油 气 地 质 与 采 收 率
2001年10月 PETRO LE UM GE O LOGY AND REC OVERY EFFICIE NCY 第8卷 第5期
高含水期油田提高采收率方法
刘传鹏1 陈 元2 王宏宇3 杨 晶1
)
)
)
)
1) 胜利油田有限公司临盘采油厂;2) 青岛海洋大学;3) 东胜精攻石油开发集团公司
摘要:提高油藏采收率是油田开发工作的最终目的。从临盘油田油藏地质特征出发, 在分析开发生产中存在问题及查清剩余油分布的基础上, 通过现场各种调整挖潜措施的实施, 使大芦家、盘2-14断块的开发状况变好, 采收率分别提高6. 67%和14. 8%。因此, 水平井、不稳定注水及调堵技术是临盘油田高含水期提高采收率行之有效的方法。对类似的高含水期注水开发小断块油田提高采收率有重要意义。关键词:采收率; 驱油效率; 剩余油; 水平井; 不稳定注水; 临盘油田中图分类号:TE377 文献标识码:B
文章编号:1009-9603() 05-0063-03
0. 。
引言
临盘油田是1973小断块油田, 复杂, 复杂性, , 注水开发难度大。“九五”以后, 油田调整挖潜余地越来越小。随着含水上升(含水已达86%) , 治理难度加大, 进一步提高采收率非常困难。通过使用先进的油田开发技术, 强化小断块注采完善工作, 不断挖掘剩余油潜力, 取得了较好效果。
, , 无水采油期短, 油井见水后含水上升快。32口生产井中初期不含水的井15口, 无水采油期大于6m on 的井只有四口, 投产6m on 后含水一般可升至60%,16m on 后可升到80%。
第四, 底水锥进明显, 油水界面随着离老井距离的增加而降低, 水淹程度减弱。1. 3 剩余油分布特征由于底水强烈锥进, 井间剩余油分布不仅呈“倒锥”状, 而且随着井间井距的增加及井点累积采油量的减少“, 剩余油倒锥”半径增加。构造高部位井网密度较大, 采出程度高, 剩余油相对富集在构造腰部。
1. 4 水平井设计及开发调整效果
1 水平井挖掘底水油藏剩余油
1. 1 油藏概况
临盘油田大芦家区块馆一、二段为河流相厚层
块状油藏组成, 其岩性以含砾砂岩及粉砂岩为主, 局部为泥质粉砂岩和粉细砂岩, 砂层厚140～150m , 含油高度39m , 石油地质储量693×104t , 是典型的底水油藏。油层埋深1387～1426m , 平均孔隙度33%, 空
μμ气渗透率1300×10-3m 2～1500×10-3m 2, 地面原
油密度0. 94～0. 96g/cm 3, 地面原油粘度320mPa ・s 。1. 2 主要开采特征
第一, 天然能量充足。数值模拟计算结果表明, 油藏水体体积是油体体积的239倍。另外,27a 的开发历史证明, 每采出1%石油地质储量, 压力只下降
根据底水油藏特征、剩余油分布状况及水平井部井原则, 从1996年开始在大芦家馆一、二段钻水平井, 共完钻投产了六口。水平井投产初期含水低, 单井产量高, 生产效果好(表1) 。
对比已投产水平井与直井(或斜井) 的生产状况, 水平井的开发效果明显优于直井。1994—1999年投产的五口斜井和直井合计生产27a , 累积产油5. 6021×104t , 单井平均1. 1204×104t , 单井年产油0. 2075×104t 。六口水平井合计生产11a , 累积产油9. 9891×104t , 单井平均
1. 6649×104t , 单井年产油0. 9081×104t 。
收稿日期2001-04-07; 改回日期2001-09-13。
作者简介:刘传鹏, 男, 工程师,1992年毕业于成都地质学院石油系, 现从事油气藏开发研究工作。联系电话:(0546) 8869233, 通讯地址:(251507) 山东省临邑县临盘采油厂地质所。
表1 大芦家馆一二段水平井生产状况统计表
井号临2-平1
临2-平3临2-平4临2-平5临2-平6临2-平7合计
投产时间/年, 月
1996-091997-051997-081998-071998-111999-07
初期(1996-09─1999-07) 产液/t/d
139. 0 76. 4 47. 2 88. 0 64. 0 70. 5 485. 1
目前(1999-12)
产液/t/d
384 423 417 171 418 91 1904
产油/t/d
102. 0 61. 0 34. 1 52. 4 28. 3 57. 6 335. 4
含水率, %
26. 8 20. 3 27. 8 40. 4 55. 8 18. 3 31. 0
产油/t/d
