寨子河油田长6油层注水开发效果评价

应用油田注水开发动态分析技术、注水开发效果理论图版评价技术对吴起油田寨子河油区长6油田从注水方式和注采井网适应性、注采压力系统适应性、综合含水率、地层压力变化、注水利用率等9个方面评价注水开发效果。针对该油层目前注水存在问题,分析评价该区块生产特征、评价地层吸水能力及水驱储量动用状况等,提出长6油层注水开发调整措施,以改善油田开发效果,提高油田采收率。     

浅谈柴达木盆地花土沟油田高效注水开发

花土沟油田1976年开始试注水,1981全面投入注水开发,采用250m井距不规则三角形井网注水。注水模式为"早期温和注水,注水强度逐渐增强,在饱和压力附近达到注采平衡"。目前共有注水井157口,开井122口,分注93口,分注率69%,分注层段合格率84%,阶段注采比1.38,累计注采比1.13。通过高效注水,花土沟油田地层能量得到有效补充,油田压力回升,水驱控制程度和动用程度有所升高,含水上升率得到控制,递减减缓,年产量稳步上升,注水效果明显。     

阿南油田阿11断块A上I油组周期注水动态参数优化

阿南油田构造复杂,非均质性较强,是典型的低渗透砂岩油田,稳定注水开发存在油产量低、采出程度低、稳产难度大三大矛盾,为了提高阿南油田低渗透砂岩油藏的动用程度,提高油田产油量,降低含水率,为下一步新区块投入开发及油田注水开发调整提供依据,以阿11断块的阿11-304井组(其开发层位是A上I油组)为研究对象,充分利用井组内及邻近区域内井的油藏精细描述静态资料和井组内注采井的动态资料,参考注采井的产吸剖面资料,在优化了该井组周期注水的方式的基础上,应用油藏数值模拟技术研究了周期注水的注水量、周期和时机对周期注水效果的影响,优化了阿南低渗透砂岩油藏的周期注水参数.     

窄小河道砂体局部注聚可行性研究

高台子油田河道砂体发育厚度薄、渗透率低、砂体呈条带状分布,地质储量2288×104t。本文通过对注聚区块效果分析论证了厚度薄、渗透率低、砂体主要呈条带状分布油层利用现井网和简易地面工艺流程注聚的可行性。为提高类似油层条件下的杏南过渡带、太北油田采收率提供实践依据。     

缩小注采井距对改善薄差油层注水状况的认识

针对油田薄差油层动用较差的实际,开展了综合利用二、三次加密调整井网,进一步缩小注采井距,改善井区注水状况的方法研究,从理论上确定了薄差油层的合理注采井距,并在实际应用中取得了一些认识,从而可为油田高含水期薄差油层的开发提供一些理论指导。     

阿南油田阿11断块A上I油组周期注水方式的优化

阿南油田构造复杂,非均质性较强,是典型的低渗透砂岩油田,稳定注水开发存在油产量低、采出程度低、稳产难度大三大矛盾,为了提高阿南油田低渗透砂岩油藏的动用程度,提高油田产油量,降低含水率,为下一步新区块投入开发及油田注水开发调整提供依据,以阿11断块的阿11-304井组(其开发层位是A上I油组)为研究对象,充分利用井组内及邻近区域内井的油藏精细描述静态资料和井组内注采井的动态资料,参考注采井的产吸剖面资料,应用油藏数值模拟技术研究了该井组的两种周期注水的方式,并进行了优化对比,优化出了一种新颖的注水停采-停注采油周期注水方式.     

