油田供注水系统工艺技术优化与应用

改善注水开发效果是确保油田稳产的根本基础,本文针对当前老油田注采井网完善程度低,稳产基础脆弱的问题,进行了地面水资源优化配置,制定高含水油田注水水质指标,提出了污水由集中处理、分散回注变分散处理、就地回注的新思路,使现有注水系统的注水能力及注水压力满足了注水需要,为实现注水工艺的完善配套进行了有益尝试。     

应用多种技术提高复杂断块开发效果

东部凹陷所属的油田是采油速度低、采出程度低的油田,兴隆台采油厂开展实现注水工程、完善注水工程、试验注水工程、改善注水工程等四项工程,进一步夯实了老油田的稳产基础。通过精细油藏描述、完善注采井网、防排砂等技术的应用,一定程度上弥补了油藏条件不足因素的影响,提高了双低开发油田难采储量的动用程度,为东部复杂断块油田二次开发奠定了基础,并为其他难采储量开发提供了较好的借鉴。     

强边底水油藏水驱开发效果评价

针对目前水驱开发评价方法主要是评价油田整体开发效果,很难对具体注水井的注水效率进行评价,以及强边底水油藏中油井产水的主要来源等问题。基于井间油水动态的连通性计算模型,结合油田地质参数和实际生产数据进行自动历史拟合。示踪剂分析验证了该模型具有很好的可靠性。采用该模型计算注水井注水劈分系数,确定注采优势通道以及注水井驱油效率。该模型同时也可以计算注水井和边底水对油井产油产水贡献百分比。实例油田应用表明,该模型可靠性很好,与示踪剂测试结果吻合,计算结果能很好地评价注水井的注水效率。     

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。     

碳酸盐岩潜山裂缝性油藏异步注采研究

碳酸盐岩潜山油藏储集空间类型多样,孔隙结构复杂,裂缝非常发育,连通情况好,储层的非均质性严重。注水开发时水窜严重、水驱采收率低、开发效果差。针对该类油藏的地质特点及注水开发中存在的问题,本文以桩西古潜山油田ZG14井区为例,对该类油藏展开异步注采研究。利用数值模拟方法优化了异步注采单周期注入量、注入速度、焖井时间、采液速度等参数,预测了衰竭式开采、连续注水、常规周期注水、异步注采4种开发方式15年末的采出程度。数值模拟结果表明：异步注采15年末采出程度为28.63%,比衰竭式开采、连续注水、常规周期注水分别高3.21,0.82,0.21个百分点,采用异步注采取得了比其他开发方式更好的开发效果。异步注采有效避免了注入水沿裂缝向生产井窜进,注采不同步产生的压力扰动有利于注入水进入基质系统较深的孔喉中,扩大了波及体积;焖井使得裂缝与基质的渗吸交换作用进行的更充分。建议对碳酸盐岩潜山油藏开发时,采用异步注采的开发方式。     

井间电位监测技术在注水井监测中的应用

为了确定注水井的注水推进方向、波及范围和水驱路径的变化情况，进一步落实注水井与周围井的注采关系。了解注水井水驱平面发育状况，平衡注采矛盾，合理调整开发方案，应用“井问电位篮测技术”，利用附近油井和水井形成闭合的回路测量其电动势的变化情况，对注水井注水波及范围、断层封闭性等注水优势方向进行监洲，为下步调整决策提供依据，对改善油田开发效果、提高开发水平有重要意义。     

柴达木盆地乌南油田乌5断块注水效果评价及建议

本文在综合地质研究基础之上充分利用油藏动态监测资料和油藏动态数据等第一手资料,从注水利用率、水驱控制程度与动用程度、吸水状况、注水压力、注采井组产液变化、注水地层能量恢复状况等6个方面较全面地评价了乌南油田试注水效果,针对乌南油田目前注水存在的问题,分析了影响注水效果的因素,通过对试注水效果评价,提出了乌5断块下步注水工作思路及建议。     

