流量;r为平面任意点到点汇(源)的距离;h为油层厚度;k为油层绝对渗透率;对于生产井,j=2;对于注水井,j=1。

对于地层中只有一个五点法井组生产,如图1所示,根据势的叠加原理可得到地层中势函数表达式为:

式(2)中:ri为任意点到中心水井和四口油井的距离。

1.2 五点法井网的流函数及流线

流函数与势函数之间满足柯西-黎曼条件,即:

根据柯西-黎曼条件,由势函数表达式(2)经推导后得到流线方程:

图2为根据上述流线方程计算得到的五点法井网条件下地层中的流线分布。

2 水驱油藏微观注水倍数计算

流体沿流线做一维流动。在油水两相流条件下通过一维水驱油理论计算得到沿流线的饱和度分布,将地层中每一条流线可看作是由若干个岩心连接而成,根据岩心实验数据计算得到流线上每个“岩心”的注水倍数,从而确定整个地层的微观注水倍数分布。

2.1 含水率导数与含水饱和度的关系计算

根据达西定律,在忽略毛细管力和重力作用时,可得到下面的含水率方程:

又由于油水两相相对渗透率的比值与含水饱和度之间符合下述关系:

则含水率可以表示为:

将式(7)对Sw求导数可到含水率导数,即含水上升率:

给定油水的黏度和相对渗透率曲线,根据式(5)~式(8)可求得不同含水饱和度对应的含水率和含水上升率。

2.2 沿流线含水饱和度计算

一维油水两相渗流中,Buckley-Leverett方程为[6]:

积分后得到:

式(10)中:x0为初始时刻油水界面位置。由方程(10)可求得某时刻t、流线上的任意位置x对应的含水率导数;由含水率导数和含水饱和度的关系即可求得含水饱和度Sw和含水率fw。

2.3 微观过水倍数计算

沿某流线取一微元段,其长度与驱替实验中的岩心相同。可求得T时刻通过该段的过水倍数:

通过计算流线上每个“岩心”的注水倍数,从而确定整个地层的微观注水倍数分布。

2.4 注水量在各条流线上的分配计算

对于一个井组,在注水量一定的情况下,根据水井流出的流线数目以及每条流线上的渗流阻力,确定每条流线的注水量。

由于每条流线的长度不同,因此组成每条流线的岩心数目不同。假设从水井出发的有N条流线,第k条流线有mk个岩心连接而成。

则第k条流线分配的注水量为:

第k条流线产油量和产水量根据该流线在出口端的流度比进行分配,即:

每条流线的渗流阻力随储层中的含水饱和度的变化而变化,因此不同时刻每条流线上分配的水量是不同的。

3 计算分析

根据上述计算方法,编制了计算程序,可以计算在不同开发时刻地层中的微观注水倍数分布状况。假设五点法井网的井距为400 m,油层厚度为8 m,孔隙度为0.26,渗透率为600×10-3μm2,油水的黏度分别为10 m Pa·s和0.5 m Pa·s,岩心驱替实验中岩心长度为8 cm,半径为1 cm,岩心注水速度为0.08 cm3/s。图3为计算所用的相对渗透率曲线。

图4为计算出的采出程度为20%时地层微观注水倍数等值线图。从图中可以看出,地层中的微观注水倍数沿注采井间主流线分布最高,从主流线向两侧逐渐减少,在水井附近微观注水倍数大于在油井周围的微观注水倍数。

4 结论及建议

从整个单元、注采井组、到岩心,按不同规模计算的注水冲刷倍数是不同的。本文基于流线分布,建立了与岩心注水倍数相一致的储层中的微观注水倍数的计算方法,对于将岩心驱替实验结果应用到油藏开发指标计算中具有重要的实际意义。

摘要：常规岩心驱替实验中的注水倍数与整个油藏中注水倍数不一致,导致岩心驱替实验成果难以较好的应用到油藏开发计算中,因此需要知道地层中的微观注水倍数(也有的称为过水倍数)的分布,该微观注水倍数要求与岩心驱替实验中的注水倍数相一致。以五点法井网为例,确定了地层中的流线分布。流体是沿流线做一维流动,将每一条流线可看作是由若干个岩心连接而成,这样通过一维水驱油理论,可计算得到流线上的饱和度分布以及每个岩心的注水倍数,从而确定地层中的微观注水倍数分布。可以将岩心驱替实验的注水倍数与地层中的微观注水倍数相匹配。对于如何将岩心驱替实验结果应用到油藏开发指标计算中提出了合理的解决办法,具有重要的理论和实际意义。

