低渗透油藏注采系统调整技术探讨

内蒙古石油化工　　　　　　　　　　2012年第7期　

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低渗透油藏注采系统调整技术探讨

赵哈利

(大庆油田有限责任公司第七采油厂,黑龙江大庆　163517)

　　摘　要:通过对外围低渗透油田注采系统调整效果分析,提出适合外围油田不同裂缝走向与井排方向夹角井网转线状注水的合理调整方式,为油田注采系统调整提供了理论和实践依据。

关键词:低渗透油田;注水开发;油水井数比;注采系统调整

　　中图分类号:TE348　　文献标识码:A　　文章编号:1006—7981(2012)07—0098—011　低渗透油藏注采系统调整理论探讨1.1　水井数比影响因素

合理的油水井数比指油田注水井和采油井的流动压力一定、开发总井数一定的条件下,油田能够获得最高产液量的采油井与注水井的比值。它是油田实施注采系统调整的重要依据,也是注采系统调整技术研究的重点。

确定合理油水井数比的模型和方法很多,对比分析表明,由于低渗透油藏为非达西渗流,存在启动压力梯度,采液指数或吸水指数不仅与含水有关,而且还与启动压力梯度有关。结合油田开采实际,认为有以下认识:

1.1.1　渗透率越低、裂缝越不发育、油水井数比越

低渗透油藏注水压力高,在注水井附近天然裂缝和人工压裂缝张开程度大,注水井吸水指数高,而油井由于井底压力低裂缝往往难以张开,采液指数相对低,吸水和采液指数比大,油水井数比大。尤其是裂缝渗透率与基质渗透率越大这种现象越明显。1.1.2　低渗透油田注采比高,油水井数比相对小

低渗透率油藏,特别是裂缝不发育低渗透油藏由于注采比较高,其与基质渗透率比值越大的裂缝性油藏相比油水井数应相对小。

1.1.3　随油田开发延续,油水井数比逐渐变小

注水开发中吸水指数与采液指数比值总的趋势是先上升后降低,同时注采比先高后低以及注水压差和采油压差趋于稳定。综合作用油田油水井数比逐渐变小,并趋于1。

2　渗透油藏注采系统调整的作用

低渗透油藏注采系统调整除具有常规砂岩油藏注采系统调整增加水驱控制程度、注水井井网密度和提高注采强度外,更主要的是降低平面非均质性和增加水驱波及系数。

2.1　加水驱控制程度和采收率

敖包塔外围油层由于沙体规模小,反九点注水初期水驱控制程度低,大多在40%～60%之间,研究

图1　区块水驱控制程度随油水井数比变化曲线2.2　低平面非均质性,增加水驱波及系数

由于低渗透油藏波及系数主要受注水方式影响。在线状注水时:当裂缝从注水井向油井方向延伸时,随着裂缝的长度增加,面积波及系数减少。如无裂缝的情况下,平面波及系数为70%,若裂缝延伸长度达到注采井距90%时,面积波及系数几乎为零;当注水方向垂直与裂缝走向时,裂缝延伸越长,波及系数越高。如在无裂缝情况下,平面波及系数为70%,而裂缝延伸长度接近井底时,平面波及系数增加到88%。

2.3　低渗透油藏原井网转线状注水能降低含水和减缓产量递减,改善开发效果

朝阳沟油田扶余油层井排方向与裂缝走向成22.5°,从1987年注水开发后,由于裂缝、井网及注水方式的不利影响,油井排和注水井排油井开发效果差异大。到1992年注水井排油井含水高达67.2%,油井排油井含水只1.2%,相差66个百分点,底层压力相差3～4MPa,注水井排油井产油量由1990年12月的400t下降到1992年6月的236t。区块产油量由46×104t下降至43×104t。

