严重非均质油藏注水开发后期提高采收率技术研究.ppt

* 严重非均质油藏注水开发后期提高采收率技术研究 1、前言 2、层系细分重组技术 3、改变液流方向—河道注水、边部采油 4、水动力方法--周期注水 5、空气泡沫调驱技术 中原油田严重非均质油藏主要是胡状集油田的主力区块：胡7南断块、胡12断块、胡5断块和胡2断块。由于近物源快速沉积，储层层间非均质十分严重，层内存在特高渗条带，同时，因储层普遍弱胶结，岩石疏松，注水后出现“大孔道”现象，导致油井含水上升快，注入水沿特高渗透带短路循环，水驱波及体积小，水驱动用程度低。 开发中存在如下主要问题： ①受储层的严重非均质性影响，水驱动用程度低。 ②目前工艺技术水平还不能适应一类层特高含水期提高采收率的需要。 ③依靠油井机械卡堵水、注水井分注难以改善二、三类层动用状况。 针对胡状集油田注水开发后呈现出的高含水低采出问题，以解决注入水短路循环、提高最终采收率为主要目的，近年来主要开展了层系细分重组、改变液流方向、分层注水等技术的研究和应用，虽然取得了一定的效果，但是随着开发的逐渐深入，综合含水的逐渐升高，尤其是优势渗流通道的存在，这些技术在解决严重非均质油藏的平面和层间矛盾方面显得无能为力，必须寻找更有效解决优势渗流通道存在问题的方法，因此，进行了周期注水及空气泡沫调驱技术的先导试验，以下分别对这些技术加以介绍。 室内长岩心多层水驱油试验分析 油藏储层水驱油实验模拟层渗透率分布区间 1487.2 447.08 151.83 74.02 32.14 选用值 ＞1000 200～1000 100～200 50～100 ＜50 区 间 渗透率 (md) Ⅴ Ⅳ Ⅲ Ⅱ Ⅰ 类 别 选用五组不同渗透率岩心，进行了不同渗透率组合条件下的水驱油试验。 室内长岩心多层水驱油试验分析 单层水驱油试验结果 室内长岩心多层水驱油试验分析 级差：2.3 级差：4.7 级差：13.9 级差：46.9 1号层在不同组合下采出程度与注采压差变化关系 （注入孔隙体积倍数1.0时） 采出程度% 驱替压差直接受级差的影响。低渗层在小级差下可以建立起较高的注采压差，使差层充分动用；级差达到一定程度后，低渗层难以水驱动用 现场应用效果 在室内试验的基础上，近年来做了细分调整开发层系的试验，将II、III类层中分离出来形成独立的开发层系进行开采，取得了显著效果。以胡12块为例，将原S3中6-8层系细分为S3中6、S3中71-85、S3中86-8三套层系，实现以多套井网分别开采不同的油层，有效提高II、III类层水驱波及体积。 主河道注水，河道间采油的不规则式井网部署形式主要解决储层的平面非均质矛盾。 在胡七南块实施了抽稀井网，主河道注水，河道间采油的先导试验方案：关掉主河道内高含水油井6口，转注2口，方案实施后该区日增油20t，含水由90.6%下降到85.3%，下降了5.3个百分点。 93 胡七南沙三中6-8河道注水试验期主要生产指标变化曲线 对于扇三角洲朵状砂体在纵向上重合迭加分布一致的情况下，该种井网部署方式显然是有利的。胡状集储层的多物源，多扇体组合，且在纵向上重合迭加较少的条件下，该种井网部署方式是非常局限的。 周期注水室内试验 分别采用单管模型、三管模型及人造韵律平板模型，对于周期注水工作方式、转周期注水时机、波动幅度等进行研究，对比周期注水与常规注水的开发效果。 周期注水室内试验 分别采用单管模型、三管模型及人造韵律平板模型，对于周期注水工作方式、转周期注水时机、波动幅度等进行研究，对比周期注水与常规注水的开发效果。 周期注水室内试验 分别采用单管模型、三管模型及人造韵律平板模型，对于周期注水工作方式、转周期注水时机、波动幅度等进行研究，对比周期注水与常规注水的开发效果。 1、单管模型实验结果 2、三管模型实验结果 周期注水数值模拟研究 依据严重非均质区块胡七南沙三下的油层特征，建立地质模型。采用正交试验设计方法设计了多套周期注水方案。影响周期注水的主要因素是：半周期的长短；注水波动幅度，注水井/采油井工作方式。 注水波动幅度B=1，对称型 周期注水 含水率达60％-80％转周期注水，周期时间2－6个月效果最优 结论 （1）周期注水作为改善高含水期开发效果的一种水动力学方法，在不同工作制度和工作方式下能够一定程度上提高采出程度，改善开发效果，但其改善程度应该视具体条件而定。 （2）周期注水适用于非均质性严重、层间连通程度较好、地层原油粘度较小、油层亲水的油藏，且要求注水工艺能够满足注水量提高的要求。 （3）周期注水的效果决定于许多参数，主要包括储层地质物理特性参数（储层非均质性、各小层水动力学连通程度、油水粘度比等）和不稳定注水参数（注水量波动幅度、注水时间、周期持续时间等）两类。 （