南一区西部过渡带套损区治理对策及效果

南一区西部过渡带位于萨尔图油田背斜构造西翼边部,开采萨尔图、葡萄花两套油层,由于其过渡带特定的油层条件及发育状况,导致该区块注水状况相对较差,采出程度、动用程度低,开采过程中层间及平面矛盾突出,套损井数多。     

古城油田常采区块注水计量误差分析及措施

油田投入开发后,如果没有相应的驱油能量补充,油层压力将随着开发时间,逐渐下降,引起产量下降,使油田的最终采收率下降。通过注水井向油层注水,是保证油层压力,提高油藏采油速度和采收率,达到油田产油稳定的目的：古城油田现有注水井45口,日注水量约为1741方.在保证油田配注要求的前提下。注水流量计能否准确计量,不仅是注水开发的需要,还是节约大量生产用水和电能消耗的有力措施,对降低油田生产运行成本起着十分积极的作用。     

大庆扶余油层超前注水技术政策界限研究——以葡333区块为例

根据低渗油田地质特征,确定了超前注水的技术政策界限指标。通过地质建模、数模及方案优化研究区块超前注水相关技术政策指标界限。其中包括对合理注采井网、井距研究;超前注水时机和地层压力保持水平研究;超前注水强度、注入压力、累积注水量研究等。从研究结果选出最优方案,为低渗油田开发提供理论依据。     

大庆扶余油层超前注水技术政策界限研究——以葡333区块为例

根据低渗油田地质特征,确定了超前注水的技术政策界限指标。通过地质建模、数模及方案优化研究区块超前注水相关技术政策指标界限。其中包括对合理注采井网、井距研究;超前注水时机和地层压力保持水平研究;超前注水强度、注入压力、累积注水量研究等。从研究结果选出最优方案,为低渗油田开发提供理论依据。     

注水井压裂调剖设计方法研究

对对低渗透油田,主要通过水力压裂提高油水井的增产增注能力,区块经过整体压裂改造后,水力裂缝参数将对油不井的产量起决定性作用。对于多油层非均质油藏,层间差异会导致吸水剖面不均匀,影响水驱效率。对需要经过压裂再投注的注水井,建立了压裂后预测注水井注入量的数值模拟,分析了各层注入量与地层物性、裂缝参数和注水压力的关系。研究结果表明,通过合理地设计裂缝参数,可以缓层间矛盾,改善吸水剖面。现场试验８口井,其     

延长油田延安组油藏优化注水技术

以延长油田西部延安组注水油藏为研究对象,针对目前油藏含水上升快,注采关系不对应,水驱控制程度低等问题,以实现均衡温和注水、提高最终采收率为目的。主要做法是纵向上对开发层系进行精细划分,减小层间干扰,平面上根据该区油藏开发特征对井网进行优化调整,以边缘注水和点状注水相结合的方式提高注水效率、对采油井增产措施与参数优化并举以达到驱替和压力平衡。本文以老庄区块注水开发为例,为延长油田延安组注水开发区块的开发提供了经验。     

低渗透、薄互层稠油油藏提高开发效果实践

针对百重7井区薄互层稠油油藏储层物性差,非均质性严重,吸汽、排液能力差,汽窜干扰严重,储层动用程度低等问题,在油藏优化注汽、配套增产措施方面进行了大量实践,包括初期温和吞吐注汽,逐轮扩大吞吐半径;实施静态物性分类、动态组合吞吐注汽。分区域,分类进行多井组合方式研究,整体提高区域注汽开发效果;依据变强度注水原理,试验并区域性推广脉冲注汽方式;采用限流分注、投球分注．隔注等工艺配套措施,提高油层的劝用程度,使油藏的开发效果得到了改善,为该油藏开发效果的提高及同类油藏的合理有效开发提供了实践经验。     

可洗井分层注水工艺研究

胜利浅海埕岛油田自1988年发现到2000年开始实施转注,转注层为该油田的主要含油层系馆陶组上段.在区块油层厚、夹层长、易出砂、井斜大,要满足海上油田特定的生产环境的条件下,注水工艺与先期防砂相结合.本文就胜利埕岛油田注水工艺实施情况及目前的注水工艺现状进行了分析和总结,提出了一套新型的分层注水工艺以改进目前注水现状.     

