松700区块注水开发效果评价

为了更好地利用注入水高效开发油田,迫切需要对松700区块注水开发效果进行系统评价。从含水上升规律与含水变化原因两方面对综合含水率进行了评价。通过对松700区块产量变化特征分析、地层压力保持状况、吸水能力及水驱动用状况、注水利用率等参数进行了研究,结果表明注水利用率比较高,注水开发效果比较好,为下一步技术完善提供了基础资料。     

断块油藏注水见效类型研究

针对Q2断块油藏注水见效差别大、生产井含水上升不一的难题,应用动态生产资料和示踪剂,结合油藏静态模型,进行水驱效果分析研究。将Q2断块沙二段注水井的见效类型划分成物性分布主连续性（主变程）方向、物性分布次连续性（次变程）方向、裂缝发育方向、裂缝发育末端与储层相对高渗延伸方向、开启式断层延伸方向五种。当生产井与注水井同处在物性分布主要连续方向时,生产井见效效果好。应避免在开启式断层附近钻注水井。通过分析各小层生产井与注水井的动态,认识到沙二段I油组注采关系对应程度差,动用程度低,而II油组各层注采关系对应程度好一些,动用程度较高。     

水驱油藏注采受益关系及注水效果定量评价

在压力场基础上采用Pollock方法进行流线追踪,得到渗流场的流线分布;利用隙间速度加权方法将注水井的流量分配给每条流线,得到定量化的流线分布。在此基础上,通过计算注采井之间的流线总流量,得到定量化的注采受益关系及注水井有效注水率;计算注水井每个生产阶段的有效注水率,得到注水井的有效注水率动态曲线。应用实例表明,该方法绝对误差小于5%,对水驱油藏注采受益关系及注水效果定量评价具有现场指导意义。     

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。     

油田注水增注剂研制与应用效果评价

长庆油田大路沟一区从1997年开始对长2油藏进行滚动开发,目前表现出压力保持水平低、部分井产液量低、含水较高、地层堵塞严重及注水压力较高.针对油田开发中存在的矛盾,对储集层进行深入研究,分析注水高压形成机理,选择最有效的解堵方法,以指导油田的开发工作,并对增注剂的开发前景进行了分析.     

低渗油藏中高含水期改善注水效果研究与实践

针对埋藏深、平面纵向非均质性强的低渗特低渗油藏,提出应用不稳定注水和超前注水理论,解决受低渗储层特征影响采液、采油指数低,注水中后期单向指进、含水上升快等开发矛盾,通过精细地质研究,储层特征再认识,对生产操作参数进行优化设计,现场应用改善水驱效果取得成功,对类似油藏高效开发具有借鉴和指导意义.     

助流注水技术在渤海油田的应用及效果

BZ油田5井区A2M井投产至今,一直处于衰竭开发,地层压降已达10 MPa,亟需补充地层能量,且注采井网不完善、无剩余井槽.针对此类问题,以及渤海油田对注水精细化管理要求的提升,注水井需满足"可控、可测、可调",故拟利用5井区原有水源井A3井实施助流注水方案,应用采上注下的工艺,打开Ng、E3d2u层位的水层,经电潜泵...     

西峰油田注水井带压检串技术应用及效果评价

西峰油田是典型的三低油藏（低压、低渗、低丰度）,对于低渗透油藏,主要采用超前注水方式开发,随着开发时间的延长,注水井检串越来越频繁。对于高压注水井,常规方法是先放喷溢流待压力符合施工条件（1.0 MPa以下）再进行作业,该方法存在着占井时间长、放空水量大、破坏注采平衡、污染环境等众多问题。该文介绍了注水井带压作业技术原理,带压检串技术在西峰油田的应用和效果评价。     

油田地面注水系统效率分析

我国油田地面注水系统效率低、耗电多、注水单耗高。有效提高注水系统效率和降低注水单耗是油田节能增效的重要课题。针对注水工艺以及注水系统各个环节的实际特点,提出了系统的能流模型和各注水单元的计算数学模型;结合中原油田卫城注水区块的实际情况建立了各注水单元效率的判断标准;编制了注水系统效率分析计算软件,通过分析该软件在卫城注水区块的实际应用结果,提出了如何提高我国油田主水效率的几条建议。     