关键词：水驱油藏,微观注水倍数,流线,驱替实验

参考文献

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水驱油藏开发规律研究及趋势预测 第4篇

关键词：水驱油藏,规划,开发规律,趋势预测

目前胜利油田主要有水驱开发、化学驱、稠油热采等几种不同的开发方式, 其中水驱油藏地质储量占油区总储量的81.7%, 年产油占油区总产量的74.0%, 在油田开发中占有重要地位。阶段构成法分阶段新区和阶段老区, 新区主要研究产能速度、单井日油能力、单控储量、万米进尺建产能、产能系数等指标。阶段老区包含老区新井和老区老井, 主要研究递减率、初产、初含水、单井增加可采储量等指标。

1、新区开发规律研究及趋势预测

1.1 产能状况指标变化规律及趋势预测

“十一五”以来, 低渗透新区动用储量及占比例不断增加, 动用储量由“十五”期间的年均5168×104t (低渗透占31.3%) 上升到年均6275×104t (低渗透占51.8%) , 新建产能由“十五”期间的年均93.1×104t (低渗透占65.1%) 下降到89.2×104t (低渗透占60.1%) 。由于低渗透储量不断增加, 单井产能下降以及加强对新建产能区块的优化论证, 预计“十二五”期间单井日油能力为7.5~7.0t d, 单井控制地质储量14~12×104t, 产能速度2.0~1.8%。“十五”以来埋深增加, 万米进尺建产能减少, 预测“十二五”期间埋深为2800m~3000m, 万米进尺建产能为0.7~0.8×104t/104m。

1.2 产能效果指标变化规律及趋势预测

产能系数为历年实际产油量与建产能的比值。产能系数的大小反映了产能区块的上产及稳产状况。跟踪了2001年以来历年新建产能区块产量的变化, 并计算了对应的产能系数, 对历年产能系数进行了分析, 预计投产第一年至第九年的产能系数分别为0.59、0.81、0.63、0.51、0.43、0.38、0.34、031、0.28。

1.3 其他指标变化规律及趋势预测

由于新区新增动用储量中低渗透油藏比例不断上升, 初含水下降, 由2005年的53.1%下降到2010年的35.9%, 预计“十二五”期间新区初含水为35%~30%。新区新井含水前三年上升快, 第四年后含水达到80%之后, 上升逐渐减缓。“十五”以来, 新区采收率呈下降趋势。“十五”年均18.7%, “十一五”年均17.1%, 预计“十二五”期间新区采收率为16%~17%。

2、老区新井开发规律研究及趋势预测

“十一五”年投产新井规模基本在500~600口左右, 新井初产逐步降低, 由2001年的8.0t/d下降到目前的6.2t/d, 预测“十二五”新井初产6.2 t/d~6.0t/d。老区新井产量第2年达到最高, 一般为第一年的1.3~1.4倍左右, 从第三年进入产量递减期, 符合调和递减规律, 初期递减大, 之后递减逐渐减缓。老区新井投产第一年至第九年产量系数为0.74、1.0、0.78、0.65、0.57、0.50、0.44、0.42、0.39。

高含水开发期老区新井初含水不断上升, 由2001年最高的73.7%上升到2010年的77.7%, 预计“十二五”初含水75~80%。含水上升在第4年后达到90%左右, 之后上升趋于平缓。单井增加可采储量逐年下降, “十一五”期间下降趋于平缓, 预计“十二五期间单井增加可采储量为0.8~1.0×104t。

3、老区老井开发规律研究及趋势预测

按照解剖法和含水递减率法对老区老井产量进行了预测。解剖法将“十二五”老区老井按投产时间及新老区类型分别进行预测。“十一五”老区老井, 根据自身规律采用Arps递减法趋势预测, “十一五”老区新井, 根据2006~2010年投产的新井利用自身规律或类比早期投产新井规律, “十一五”新区按产能系数法进行预测, 最终得到“十二五”的老区老井产量, “十二五”老区老井年均递减率为9.21%。

含水产量递减率法根据“八五”以来不同阶段含水及递减率关系预测。1995年底老井含水88.7%, 符合双曲递减规律, 五年年均递减13.8%;2000年底老井含水90.3%, 符合双曲递减规律, 五年年均递减10.3%;2005年底老井含水91.1%, 符合双曲递减规律, 五年年均递减9.8%。根据以上分析做出陆上水驱不同阶段老区老井年均递减率与含水变化关系曲线, 同时预测陆上水驱2010年底老井含水92.1%, 于是, 得出“十二五”老区老井年递减为9.15%。对比老井规律分析及两种预测方法结果, 考虑“十二五”期间老井提液和增强稳产基础工作等, 老井阶段递减得到减缓, 取9.15%。