1992年以后通过转注水井排油井形成线状注表明油水井数比每降低1,增加水驱控制程度6.5个百分点(图1),提高采收率1.9个百分点。

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收稿日期:2012-02-15

作者简介:赵哈利,2003年毕业于东北石油大学,石油工程专业,现工作于第七采油厂敖包塔作业区动态室,从事油藏

地质分析工作。

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组合式降粘技术在锦

25块的研究与应用

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文要步曰

(中油辽河油田公司,辽宁凌海　121209)

　　摘　要:组合式降粘开采是指在蒸汽吞吐开发过程中,根据原油物性及生产情况,通过改变注汽参数、化学降粘、二氧化碳驱油等组合成灵活、经济的降粘技术,以改善沥青质的分子聚集状态,延长油流的加热时间为主要目标,完成从地层到井筒直至进站全程降粘,提高开发效果。

关键词:超稠油;组合降粘;提高吞吐效果

　　中图分类号:TE357.44　　文献标识码:A　　文章编号:1006—7981(2012)07—0099—021　地质概况

锦25块位于辽河凹陷西部斜坡欢喜岭油田上台阶第一段阶带的西南端,稠油目的层为下第三系沙河街组沙一段于楼油层组,属中厚互层状油藏。油层在平面上东部和中部较厚,西部薄。储层岩性以含

泥含砾长石砂岩为主,孔隙度0.31,渗透率1.8Lm2,含油饱和度60%。锦25块原油密度(20℃)为0.995g/cm3,50℃地面脱气原油粘度11233mPa于超稠油。

2　开发过程中存在的问题

水,注水井排油井含水从67.2%下降到1996年12月的31%。产油量得到恢复,在年产油40×10的水平上稳产了6a,1998年产油量仅比1992年产量下降13.2%,平均递减率只有2.2%,取得了较好的转注效果。同时由于注水井增加,提高了油井受效方向,如朝5区块转注13口井,受影响58口油井的连通层数由169个增加到197个,增加了28个,单项连通比由原来41.4%下降到13.6%,下降了27.8个百分点。而朝阳沟油田地质类型与敖包塔油田相似。

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2.1　自喷期大量排水

蒸汽注入到地层后已在原油及地层之间进行热交换,完全凝结为热水,加之这部分油井原油粘度大、流动性差、热力传导慢,大量冷凝水聚集在地层井筒周围,造成自喷时大量排热水。2.2　周期生产时间短

周期产油低转抽后随着压力的下降,原油逐渐失去流动性,加热半径区以外的原油不易流到加热区,同时大量热水的排出,井筒周围油温下降、粘度开始回升,原油无法举升到地面。大部分油井下泵果。

3　发育低渗透油藏注采系统合理调整方式

通过外围油田低渗透油藏注采系统调整实践,认为外围低渗透油藏有2种注采系统调整方式。裂缝走向与井排方向成22.5°井网,通过注水井排油井转注形成近似线状注水。裂缝走向与井排方向成45.0°的井网采取排间加密水井排、老注水井转抽和高含水关闭井重开实施线状注水。如敖包塔区块(图2)。4　结论

4.1　低渗透砂岩油藏注采系统调整除了增加水驱控制程度和提高注采强调外,实施沿裂缝线状注水能有效降低平面非均质性、增加水驱波动及体积。4.2　低渗透砂岩油藏合理油水井数比除与储层渗透率、原油性质、注采比和开发阶段有关外,还与储层裂缝发育程度有关。

[参考文献]

[1]　罗哲谭,等.油气储集层的孔隙结构[M].北

京:北京科学出版社,2005.

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图2　裂缝与井排方向成45°　裂缝与井排方向成22.5°由此表明:对于低渗透油藏通过注采系统调整实施线状注水也可以有效改善敖包塔水驱开发效

[2]　史小丽.葡萄花油层泥粉层的特征及在注水开

发中的作用[J].大庆石油地质与开发,2006,(4).

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收稿日期:2012-02-15

作者简介:要步文(1971-),男,助理工程师,1992年7月毕业于北京石油化工管理干部学院化工技术管理专业,现从事

油田开发工作。

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