深海浊积砂岩油田高效注水策略及实践

以尼日尔三角洲盆地典型的深海浊积砂岩油田AKPO为研究目标,剖析了浊积水道和朵叶的储层特征,以注采井组间砂体连通方式为基础,结合生产动态特征评价了注采井组间的连通性,确定油田在无水采油期的注水策略。基于时移地震揭示了不同储层类型的水驱波及特征,形成了油田注水突破后的注水以及控堵水策略,建立了适宜油田不同开发阶段的高效注水策略。在无水采油期阶段,基于注采井组间砂体的连通方式应用以“控制压力”为重点的注水强度优化策略,实现不同井组的分级配产配注;在中低含水阶段,基于储层沉积类型应用以“提高波及”为重点的注水强度优化方法,即依靠水动力学方法来改善水驱波及系数,水道储层注采井组采用周期注水提高“纵向”波及系数;朵叶储层注采井组采用改变液流方向提高“平面”波及系数;在高含水阶段,应用适宜深海油田的“低成本”分段控堵水方法,实现深海油田经济有效的控堵水。上述深海浊积砂岩油田高效注水策略经AKPO油田实践,实现AKPO油田高峰采油速度达到5.5%,连续7 a实现稳产,预测油田采收率达到53%。系统形成深海浊积砂岩油田在不同开发阶段的高效注水策略,该策略简单易行、经济有效,可以指导同类深海油田的注水优化。     

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。     

卫城低渗、复杂断块油田稳产技术

针对卫城油田低渗复杂断块油田存在的层间吸水不均,层间矛盾突出,井况事故严重,注采完善程度低,油井严重供液不足,稳产基础差等问题,通过加强地质基础研究、深化储层、构造认识等一系列的做法,落实了剩余油的地区分布量,介绍了挖潜改造措施,使开发效果得到显著改善,水驱控制程度变好,区块连续三年实现产量上升,采油速度上升,投入产出比为1∶1.67。从技术和经济两方面提出了注水开发老油田的分析指标,为老油田的稳产积累了认识资料。     

火山岩油藏注采动态特征研究

火山岩油藏无论在国内或国外,其数量与规模都既少又小。我国的火山岩油藏主要分布在新疆,这些油藏注水开发已有数年,其动态特征表现为:油井产能高低悬殊;油井及油田产量递减均快、油藏无稳产期;注水井吸水差别大;注水开发时少数油井水窜水淹严重、而多数油井长期不见注水效果;油藏采收率多在8%~13%之间。上述注采特征与油藏裂缝发育、非均质性极强的地质特点是相一致的。根据上述特点,建议火山岩油藏的开发应慎重注水,重点做好高产井管理,水窜严重的井组采取停注或间注等方式进行开采。     

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.     

H31断块东二段水淹特征及剩余油分布研究

综合评价了海外河油田H31断块东二段注水开发油藏的水淹特征和剩余油分布规律。该油藏水淹特征在平面上受沉积环境和注采系统的影响，在纵向上受油层非均质程度的控制；剩余油分布与储层沉积相带、岩性、物性、非均质性以及注采系统、井网完善程度和注采强度等因素有关，按剩余油饱和度和可动油饱和度等指标评价，可将剩余油的分布展现在平面上。并采取相应的调整措施，达到改善其开发效果的目的。     

临盘油田注水井测试测井资料综合应用研究

油田进入开发后期,地层天然能量逐渐下降,为了保持较高的采油速度,大多数油田采用注水保持压力开采.有效注水是高含水开发采油阶段的主要工作,注水井实现有效注水才能使油田开发递减率较低,保持长期的稳定开采,提高油田采收率.作为了解注采矛盾、油水关系,改善注水效果的重要手段,注水井测试、测井虽然是相对独立的体系,但更是相辅相成...     

断块油田井控储量与水驱采收率关系研究

将南海西部北部湾盆地断块注水开发油田非规则注采井网进行总结简化,得到南海西部北部湾断块油田主要采用两种注水开发井网：中部注水与边部注水注采井网。对两种井网的注采特征参数进行归纳回归,推导井控储量与水驱采收率关系式,根据油田不同认识与开发阶段采用不同的参数求取方法得到关系式中未知参数。利用该公式对南海西部断块油田进行实例计算,得到该方法预测断块油田不同井控储量下的采收率具有较高精度且方便快捷,进而指导断块油田的整体规划开发工作。     

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。     

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.     

砂岩储层配伍性注水水质方案研究

注入水与储层岩石和流体具有良好的配伍性,是油田注水开发(特别对于中低渗透砂岩储层)过程中“注够水、注好水”的前题条件,其配伍的程度直接影响注水井的吸水能力。因此,必须根据配伍性要求,对注入水的水质进行规范。文中从注入水损害地层机理出发,阐述了评价注水水质指标的技术思路,提出了配伍性注水水质方案的决策思路,并研制了相应的配伍性注水管理软件,对提高配伍性注水的操作与管理水平具有重要的指导意义。