4、结语

按照构成法分别对新区新井、老区新井和老区老井的主要开发指标进行了变化规律分析和趋势预测, 对水驱油藏开发规划的编制和规律分析起到了一定的借鉴和指导作用。

参考文献

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水驱油藏精细数值模拟历史拟合技术 第5篇

1 精细历史拟合的特点

精细历史拟合首先要拓展历史拟合研究范畴及过程, 以历史拟合为核心, 前拓展到模型构建, 夯实拟合基础;中间突出动静结合一体化分析, 实现对油藏特征的深化认识;后推进到后续跟踪, 保证模型的更新和完善, 三个环节缺一不可, 牵一“发”而动全身, 是实现精细历史拟合的真谛。

精细历史拟合其次要集成技术系列, 贯穿数模研究全过程, 以饱和度函数标定技术、物性时变模拟技术、拟函数构造技术刻画油藏动态渗流特征, 夯实拟合的基础;以敏感性分析和一体化分析技术深化认识油藏本质特征;通过动态跟踪分析不断更新完善模型[1]。各项技术贯穿到数模流程的各个环节, 是实现精细历史拟合的技术保证。

精细历史拟合要定位不同油藏类型、不同开发阶段确定技术对策, 具体对策表如下:

2 精细历史拟合关键技术和方法

2.1 饱和度函数标定技术

通过相对渗透率曲线、毛管压力曲线端点值的空间非均质分布表征, 来描述渗流规律空间非均质变化的技术[2]。首先按照油藏的开发单元、砂层组、小层逐级细分分析曲线的聚类特征, 寻找曲线聚类的标准。如果以上聚类性较差, 则进一步按照物性对相渗进行分区。其次, 分析曲线形态和端点, 确定渗流特征分区原则。相似的储层物性具有相近形态的相渗曲线, 对于存在显著差异的曲线, 分析产生差异的原因决定曲线的取舍。分析曲线端点, 即分析束缚水饱和度、残余油饱和度、束缚水油相相对渗透率、残余油水相相对渗透率与油藏物性的关系, 根据端点与物性的变化规律, 确定渗流特征分区原则。最后对同一分区内的的相渗曲线进行平均处理, 不同分区的相渗曲线分别代表了油藏不同开发单元、不同砂层组、不同小层、不同物性级别的渗流能力, 以此实现油藏渗流特征的非均质性刻画。

2.2 物性时变模拟技术

通过将实验室的过水倍数引入进来, 建立有效过水倍数与含油饱和度的关系;模拟计算油藏不同时步的饱和度, 得到油藏不同时步的有效过水倍数分布;然后基于实验分析的渗透率变化与过水倍数的关系, 根据曲线的变化规律, 划分为多个模拟时间步, 确定油藏不同时步的渗透率变化;统计相渗曲线端点的变化与渗透率变化的关系, 将注水倍数与岩石曲线端点的变化反映进来, 在不同的模拟时间步内实现, 即建立了准确的岩石渗流模型[3], 该模型突破了传统物性时变模拟的局限性, 完成了油藏渗流能力非均质性的动态变化地刻画, 是认识特高含水期剩余油分布的必要手段。

2.3 拟函数构造技术

较粗的网格模型往往不能准确地反映油藏的渗流特征, 如见水时间及整个油藏的产量, 粗网格在将饱和度前缘的非均质性抹掉后, 没有对渗流曲线进行校正, 从而歪曲了油藏的渗流规律。

以相流量加权拟函数为例, 在构造拟函数过程中, 通过求取粗化网格下游边界流量来对相对渗透率曲线进行校正, 实现已知动态特征来刻画渗流规律的目的, 可以很好地解决粗网格水驱过快的问题。

2.4 参数敏感性分析方法

敏感性分析技术是一种定量的参数分析技术, 以油藏各种不确定参数为基础, 以对开发指标的影响程度为标准确定其敏感程度, 是指导历史拟合参数调整的依据。如要实现油藏压力的拟合[4], 就要确定与压力相关的敏感性参数, 进一步分析不确定参数的作用, 如地层压缩系数影响整个压力规律, 原油体积系数会作为压力梯度参数影响压力的变化等;改变参数大小开展敏感性模拟, 实现参数敏感性程度的量化表征。

