水驱油藏转热采提高采收率专题

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1、水驱油藏转热采提高采收率专题水驱油藏转热采提高采收率专题提纲1、水驱后油藏存在的主要问题2、水驱油藏转热采国内外实例3、水驱油藏转热采的机理4、水驱油藏转热采的油藏条件5、水驱油藏转热采的潜力分析6、水驱油藏转热采的应用7、总结水驱油藏转热采提高采收率专题1、水驱后油藏存在的主要问题目前我国的水驱油藏经过几十年的开发生产，产量已进入总的递减阶段，采出程度已接近水驱油藏标定采收率；多数水驱油藏的井况很差，造成分注率低，加剧层间矛盾，使得注水波及不平衡，影响水驱的采收率；经过多次加密调整，形成面积、线性、行列及不规则等多种注采井网，部分注采井网不适应生产的要求，制约了注水开发采收率的提

2、高；水驱油藏转热采提高采收率专题1、水驱后油藏存在的主要问题注水开发的老油田，目前采用强注强采的生产方式来稳定产量，带来一系列问题（如套管损坏严重、地面工程的改造力度加大等等）；井网的不断加密，引起注入水在高渗层和主流带水流通道中低效循环，造成加密井产量急剧下降，含水和采油成本不断上升，经济效益不理想。水驱油藏转热采提高采收率专题1、水驱后油藏存在的主要问题注入井生产井注入井生产井多层正韵律油藏水驱含水率饱和度分布主流线水窜厚油层下部由层内矛盾和重力产生的强水洗部位；一套井网多层开采注入水沿高渗层窜流，层间矛盾加大；平面上沿主流线水窜。水驱油藏转热采提高采收率专题1、水驱后油藏存在的

3、主要问题股份公司水驱油藏的产量约占总产量的80％，针对目前水驱油藏已进入高含水期（综合含水已达85％以上）开发生产的现状，在加大自身开发技术挖潜工作的基础上，应积极寻求其它可行的提高采收率的接替技术，为股份公司的稳产再创辉煌。水驱油藏转热采提高采收率专题提纲1、水驱后油藏存在的主要问题2、水驱油藏转热采国内外实例3、水驱油藏转热采的机理4、水驱油藏转热采的油藏条件5、水驱油藏转热采的潜力分析6、水驱油藏转热采的应用水驱油藏转热采提高采收率专题2、水驱油藏转热采的国内外实例热力采油目前被认为是世界上第一大强化采油技术，它于六、七十年代大规模用于稠油油藏的开采，八十年代以来，这项技术逐渐也被

4、用到水驱油藏（稀油或普通稠油）中，以提高其采收率，并开展一些先导试验，取得较好效果。水驱油藏转热采提高采收率专题2、水驱油藏转热采的国内外实例国外水驱油藏注蒸汽开采现场试验情况水驱油藏转热采提高采收率专题2、水驱油藏转热采的国内外实例2、水驱油藏转热采的国内外实例油藏基本情况油层D=260mh=48.8m=0.205k=140md0=6cp试验简况及结果1973年投入注蒸汽开发；注蒸汽后试验区原油产量从1.9m3/d上升到36.6m3/d，五年内累积产油36700m3，平均单井产油达16m3/d，油汽比大于0.25水驱油藏转热采提高采收率专题国外实例1：美国克恩河油田表明在低粘度原油

5、的油层中可采用蒸汽驱开发2、水驱油藏转热采的国内外实例油藏基本情况油层D=600－700m=0.20k=1md0=17.5cp为灰岩油藏，裂缝发育差。试验简况及结果注蒸汽3个月后，便有明显增油效果。表明对于低渗透油藏也可以采用注蒸汽采油技术水驱油藏转热采提高采收率专题国外实例：法国上拉克油田2、水驱油藏转热采的国内外实例油藏基本情况油层D=1230-1300mh=12.7m=0.31k=200-950md0=95cp试验简况及结果1975年投入水驱开采；1995年水驱20年，采收率为13%；1996年投入蒸汽吞吐开发；早期平均单井日产油8-10t/d，比同期水驱开发井高2-4t/

6、d，预计吞吐可提高采出程度10％。水驱油藏转热采提高采收率专题国内实例1：胜利油田渤21块2、水驱油藏转热采的国内外实例油藏基本情况油层D=480mh=11.3m=0.185k=524md0=210cp试验简况及结果1975年反五点井网注水开发，井距450-650m；1996年底，注水开发采出程度6.7%；1997年9月投入注蒸汽开发，累积油汽比0.305，采出程度8.2%，采油速度2.7%；目前计划转蒸汽驱，吞吐+汽驱的采出程度预计为30%。水驱油藏转热采提高采收率专题国内实例2：新疆油田六东区2、水驱油藏转热采的国内外实例油藏基本情况油层D=1182-1203mh=8.3m=0

7、.24k=40-800md砂岩厚度:14.3m0=20cp试验简况及结果1992年9月开始蒸汽吞吐试验；共注汽11天零8小时；注汽干度0-11％；累积注蒸汽1222吨；最高日产油为30吨；平均日产油量比注汽前高13t；累积油汽比2.0。存在的主要问题注汽的干度极低；隔热措施差；注汽过程中套管伸长了14cm.水驱油藏转热采提高采收率专题国内实例3：萨北过渡带北2－5－丙116井2、水驱油藏转热采的国内外实例油藏基本情况油层D=108