20. 0 20. 4 15. 2 16. 7 25. 0 16. 8 114. 0
含水率, %
94. 7 95. 2 96. 3 90. 2 94. 0 81. 5 94. 0
累积产油/t
36060 26226 14772 8542 10453 3838 99891
累积产水/t
29387 257794 252259 43721 109743 78445 1040349
水平井的开发调整效果较好, 大芦家馆一、二段的剩余油采收率不断提高, 经过水驱法计算, 采收率
由1995年底的10. 63%提高到1999年底的17. 3%, 提高了6. 67%, 可采储量增加46×104t 。大芦家馆一、二段油藏在采用直井、斜井等常规钻井开发技术开采27a , 采收率一直没有很大提高, 仅为11. 5%。效手段。
注水技术。2. 1 驱油机理
其一, 毛管力是不稳定注水驱油机理的重要因素。低渗透层的毛管半径小; 高渗透层[1]时, , , 这时毛管力。长期注水开发的亲水油藏, 在毛管力的作用下, 高渗透层的注入水会渗入低渗透层, 进行流体互换, 其结果是低渗透层中的剩余油被驱至高渗透层, 并进一步驱向生产井。
其二, 不稳定的压力场可驱动低渗透区的剩余油。采用不稳定注水时, 在地层中造成不稳定的压力场, 使流体不断重新分布, 促进了毛管吸渗作用, 提高了洗油效率。正常注水时, 高渗透层吸水量大而压力上升快, 低渗透层吸水量小而压力上升慢, 当达到一定注水量时, 高渗透层与低渗透层达到压力平衡。停注或减注时, 高渗透层泄压快, 低渗透层泄压慢, 高渗透层与低渗透层之间的压差则会驱出低渗透层中的剩余油。2. 2 室内实验2. 2. 1 岩心室内水驱油模拟实验取临盘油田盘河断块区盘2-232井岩心, 在室内通过间歇注水和连续注水进行水驱油模拟实验(表2) 。
由表2可知, 间歇注水驱替方式下的驱油效率
2 不稳定注水也叫周期性注水, 即通过不断改变注水量、注水方向及采出量, 造成高渗透层与低渗透层之间以及同一层的高渗透部位与低渗透部位之间的波动压差, 充分发挥毛细管吸渗作用, 提高注入水波及系数, 驱替出低渗透区的剩余油, 从而提高采收率。
由于临盘油田含油层系多, 储集层非均质严重, 物性差别大, 层间、层内矛盾突出, 在长期较“稳定”的注水开发方式下, 受层间、层内非均质及砂体连通性的影响, 注入水沿低压高渗透区的水流惯道, 而低渗透层及层内低渗透段的剩余油没有很好地被驱动。另外, 由于复杂小断块注采井网不完善, 平面上的构造高点、构造边角等存在较多注水波及不到的场所, 从而形成剩余油富集区。为了解决层间、层内矛盾, 挖掘剩余油, 针对油藏存在问题采用了不稳定
表2 盘2-232井岩心室内水驱油模拟实验结果表
样号
2310
注入方式连续间歇
空气渗透率/
μ10-3m 2
1. 441. 63
无水采油期/
d 15. 8713. 11
1. 037. 5139. 34
3. 044. 4448. 18
驱油效率, %
5. 047. 6251. 64
10. 052. 3855. 74
20. 057. 1459. 02
40. 058. 7360. 66
在注水的整个过程中均比连续驱替方式下的驱油效
率高1. 83%～4. 02%, 且一直维持到实验末期。
2. 2. 2 数值模拟研究
根据临盘油田大芦家断块临2─6的油藏数值
模拟结果, 在方案预测期20a 内, 不稳定注水方式比常规注水多产油1×104t , 少产水4. 9×104m 3, 少注水50. 2×104m 3, 不稳定注水能在一定程度上提高水驱采收率(表3) 。
表3 临2-6断块数值模拟结果对比表
注水方式常规注水
不稳定注水对比
阶段产油/
10t 28. 129. 1+1. 0
4
整体堵水调剖。3. 1 调剖井选择
调剖井的选择主要依据能反映注水井纵向非均质或存在大孔道可能性的资料, 包括渗透率、吸水剖面、油水井动态等。一般地, 渗透率越大、变异系数越大、油层越厚的井越适宜堵水调剖。吸水剖面差异性越大也越适宜于调剖。根据注入量及注入压力状况, 注入量比较大的水井也较适宜进行调剖。3. 2 堵剂筛选
堵剂筛选包括堵剂类型和用量的确定。堵剂类型筛选主要根据区块的孔隙度和渗透率条件决定。盘二断块孔隙度和渗透率条件较好, 平均渗透率
μ500×10-3m 2, 用钙土和聚丙烯
、有效厚度有效厚度大、注。. 3自1993年以来, 堵水调剖技术在临盘油田得到广泛应用, 取得了明显效果。至1999年底已累计在39个单元和区块调剖130井次, 实际增油9. 22×104t 。调剖后, 由于高渗透层得到封堵, 低渗透层吸