2.5一体化拟合分析方法

一体化拟合分析技术是精细历史拟合的核心技术, 动静结合、以动制静是基本原则, 多专业知识合理充分融合是基本目标。从实现流程来看, 首先根据生产数据与计算结果的差异, 发现油藏压力、产量、含水的问题;分析问题的根源, 也就是油藏孔隙体积及能量、油藏连通性、油水渗流规律, 了解其在数模模型中的表征原理物质平衡方程、达西定律和分流量方程;进一步利用地质、测井、试油、室内试验等资料寻找解决问题的依据, 制定合理的解决问题的方案。这是地质认识、工程判断、油藏经验、模拟经验的结合与统一, 是各专业相互协作, 从动中找依据, 在静中找问题, 修正油藏模型的重要手段。

2.6 开发动态跟踪分析技术

动态跟踪分析技术是一项实时的历史拟合技术, 是对油藏不断深化认识、及时完善调整措施, 改善开发效果的关键技术。动态跟踪分析以历史拟合分析为基础, 在10-15天短周期内进行措施优选、新井设计、注采调配、动态检测, 实时进行模型更新, 满足根据油藏生产管理的需求;在3-5年的长周期内实现新老区方案的优化设计, 满足油藏综合研究的需求。在动态跟踪模拟下的油藏模型认识更加深化, 表征更加完善, 因而做出的方案预测更加可靠。

3 结论

精细历史拟合技术以渗流特征精细刻画夯实拟合基础, 以敏感性分析和一体化动态分析深化认识油藏特征, 以动态跟踪分析不断完善油藏模型, 实现历史拟合由参数调整到模型完善的转变, 做好精细历史拟合, 是实现剩余油的准确表征, 开展后续开发决策制定的关键。

参考文献

[1]马春华.特高含水期水驱开采特征及调整对策研究[D].大庆:大庆石油学院, 2008:19-20.

[2]于春磊.一种反映水驱极限的相渗曲线预测方法[J].特种油气藏, 2014, 21 (2) :123.

[3]张健, 方杰, 范波芹.VOF方法理论与应用综述[J].水利水电科技进展, 2005, 25 (2) :67.

水驱油藏 第6篇

吴420区长6油藏构造上位于陕北斜坡中西部, 是一平缓的西倾单斜, 区内构造简单, 沉积相类型为湖盆三角洲沉积体系。主力油层为长61, 油藏埋深为1648-1940m, 储层平均有效厚度20.1m, 平均有效孔隙度12.9%, 平均渗透率1.42m D, 属低渗透储层, 油藏原始地层压力14.9MPa, 饱和压力9.43MPa, 属于低压高饱和油藏[1]。

2005年开始在吴420区长6油藏东南部矩形井网建产开展先导实验, 2006年开始以520×150m的菱形反九点井网, 并以此为主要井网形式大规模滚动建产。截止2012年10月累计产油336.24×104t, 目前油井开井718口, 日产油1704.6t, 综合含水21.08%, 水井开井263口, 日注水7324m3, 累计注水1059.30×104m3。

2 水驱影响因素分析

了解注水开发过程中水驱油的影响因素, 对油田今后制定合理的开发技术政策, 确保油田生产稳定高效的进行有一定的借鉴意义。

2.1 储层物性决定油层的吸水能力

通过对比吴420区长6油藏声波时差等值线图及注水压力、视吸水指数平面分布图可看出 (图1-图6) , 结合初期以及目前的视吸水指数分布图和注水压力分布图与声波时差等值线对比可以看出:声波时差较高的地方, 注入压力较低, 视吸水指数较高;声波时差较低的地方, 注入压力较高, 视吸水指数较低。

2.2 填隙物对储层的影响

粘土矿物是引起储层伤害的主要敏感矿物, 在储层伤害的研究中占有极为重要的地位。在钻井完井油田开发和油层改造等各项措施的实施中, 由于工作液流速酸液压力等造成粘土矿物的吸水膨胀微粒迁移物理吸附和化学反应等, 最终导致储层储集性能变差或丧失生产能力[2]。