特低渗透油田经济开发差异化井网调整方法

低渗透油藏存在启动压力梯度,只有建立有效驱替压力系统,才能有效开发油田。而技术极限井距一般小于经济合理井距,甚至小于经济极限井距。分析认为,国外特低渗透C油田原来井距为400 m的反七点井网不能建立有效驱替,是注水效果差的直接原因。通过技术极限井距和经济极限井距,论述注水经济开发的有效厚度下限。根据不同区域油层分布情况,采用不同的注采井网调整方法和储层改造对策。结果表明菱形反五点差异化井网加密调整方法适用于国外此类油藏注水开发,实现了该类特低渗透油田的经济开发。     

低渗油田注水能力下降原因分析及其对策研究

对注水井注水压力高、注水困难的原因进行了诊断,指出注入水中机械杂质含量严重超标、机杂粒径大,与低渗储层的孔隙喉道大小不匹配是导致储层孔隙堵塞的主要原因,近井地带石蜡的析出是导致储层孔隙堵塞的另一原因.针对此类堵塞,研究了解堵增注方案.通过方案的部署实施,该油田注水难的问题得到了有效解决,区块的开发效果得到了明显改善,提高了区块开发的效益,为同类型油藏的开发提供了借鉴模式.     

低渗透非均质油田“合采分注”技术的研究

低渗透非均质油田受经济产量的限制,一般采用1套层系笼统合采。开发实践表明,层系内如层数太多,层间非均质性造成水驱动用状况极不均衡。多层合采合注开发效果较差,需要研究新的层系组合与划分方式,既能满足开发生产对层系细分的需要,又能使注采井距达到注水开发的要求。大港油田D断块属于低渗透非均质油田,油层多达49个,在准确认识油藏地质特征及开发特点的基础上,以经济效益为前提,采用"合采分注"技术,降低层内干扰,合理划分开发层系。     

大庆油田二类油层聚表剂驱阶段性认识

为了探索二类油层大幅度提高采收率的有效方法,某二类油层2009年2月改注聚表剂驱,通过研究区块改注聚表剂驱后,注入井注入参数及采出井生产参数的变化,得出注入、采出能力、油层动用状况及采出井含水变化的特征。通过分析采出井油层发育状况及井组注采关系看出:二次见效及改后见效井,聚合物阶段,井组聚合物用量较少,采出程度较低,剩余油饱和度较高。针对这部分采出井,加大注入井措施力度的同时,提高注入井配注及注入浓度,加强聚表剂注入;针对采出井采液指数下降、供液不足及沉没度低的井增多的情况,及时调整机采参数,对采出井薄差油层压裂改造,提高注聚效果。截止到2009年9月,区块阶段提高采收率4.9%,预计最终提高采收率13.1%。     

卫81块低渗油藏优化注采系统研究

该油藏于1982年投入开发,通过合理的部署开发井网、及时的实施早期注水和成功的应用大型压裂改造增产手段等,区块采收率得到不断的提高。随着油藏的深入开发,近年来由于上返采油和转采气井多及新增事故井影响,区块注采井网受到损坏,油藏稳产和调整挖潜难度加大,开发形势明显变差,因此卫81块需完善注采井网、优化注采系统以改善其开发效果,使递减得到控制,遏制产量的持续下滑。     

断东东块二类油层聚表剂驱阶段性认识

为了探索二类油层大幅度提高采收率的有效方法,断东东块二类油层2009年2月改注聚表剂驱,通过研究区块改注聚表剂驱后,注入井注入参数及采出井生产参数的变化,得出：注入、采出能力、油层动用状况及采出井含水变化的特征。通过分析采出井油层发育状况及井组注采关系看出：二次见效及改后见效井,聚合物阶段,井组聚合物用量较少,采出程度较低,剩余油饱和度较高;针对这部分采出井,加大注入井措施力度的同时,提高注入井配注及注入浓度,加强聚表剂注入;针对采出井采液指数下降、供液不足及沉没度低的井增多的情况,及时调整机采参数,对采出井薄差油层压裂改造,提高注聚效果。截止到2009年9月,区块阶段提高采收率4.9个百分点,预计最终提高采收率13.1个百分点。