阶段产水/
10m
4
3阶段注水/阶段末含水
率, %104m 3
621. 6571. 4-50. 2
95. 194. 6-0. 5
403. 2398. 2-4. 9
2. 3 现场实施效果
盘2-14井组主要生产层为沙三段下亚段, 属
中、高渗透常规稠油出砂油藏,1975年5月投入开发,1978年8月开始注水。因采用大段合采, 层间、层内矛盾突出, 注水开发中、后期发现有较多剩余油采不出, 水驱油效果差, 含水上升快。根据油藏特点, 选择间歇注水, 以“停-注”交替的方式于年9月开始进行不稳定注水含水大于85%2～3m on ; 在油井动液面降到900m 。不稳定注水前采出程度19. 3%, 油井日产油水平5. 6t , 含水率91. 3%。至1999年底, 在八年内共实施13个周期的不稳定注水, 在未实施其他油水井措施情形下, 油井生产状况较好, 日产油水平13t , 含水71. 2%。如按实施不稳定注水前日产油量不递减、含水不上升计算, 实施不稳定注水以来累积增油13497t , 少产水84257m 3, 提高采收率14. 8%, 开发效果非常好。
水量相对增加, 次动层的动用程度增加, 对应油井含水上升率得到控制, 水驱油效果变好, 采收率一步提高。1997─1998─1999年, 在盘二断块的5个单元实施堵水调剖24井次, 增油17008t 。
4 结论
应用水平井挖掘底水厚油层潜力效果好。
通过不稳定注水、堵水调剖, 能有效解决层间、层内矛盾, 提高水驱油效率, 改善开发效果。
复杂小断块油田高含水后期提高采收率难度较大。只有立足于油藏实际, 依据各自不同的油藏特征, 应用合理的油藏开发技术, 才能不断提高采收率。
参考文献:
1 闻国峰. 应用数值模拟技术研究周期注水. 石油勘探与开发, 2000,27(1) :47～48
3 堵水调剖
临盘油田的盘河区块, 特别是盘二块层间、层内
矛盾突出, 动用程度高的储量只占52. 7%。据同位素吸水剖面所测的24层厚度为68. 9m 的情况看, 吸水好的12个小层厚36. 3m , 占总厚度的52. 7%, 吸水差和不吸水的层有12个, 厚32. 6m , 占总厚度的46. 3%。从所测的31层76. 3m 的产液剖面看, 其主动用层有九层, 厚28. 9m , 占总厚度的37%, 动用差的层和未动层有22层, 厚47. 4m , 占总厚度的63%。由于层间、层内矛盾突出, 注入水沿高渗透带突进, 油井含水上升快, 次动层、未动层驱油效果差, 断块开发效果得不到改善。因此, 有必要对盘二块进行
本文编辑 张朝启
V ol. 8N o. 5 Petroleum G eology and Recovery E fficiency :English Abstracts Ⅴ
field , starting pressure gradient , early water injection Xiang Tianzhang , G ong Yaojin , Wu Yi et al. R ea 2sonable method for EOR in w aterflooding oilfield. PGRE, 2001, 8(5) :60～62
Mathematical m odel of reas onable controlling waterflooding is built by statistical analysis method and based on pro 2duction effect evaluation. A study is made to seek the op 2timum controlling method during the production and to im 2prove the development effect. The concept of loss ratio of recovery factor and the in fluence of number ratio of injec 2tion Οproduction wells on it are advanced. The loss of the recovery factor and potential of E OR at the number ratio of the injection Οproduction wells in Liaohe petroliferous area are given by the analyses.