吴420区长6油藏孔隙中充填着高岭石、绿泥石、水云母、碳酸岩, 高岭土水化膨胀, 云母、碳酸岩和填隙中的粘土矿物一样, 都可导致储层水敏、酸敏、碱敏与微粒分散运移, 在喉道处沉积下来堵塞喉道, 致使水锁效应加重, 油层吸水能力下降。水敏和速敏伤害使储层的孔隙结构非均质性加强, 造成注入水微观和宏观的波及系数降低, 最终油层采收率也降低。实验表明, 水敏伤害条件下的驱油效率较无水敏伤害条件下的驱油效平均降低11.35%, 宏观波及系数也明显降低[3]。

2.3 非均质性对水驱效果的影响

储层非均质性是指表征储层特征的参数在空间分布上的不均匀性。储层非均质性是储层的普遍特性, 是直接影响开采效果的主要地质因素。吴仓堡区长6油藏的非均质性主要体现在油层的动用程度不均。在同一口井内, 好的油层吸水多, 水线推进速度较快, 差的油层吸水少, 水线推进速度相对较慢, 由于层间吸水的差异性, 导致注水开发过程中产生单层突进的现象, 使得水驱的体积波及系数很小, 影响注水开发油田最终的采收率。

非均质性及其治理:结合旗05-33井物性综合图以及2101年4月的吸水剖面测试图可以看出:由于层间非均质性, 造成所射开的两层中一段吸水一段不吸水, 经过暂堵酸化措施后, 该井的吸水状况得到改善, 上面的层段也开始吸水, 该井的整体吸水状况逐渐变好。

2.4 水驱速度对水驱效果的影响

从该研究区岩样水驱油实验结果可以看出:水驱速度越快, 对储层的损害越大, 水驱的非均匀推进越严重;对于每个井区, 水驱速度不同, 采收率也将随之变化, 并且存在一个最佳驱油速度, 与之对应的是最大采收率, 当驱油速度大于或小于这个最佳驱油速度时, 采收率都有所降低;渗透率越大, 最佳驱油速度越大;在同样的水驱速度下, 渗透率越大, 水驱油效率越高。

3 结论及建议

(1) 储层物性特征决定吸水能力, 针对储层物性差别较大的区域采取不同的注水政策。 (2) 应高度重视水敏和速敏伤害对石油开采效果的影响, 在油田生产中应采取有效的储层保护措施, 改善油田的开发效果。 (3) 由于储层的非均质性, 在油田注水开发过程中应选择合适的注水层位, 尽量提高水驱的波及系数, 进而提高油田开发最终的采收率。 (4) 合理的水驱速度可以提高油田采收率, 每个油田都有一个最佳的驱油速度, 与之对应最大的采收率, 最佳的驱油速度对油田的高效开发有一定的作用。

摘要：姬塬油田吴420区长6油藏属于低孔、特低渗油藏, 主力油层为长61。近年来在注水开发的过程中面临诸多问题, 如油井堵塞, 水井吸水不均等问题。本文从地质和开发两个方面出发, 分析了油藏水驱过程中的一些影响因素, 对油田合理技术政策的提出和高效的开发有一定的借鉴意义。

关键词：吴420区,长6油藏,注水开发,影响因素

参考文献

[1]沈颖, 王小军, 刘明虎.姬源油田吴仓堡区长6油藏注水开发政策适应性评价及下步调整建议[J].中国石油和化工标准与质量, 2012, 10 (下) :167-168.

[2]HE Shun-li, ZHENG Xiang-ke, WEI Jun-zhi.The effect of sedimentary microfacies on single-well productivity[J].Petroleum Exploration and Development, 2002 (4) :72-73.

[3]石京平, 宫文超, 曹维政, 许云龙.储层岩石速敏伤害机理研究[J].成都理工大学学报 (自然科学版) , 2003, 30 (5) :501-503.

英东萨尔图油藏水驱开发效果评价 第7篇

吉林英东萨尔图油藏位于松辽盆地南部中央凹陷区红岗阶地北部,东接古龙凹陷,构造平缓;东临嫩江,为一边底水油藏,埋深1 300 m。主要含油层系为萨I组及萨II组油层。油层中部深度1 300 m,属正常温压系统。平均渗透率25 m D,地质储量2 000万吨,地面原油密度0.85 g/m L。于2000年底投入开发,初始含水50%。

2 开发现状

英东萨尔图油藏于2002年开始注水,萨I1、萨I2和萨I4三个主力油组均被动用。目前综合含水为92%,已处于特高含水阶段,绝大多数井日产油量低于1t。目前动液面接近油藏埋深,丧失提掖潜力,开发效果亟待提高。测压发现注水可较好保持地层能量,但一些油井处地层静压高于原始地层压力。