K ey w ords :waterflooding , reas onable , E , technology tactics , Liu Chuanpeng , , W ang H ongyu et al. EOR for the oilfields in high w ater cut period. PGRE, 2001, 8(5) :63～65
Enhancing oil recovery of oil reserv oirs is the final g oal for the oilfield development. According to the geological properties of the oil reserv oirs in Linpan oilfield and based on the analysis of the problems appeared in the production and to make the remaining oil distribution clear , various measures for tapping the potential in the field are adopted and the development status in Dalujia and Pan 2Ο14fault blocks are better with 6. 67%and 14. 8%of the im 2proved recovery factor , respectively. S o horizontal wells , unstable water injection and profile control Οplugging are the effective methods for E OR in the oilfield in high water cut period. It is of significance on E OR for the similar small fault block oilfields by waterflooding in the high wa 2ter cut period.
K ey w ords :recovery factor , oil displacement efficiency , remaining oil , horizontal well , unstable water injection , Linpan oilfield
Li Xiangyuan , Zhu G uilin Du Yong et al. Study on w ell selection criterion of CO 2stimulation in thin oil
reservoirs with low permeability. PGRE, 2001, 8(5) :66～68
Well selection criterion is drawn up for C O 2stimulation in thin oil reserv oirs with low permeability in Shengli petro 2liferous area by the im proved forecast formula of oil drain 2ing ratio and based on the typical oil well cases and labo 2ratory study results of it. The initial results of this criteri 2on applied in the petroliferous area shows it can im prove the success ratio of C O 2stimulation in the low permeabili 2ty oil reserv oir effectively.
K ey w ords :C O 2stimulation , well selection criterion , oil draining ratio , expansion , viscosity , extraction Luo steam stimu 2PGRE, 2001, 8(is in ferred that the effect of steam stimulation in light crude reserv oirs can enlarge the fluid supply radius and im prove the development effect of such reserv oirs accord 2ing to the success ful cases for different effective thickness at different
development phases both at home and abroad. In this paper , the mechanism of the effect of the steam stimulation in the reserv oirs is analyzed , the feasibility of the effect discussed through the com paris on am ong the costs consumed by various crude oil stimulations and the claim of thermal protection to casing or well com pletion by pre Οgravitations raised , combined with the need of tapping the potential in the oilfield. Adopting this technique , the development effect of the shallow light crude reserv oirs will be im proved.
K ey w ords :shallow layer , light crude reserv oir , steam injection , effect of steam stimulation
Jiang Q ihui , Q iu Jiapu , Zhao B aozhu et al. Analysis of injection Οproduction perform ance and effect for polymer flooding in N g4of Zhong 1area in G udao oilfield. PGRE, 2001, 8(5) :71～72
P olymer flooding was started in Jan. 1997for Ng4of Zhong 1area in G udao oilfield. Obvious effect for de 2creasing water and increasing oil production has been seen now , where the daily oil production is increased from
油 气 地 质 与 采 收 率
2001年10月 PETRO LE UM GE O LOGY AND REC OVERY EFFICIE NCY 第8卷 第5期
高含水期油田提高采收率方法
刘传鹏1 陈 元2 王宏宇3 杨 晶1
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1) 胜利油田有限公司临盘采油厂;2) 青岛海洋大学;3) 东胜精攻石油开发集团公司
摘要:提高油藏采收率是油田开发工作的最终目的。从临盘油田油藏地质特征出发, 在分析开发生产中存在问题及查清剩余油分布的基础上, 通过现场各种调整挖潜措施的实施, 使大芦家、盘2-14断块的开发状况变好, 采收率分别提高6. 67%和14. 8%。因此, 水平井、不稳定注水及调堵技术是临盘油田高含水期提高采收率行之有效的方法。对类似的高含水期注水开发小断块油田提高采收率有重要意义。关键词:采收率; 驱油效率; 剩余油; 水平井; 不稳定注水; 临盘油田中图分类号:TE377 文献标识码:B
文章编号:1009-9603() 05-0063-03
0. 。
引言
临盘油田是1973小断块油田, 复杂, 复杂性, , 注水开发难度大。“九五”以后, 油田调整挖潜余地越来越小。随着含水上升(含水已达86%) , 治理难度加大, 进一步提高采收率非常困难。通过使用先进的油田开发技术, 强化小断块注采完善工作, 不断挖掘剩余油潜力, 取得了较好效果。
, , 无水采油期短, 油井见水后含水上升快。32口生产井中初期不含水的井15口, 无水采油期大于6m on 的井只有四口, 投产6m on 后含水一般可升至60%,16m on 后可升到80%。
第四, 底水锥进明显, 油水界面随着离老井距离的增加而降低, 水淹程度减弱。1. 3 剩余油分布特征由于底水强烈锥进, 井间剩余油分布不仅呈“倒锥”状, 而且随着井间井距的增加及井点累积采油量的减少“, 剩余油倒锥”半径增加。构造高部位井网密度较大, 采出程度高, 剩余油相对富集在构造腰部。
1. 4 水平井设计及开发调整效果
1 水平井挖掘底水油藏剩余油
1. 1 油藏概况
临盘油田大芦家区块馆一、二段为河流相厚层
块状油藏组成, 其岩性以含砾砂岩及粉砂岩为主, 局部为泥质粉砂岩和粉细砂岩, 砂层厚140～150m , 含油高度39m , 石油地质储量693×104t , 是典型的底水油藏。油层埋深1387～1426m , 平均孔隙度33%, 空
μμ气渗透率1300×10-3m 2～1500×10-3m 2, 地面原
油密度0. 94～0. 96g/cm 3, 地面原油粘度320mPa ・s 。1. 2 主要开采特征
第一, 天然能量充足。数值模拟计算结果表明, 油藏水体体积是油体体积的239倍。另外,27a 的开发历史证明, 每采出1%石油地质储量, 压力只下降
根据底水油藏特征、剩余油分布状况及水平井部井原则, 从1996年开始在大芦家馆一、二段钻水平井, 共完钻投产了六口。水平井投产初期含水低, 单井产量高, 生产效果好(表1) 。
对比已投产水平井与直井(或斜井) 的生产状况, 水平井的开发效果明显优于直井。1994—1999年投产的五口斜井和直井合计生产27a , 累积产油5. 6021×104t , 单井平均1. 1204×104t , 单井年产油0. 2075×104t 。六口水平井合计生产11a , 累积产油9. 9891×104t , 单井平均
1. 6649×104t , 单井年产油0. 9081×104t 。
收稿日期2001-04-07; 改回日期2001-09-13。
作者简介:刘传鹏, 男, 工程师,1992年毕业于成都地质学院石油系, 现从事油气藏开发研究工作。联系电话:(0546) 8869233, 通讯地址:(251507) 山东省临邑县临盘采油厂地质所。