3 水驱效果评价

3.1 储层敏感性评价

矿场和室内实验一致表明,储层在注水开发下有敏感性显示。统计13口水井发现,在注入量持续下降和地层压力降低的情况下,注入压力却持续升高(表1)。水敏实验证实,英东萨尔图储层水敏指数0.63,水敏程度为中等偏强[1]。矿物组成和泥土含量化验结果为,该区粘土矿物含量11%,高于中等偏弱水敏的大情字井地区。储层水敏导致的物性变差必然对生产能力产生不利影响,这也解释了为什么在地层压力保持水平较高的情况下,油井却没有提液能力。

3.2 井网加密潜力评价

在英东萨尔图油藏的开发过程中油井是陆续投产的。2007年局部井网加密调整取得了一定增油效果。2010年又进行了小规模的井网加密试验。加密井平均单井产量从2007年的1.5 t降低到2010年加密试验的0.8 t,再到目前的0.54 t,含水率依次升高,历次加密效果依次变差。统计采油指数发现目前采油指数已降至初期的1/10,采液指数也下降一半。经技术经济评价认为,水驱井网已不具有经济加密潜力。

3.3 水驱采收率评价

采收率是评价油藏开发效果的主要指标[2,3,4,5]。英东萨尔图油藏油水系统复杂、水体界线不明晰,一些砂体难以控制加上渗透率25 m D的储层初期含水能高达50%,这些都导致了对地质储量的怀疑。为了确切评价英东萨尔图油藏的开发工作,应用地质建模技术建立了代表性区块的地质模型,进行数值模拟,使开发历程得以重现。历史拟合效果良好,产油量完全拟合,含水拟合率达95%,地层压力拟合率达90%。从而确定目前采出程度10.2%(之前油田估算的采出程度为6%),在吉林油田交流讨论后,得到了英台采油厂的认同。

数值模拟预测水驱采收率13.5%;借助产量劈分数据,应用水驱规律计算采收率为12.7%,两者差别不大。应用水驱经验公式计算英东萨尔图油藏的采收率为23.2%。为什么实际值仅13%左右?对比多个油田资料发现,25 m D储层的原始含油饱和度通常在66%左右,而英东萨尔图仅59%。相当于在投产之前已有约10%的储量被采出,并造成一投产含水即很高。所以,先天不足才是导致英东萨尔图油藏水驱采收率低的主要原因。

3.4 剩余油分布评价

高效挖潜是以对剩余油分布的正确认识为基础的[2,3,4,5,6]。数值模拟是唯一能够较为可靠地给出井间剩余油分布整体状况和细节的最经济的手段[7]。经历史拟合得到了英东萨尔图剩余油的分布特征:(1)剩余油主要分布在油井附近、注采不完善部位和分流线附近;(2)注水波及各个方向较均匀,从水井到注采井距之半处含油饱和度低于50%,无经济加密可能,这也解释了为何2010年加密试验井的含水比老井还高;(3)剩余油饱和度在各小层差别不大,一般在50%～55%,饱和度纵剖面较均匀,萨I11、萨I22和萨II43三个主力层的剩余储量占总的80%。可见,10年开发主要降低了主力层的含油饱和度。既然目前各层的剩余油饱和度相当,主力层储量份额大,储量又较易控制,仍是挖潜的主要对象。

3.5 开发矛盾评价

英东萨尔图油藏最大的开发矛盾在单砂体内。统计发现75%的油井含水高于90%,且不存在含水低于75%的井,表明油井受效是普遍的,储层平面上是连通的;主力层间渗透率级差2～5,层间采出程度差别小于5.5%,层间矛盾并不突出;单砂体内级差110,最大的非均质性在单砂体内。高渗段在1—1砂体内最为发育:横向延伸距离在1个井距左右,平面上局部存在,平均厚度0.6 m。1—1单砂体动用情况为:纵向上,高渗段部位的采出程度18%;而平面上,距水井120 m范围内采出程度达40%,砂体整体为15.2%(表2)。可见,单砂体内动用状况的平面差异大于纵向。

在此,笔者提出“小层储量集中度”的概念(某一个单砂体占所属小层的储量份额),来描述开发矛盾的转移。三个主力层储量集中度都在92%以上(图1,图中箭头左侧数字为小层号,右侧为砂体号)。表明在开发过程中可忽略层内其它砂体的储量变化。此时,层内矛盾实质上是单砂体内的矛盾。可见,“小层储量集中度”这一提法使认识定量化,也更有针对性。当小层储量集中度很高时,也不必再做夹层研究。

笔者又提出“砂体储量集中度”的概念(高渗段占所属单砂体的储量比例),用于描述封堵高渗段的地质倾向性。如果该比例很高,封堵高渗段将造成单砂体储量的极大损失,势必影响产量。1-1单砂体的储量集中度仅9%,在静态上倾向于封堵其高渗段。但笔者发现含水低于90%的相对高产井恰好位于物性最好的区域(图2)。可见,相对高渗部位并没有造成开发效果变差,动态上不支持对高渗部位进行封堵。只有转换开发方式,如实施气驱降低主力层的水驱残余油饱和度,才是进一步提高采收率的正确选择。

4 结论

(1)英东萨尔图储层水敏较强造成了注入能力下降,并对提液产生不利影响。初始含油饱和度较低是导致英东萨尔图油藏水驱采收率低的主要原因。

(2)英东萨尔图油藏目前注采井网适应,且不具备水驱加密潜力。当前剩余油饱和度的纵平面较为均匀,主力砂体仍然是挖潜主要对象。储层非均质性和最大的开发矛盾突出表现在单砂体内,不建议封堵较好部位。转换开发方式,降低残余油饱和度才是提高开发效果的正确选择。

(3)首次提出了“小层储量集中度”和“砂体储量集中度”两个有实践意义的开发地质学概念,用于定量描述开发矛盾的转移和封堵高渗部位的地质倾向性。

参考文献

[1]何更生.油层物理.北京:石油工业出版社,1994

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[4]王瑞飞,陈明强.特低渗透砂岩储层微观孔隙结构分类评价.地球学报,2008;29(2):213—217

[5]童宪章.油井和油藏动态分析.北京:石油工业出版社,1981

[6]张盛宗.合理井网密度与最终采收率的定量关系.石油学报,1987;8(1):45—50

水驱油藏 第8篇

靖安油田在区域上位于鄂尔多斯盆地以及构造单元陕北斜坡东中部, 构造平缓, 东部与著名的特低渗透油田安塞油田相邻, 区域背景为一平缓西倾单斜 (倾角小于1°, 坡降6~8 m/km) 。在此背景上发育多组轴向近东西向的鼻状隆起, 与上倾方向的岩性尖灭或岩性致密带匹配, 形成构造–岩性油气藏。

二、油田地质特征

1. 构造特征。

靖安油田侏罗系油藏位于鄂尔多斯盆地中部陕北斜坡中段, 构造为一平缓西倾单斜, 地层倾角小于1°, 是在单斜背景上由差异压实作用形成的高鼻隆, 上倾方向由岩性变化形成圈闭, 主要含油层系为Y8, Y9及Y10。

2. 砂体展布。

盆地河流已汇聚形成浅湖, 发育分流河道及水下分流河道砂体, 砂体厚度一般为15~20 m。延9期在本区受古地貌控制, 分流河道砂体是主要的储集体, 其展布方向某种程度上受下伏延10期河道展布方向控制, 因此砂体呈北西向及北北西向展布。

三、侏罗系油藏开发特征及存在的问题

1. 油井初期含水较高, 开发过程中含水持续上升。

盘古梁侏罗系存在原始含水饱和度高的特点, 投产后即为中含水采油期, 并且原始含水饱和度越高的区域, 油井初期含水就越高。原始含水饱和度相近的区域, 储层渗透率越低, 油井投产初期含水就越高。相比盘古梁长6油藏, 目前侏罗系各区块综合含水均较高。

2. 油藏剖面矛盾突出, 消减了油藏稳产基础。

随着本区侏罗系油藏开发年限的延长以及侏罗系油藏本身具有的储层非均质性的特点, 再加上重力的影响, 造成部分注水井水驱状况变差, 导致水驱油效果降低。在平面上一般表现为注入水容易单项突进, 造成井组内某一方向油井含水上升, 甚至水淹;而在剖面上则主要表现为注入水沿着高渗带方向突进, 致使多层动用的注水井层内、层间矛盾日益加剧, 水驱储量动用程度降低。测试吸水剖面显示多为吸水厚度变薄、尖峰状吸水或指状吸水。

3. 由于初期采液强度过大或采液速度过高, 导致底水上锥或边水内移。

以新52区块为例, 开采初期主要依靠自然能量开采, 随着开发时间的延长, 油藏自然能量下降, 此时如果得不到注入水补充地层能量, 很容易造成油藏底部或边部水向油藏中部转移, 导致油井含水大幅度上升。