表1 大芦家馆一二段水平井生产状况统计表
井号临2-平1
临2-平3临2-平4临2-平5临2-平6临2-平7合计
投产时间/年, 月
1996-091997-051997-081998-071998-111999-07
初期(1996-09─1999-07) 产液/t/d
139. 0 76. 4 47. 2 88. 0 64. 0 70. 5 485. 1
目前(1999-12)
产液/t/d
384 423 417 171 418 91 1904
产油/t/d
102. 0 61. 0 34. 1 52. 4 28. 3 57. 6 335. 4
含水率, %
26. 8 20. 3 27. 8 40. 4 55. 8 18. 3 31. 0
产油/t/d
20. 0 20. 4 15. 2 16. 7 25. 0 16. 8 114. 0
含水率, %
94. 7 95. 2 96. 3 90. 2 94. 0 81. 5 94. 0
累积产油/t
36060 26226 14772 8542 10453 3838 99891
累积产水/t
29387 257794 252259 43721 109743 78445 1040349
水平井的开发调整效果较好, 大芦家馆一、二段的剩余油采收率不断提高, 经过水驱法计算, 采收率
由1995年底的10. 63%提高到1999年底的17. 3%, 提高了6. 67%, 可采储量增加46×104t 。大芦家馆一、二段油藏在采用直井、斜井等常规钻井开发技术开采27a , 采收率一直没有很大提高, 仅为11. 5%。效手段。
注水技术。2. 1 驱油机理
其一, 毛管力是不稳定注水驱油机理的重要因素。低渗透层的毛管半径小; 高渗透层[1]时, , , 这时毛管力。长期注水开发的亲水油藏, 在毛管力的作用下, 高渗透层的注入水会渗入低渗透层, 进行流体互换, 其结果是低渗透层中的剩余油被驱至高渗透层, 并进一步驱向生产井。
其二, 不稳定的压力场可驱动低渗透区的剩余油。采用不稳定注水时, 在地层中造成不稳定的压力场, 使流体不断重新分布, 促进了毛管吸渗作用, 提高了洗油效率。正常注水时, 高渗透层吸水量大而压力上升快, 低渗透层吸水量小而压力上升慢, 当达到一定注水量时, 高渗透层与低渗透层达到压力平衡。停注或减注时, 高渗透层泄压快, 低渗透层泄压慢, 高渗透层与低渗透层之间的压差则会驱出低渗透层中的剩余油。2. 2 室内实验2. 2. 1 岩心室内水驱油模拟实验取临盘油田盘河断块区盘2-232井岩心, 在室内通过间歇注水和连续注水进行水驱油模拟实验(表2) 。
由表2可知, 间歇注水驱替方式下的驱油效率
2 不稳定注水也叫周期性注水, 即通过不断改变注水量、注水方向及采出量, 造成高渗透层与低渗透层之间以及同一层的高渗透部位与低渗透部位之间的波动压差, 充分发挥毛细管吸渗作用, 提高注入水波及系数, 驱替出低渗透区的剩余油, 从而提高采收率。
由于临盘油田含油层系多, 储集层非均质严重, 物性差别大, 层间、层内矛盾突出, 在长期较“稳定”的注水开发方式下, 受层间、层内非均质及砂体连通性的影响, 注入水沿低压高渗透区的水流惯道, 而低渗透层及层内低渗透段的剩余油没有很好地被驱动。另外, 由于复杂小断块注采井网不完善, 平面上的构造高点、构造边角等存在较多注水波及不到的场所, 从而形成剩余油富集区。为了解决层间、层内矛盾, 挖掘剩余油, 针对油藏存在问题采用了不稳定
表2 盘2-232井岩心室内水驱油模拟实验结果表
样号
2310
注入方式连续间歇
空气渗透率/
μ10-3m 2
1. 441. 63
无水采油期/
d 15. 8713. 11
1. 037. 5139. 34
3. 044. 4448. 18
驱油效率, %
5. 047. 6251. 64
10. 052. 3855. 74
20. 057. 1459. 02
40. 058. 7360. 66
在注水的整个过程中均比连续驱替方式下的驱油效
率高1. 83%～4. 02%, 且一直维持到实验末期。
2. 2. 2 数值模拟研究
根据临盘油田大芦家断块临2─6的油藏数值
模拟结果, 在方案预测期20a 内, 不稳定注水方式比常规注水多产油1×104t , 少产水4. 9×104m 3, 少注水50. 2×104m 3, 不稳定注水能在一定程度上提高水驱采收率(表3) 。
表3 临2-6断块数值模拟结果对比表
注水方式常规注水
不稳定注水对比
阶段产油/
10t 28. 129. 1+1. 0
4
整体堵水调剖。3. 1 调剖井选择
调剖井的选择主要依据能反映注水井纵向非均质或存在大孔道可能性的资料, 包括渗透率、吸水剖面、油水井动态等。一般地, 渗透率越大、变异系数越大、油层越厚的井越适宜堵水调剖。吸水剖面差异性越大也越适宜于调剖。根据注入量及注入压力状况, 注入量比较大的水井也较适宜进行调剖。3. 2 堵剂筛选