4. 地层能量偏低, 且分布不均, 生产压差难以保证。

盘古梁侏罗系油藏在开发初期地层压力迅速下降, 随着后期注水开发时间的延长, 地层压力呈逐步上升趋势, 在油藏开发到中高含水阶段, 随着采出程度的增大, 含水上升速度减缓, 地层压力缓慢下降。目前侏罗系油藏整体压力呈逐步上升趋势, 但地层能量仍旧偏低, 且能量分布不均, 生产压差难以保证, 也容易造成平面上水驱不均, 易引起油井含水上升, 从而降低油藏水驱效率, 影响油藏水驱开发效果。

四、稳产对策研究

1. 高产井控液、低产井提液, 均衡平面采液, 控制含水上升率, 抑制油井含水上升速度。

以目标产能为方向, 采取措施向目标产能求产。

(1) 高产井控液, 低产井提液。对见效程度较低、有加深潜力井实施加深泵挂, 放大生产压差, 追求产能目标。对初期改造强度低、井组能量保持较好的油井实施二次压裂, 提升单井产能。对于井组内产量较高的油井, 通过调参、上提泵挂等手段实施控液生产, 一方面抑制采出速度, 另一方面稳定含水上升率, 改变水驱方向, 抑制注入水单向突进。

(2) 采取动态方法识别裂缝和油藏情况, 针对裂缝发育情况进行调整。可以采用示踪剂判断油藏中裂缝发育的方向, 对地层中裂缝的延伸方向进行细致的了解, 有助于在开发过程中制订合理的开发政策, 采取合理的治理手段, 从而保证油藏的高效开发。

(3) 规定单井合理的采液速度。从新56区块和新52区块2007—2010年采液速度和含水上升率关系曲线可以看出, 采液速度越低, 含水上升率越小, 因此, 保持适当的采液速度, 能减缓油藏含水上升速度, 保证持久开发。

(4) 提高水驱效率, 稳定单井产能。针对2010年陕92区块大面积新井投产, 而注采井网不完善的情况, 及时合理安排油井转注, 以便完善区块注采井网, 提高水驱效率, 稳定单井产能。截至2010年12月31日, 已成功转注油井20井次, 直接投注5井次, 2011年继续完善新区块注采井网, 实现合理开发, 严格控制递减。

2. 采取剖面治理手段, 提高水驱动用程度。

纵向水井剖面治理, 改善剖面吸水状况, 采取有效手段, 合理优化措施参数, 并做好油藏动态监测, 及时测试措施前后吸水剖面状况, 制订下一步剖面改造方案, 最终提高储层吸水能力, 实现油藏良性开发。主要方式如下。

(1) 补孔调剖。主要是针对注采关系不对应、水驱动用程度低、吸水厚度变薄等问题, 对其实施补孔调剖, 完善剖面的对应关系, 增大吸水厚度和注水波及面积, 提高水驱动用程度。2010年对冯66~71实施补孔调剖 (补孔同层1 182~1 186 m) , 补孔后测试吸水剖面显示两段均吸水, 但总体呈现尖峰状吸水。2005—2010年共实施油水井补孔调剖共计15井次, 7口对比井平均吸水厚度由6.2 m上升到7.7 m。

(2) 酸化调剖。主要针对主力层多段动用、吸水剖面显示一段或多段不吸水或者吸水不均等情况, 可以采取暂堵酸化工艺, 用暂堵剂颗粒堵住高深层, 使用酸液酸开低渗层的办法, 均衡吸水状况。

3. 引进新工艺新方法, 通过技术创新提高单井产能。

2010年在盘33~21区块首次实施微生物驱油试验, 措施历时3个月, 共计注入微生物108.3 t。从措施后的效果来看, 微生物驱油工艺在降低井组含水, 提高单井产能方面确实有显著的效果, 建议2011年在新52区块再次实施微生物驱油措施, 以验证措施效果。

五、结论

1. 侏罗系油藏平面非均质性强, 平面注水受效不均。

可以采取降低生产参数、上提泵挂等一系列措施, 以降低生产压差, 限制注入水突进。

2. 对于剖面上存在的储层非均质性, 造成的水驱不均现象, 采取相应治理措施能有效改善吸水剖面, 提高水驱动用程度。

3. 在新区块开发初期, 应及时部署注水井, 完善注采井网, 有效补充地层能量。