堵剂筛选包括堵剂类型和用量的确定。堵剂类型筛选主要根据区块的孔隙度和渗透率条件决定。盘二断块孔隙度和渗透率条件较好, 平均渗透率
μ500×10-3m 2, 用钙土和聚丙烯
、有效厚度有效厚度大、注。. 3自1993年以来, 堵水调剖技术在临盘油田得到广泛应用, 取得了明显效果。至1999年底已累计在39个单元和区块调剖130井次, 实际增油9. 22×104t 。调剖后, 由于高渗透层得到封堵, 低渗透层吸
阶段产水/
10m
4
3阶段注水/阶段末含水
率, %104m 3
621. 6571. 4-50. 2
95. 194. 6-0. 5
403. 2398. 2-4. 9
2. 3 现场实施效果
盘2-14井组主要生产层为沙三段下亚段, 属
中、高渗透常规稠油出砂油藏,1975年5月投入开发,1978年8月开始注水。因采用大段合采, 层间、层内矛盾突出, 注水开发中、后期发现有较多剩余油采不出, 水驱油效果差, 含水上升快。根据油藏特点, 选择间歇注水, 以“停-注”交替的方式于年9月开始进行不稳定注水含水大于85%2～3m on ; 在油井动液面降到900m 。不稳定注水前采出程度19. 3%, 油井日产油水平5. 6t , 含水率91. 3%。至1999年底, 在八年内共实施13个周期的不稳定注水, 在未实施其他油水井措施情形下, 油井生产状况较好, 日产油水平13t , 含水71. 2%。如按实施不稳定注水前日产油量不递减、含水不上升计算, 实施不稳定注水以来累积增油13497t , 少产水84257m 3, 提高采收率14. 8%, 开发效果非常好。
水量相对增加, 次动层的动用程度增加, 对应油井含水上升率得到控制, 水驱油效果变好, 采收率一步提高。1997─1998─1999年, 在盘二断块的5个单元实施堵水调剖24井次, 增油17008t 。
4 结论
应用水平井挖掘底水厚油层潜力效果好。
通过不稳定注水、堵水调剖, 能有效解决层间、层内矛盾, 提高水驱油效率, 改善开发效果。
复杂小断块油田高含水后期提高采收率难度较大。只有立足于油藏实际, 依据各自不同的油藏特征, 应用合理的油藏开发技术, 才能不断提高采收率。
参考文献:
1 闻国峰. 应用数值模拟技术研究周期注水. 石油勘探与开发, 2000,27(1) :47～48
3 堵水调剖
临盘油田的盘河区块, 特别是盘二块层间、层内
矛盾突出, 动用程度高的储量只占52. 7%。据同位素吸水剖面所测的24层厚度为68. 9m 的情况看, 吸水好的12个小层厚36. 3m , 占总厚度的52. 7%, 吸水差和不吸水的层有12个, 厚32. 6m , 占总厚度的46. 3%。从所测的31层76. 3m 的产液剖面看, 其主动用层有九层, 厚28. 9m , 占总厚度的37%, 动用差的层和未动层有22层, 厚47. 4m , 占总厚度的63%。由于层间、层内矛盾突出, 注入水沿高渗透带突进, 油井含水上升快, 次动层、未动层驱油效果差, 断块开发效果得不到改善。因此, 有必要对盘二块进行
本文编辑 张朝启
V ol. 8N o. 5 Petroleum G eology and Recovery E fficiency :English Abstracts Ⅴ
field , starting pressure gradient , early water injection Xiang Tianzhang , G ong Yaojin , Wu Yi et al. R ea 2sonable method for EOR in w aterflooding oilfield. PGRE, 2001, 8(5) :60～62
Mathematical m odel of reas onable controlling waterflooding is built by statistical analysis method and based on pro 2duction effect evaluation. A study is made to seek the op 2timum controlling method during the production and to im 2prove the development effect. The concept of loss ratio of recovery factor and the in fluence of number ratio of injec 2tion Οproduction wells on it are advanced. The loss of the recovery factor and potential of E OR at the number ratio of the injection Οproduction wells in Liaohe petroliferous area are given by the analyses.
K ey w ords :waterflooding , reas onable , E , technology tactics , Liu Chuanpeng , , W ang H ongyu et al. EOR for the oilfields in high w ater cut period. PGRE, 2001, 8(5) :63～65
Enhancing oil recovery of oil reserv oirs is the final g oal for the oilfield development. According to the geological properties of the oil reserv oirs in Linpan oilfield and based on the analysis of the problems appeared in the production and to make the remaining oil distribution clear , various measures for tapping the potential in the field are adopted and the development status in Dalujia and Pan 2Ο14fault blocks are better with 6. 67%and 14. 8%of the im 2proved recovery factor , respectively. S o horizontal wells , unstable water injection and profile control Οplugging are the effective methods for E OR in the oilfield in high water cut period. It is of significance on E OR for the similar small fault block oilfields by waterflooding in the high wa 2ter cut period.
K ey w ords :recovery factor , oil displacement efficiency , remaining oil , horizontal well , unstable water injection , Linpan oilfield
Li Xiangyuan , Zhu G uilin Du Yong et al. Study on w ell selection criterion of CO 2stimulation in thin oil
reservoirs with low permeability. PGRE, 2001, 8(5) :66～68
Well selection criterion is drawn up for C O 2stimulation in thin oil reserv oirs with low permeability in Shengli petro 2liferous area by the im proved forecast formula of oil drain 2ing ratio and based on the typical oil well cases and labo 2ratory study results of it. The initial results of this criteri 2on applied in the petroliferous area shows it can im prove the success ratio of C O 2stimulation in the low permeabili 2ty oil reserv oir effectively.
K ey w ords :C O 2stimulation , well selection criterion , oil draining ratio , expansion , viscosity , extraction Luo steam stimu 2PGRE, 2001, 8(is in ferred that the effect of steam stimulation in light crude reserv oirs can enlarge the fluid supply radius and im prove the development effect of such reserv oirs accord 2ing to the success ful cases for different effective thickness at different
development phases both at home and abroad. In this paper , the mechanism of the effect of the steam stimulation in the reserv oirs is analyzed , the feasibility of the effect discussed through the com paris on am ong the costs consumed by various crude oil stimulations and the claim of thermal protection to casing or well com pletion by pre Οgravitations raised , combined with the need of tapping the potential in the oilfield. Adopting this technique , the development effect of the shallow light crude reserv oirs will be im proved.
K ey w ords :shallow layer , light crude reserv oir , steam injection , effect of steam stimulation
Jiang Q ihui , Q iu Jiapu , Zhao B aozhu et al. Analysis of injection Οproduction perform ance and effect for polymer flooding in N g4of Zhong 1area in G udao oilfield. PGRE, 2001, 8(5) :71～72
P olymer flooding was started in Jan. 1997for Ng4of Zhong 1area in G udao oilfield. Obvious effect for de 2creasing water and increasing oil production has been seen now , where the daily oil production is increased from