特低渗断块油藏注水实验评价及矿场试验分析

特低渗断块油藏由于储层物性较差、注水容易造成储层损害而不能进行有效开发。在此以花园断块油藏为例,通过对特低渗油藏的油藏特征分析和储层伤害分析,有针对性地进行注水配伍试验、储层结垢预测、注水药剂的筛选和酸化预处理工艺研究等注水实验评价,为特低渗油藏注水抑制储层损害、方案优化提供基础数据,在现场试验中取得明显效果。     

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。     

延长油田滞后注水区注水开发特征及效果

 延长油田地理位置处于黄土高原之中,水资源匮乏,地面条件恶劣,早期开发未实施注水,且井网很不规则.为高效开发石油资源,近年采取补救性注水开发,取得了显著的增油效果,但也暴露了很多问题.本文通过注水区产量、含水、地层压力、注水压力、注采比及采收率分析,研究了延长低渗透油田注水开发特征,评价注水开发效果及注水参数的适应性.不同的油藏性质表现出不同的注水开发特征,反映了对不同注水技术政策的需求.延安组底水油藏和弱底水发育的延长组长2油藏,储层物性相对较好,渗透率在2.0×10^-3—80×10^-3μm²之间,在温和注水条件下,储层流体以孔隙渗流为主,注水各向受效均衡,油田原有不规则井网基本适应.延长组长6油藏为裂缝性岩性油藏,储层物性差,渗透率在0.3×10^-3—2.0×10^-3μm²之间,注水开发受储层裂缝及砂体展布方向影响较大,油田原有不规则井网注水适应性差,方向性含水上升快,后期调整困难,沿裂缝强化注水方式很难在老井区实施.指出针对长6油藏不规则井网,常规堵水、调剖措施将是改善注水开发效果的有效途径,并提出增加注水井的“多点少注”的注水开发方式的设想.针对长6油藏纵向多油层复合连片的特点,提出分层注水的必要性.     

试论对油田注水开发及未来发展方向

所谓油田的注水开发,就是油藏的二次采油,是在利用天然能量第一次采油后运用最多的一项提高油田采收效率的方法。研究注水油田及未来的发展方向具有很重要的现实意义,本文通过对油田注水开发的动态分析技术及注水效果评价技术来分析提高注水油田开采效率的措施,并对油田注水设备技术和分层注水技术的发展方向进行了阐述。     

下寺湾油田长2低渗油藏超前注水开发效果分析

下寺湾油田为典型的大面积分布的低压低渗透油藏,在注水开发工作中驱油效果不是很明显,本文在此基础上提出创新低渗油田注水开发技术。通过超前注水在下寺湾油田的效果分析,提出超前注水能够有效地提高油井单井产量,从而提高油田采收率,对油田开发有着非常重要的意义。     

稠油注水油田中后期改善开发效果技术研究

普通稠油注水开发油田由于油水粘度比大,面临进入高含水中后期水驱开采效果越来越差的普遍矛盾。针对海外河油田地质条件复杂,开发中存在油藏认识程度低、注采系统不完善、水驱动用程度低等主要矛盾,以“注够水、注好水”为核心,通过精细地质和剩余油分布规律研究,采用完善注采井网、细分注水单元、“提、控、治”等多种有效手段调整优化注采结构,使油田开发效果得到明显改善     

西峰油田微观孔隙结构对注水开发效果的影响

目的 探讨西峰油田长6、长8储层微观孔隙结构对注水开发效果的影响.方法 综合运用常规微观孔隙结构研究方法 和真实砂岩微观模型水驱油、CT扫描、核磁共振等技术.结果 西峰油田合水区、庄19区块长8储层和庄40区块长6储层的孔隙连通情况、孔喉比大小影响着渗流规律和注水开发效果;实验发现,微裂缝的存在使得水驱油机理和效果均发生了改变,只要有微裂缝存在,即使整体渗透率很小,在较低的压力下,注入水就可以进入前行,但水驱效果差;贾敏效应的存在增加了水驱油压力,且渗透率越低,水驱油与油驱水压力差越大;压敏效应对特低渗透储层(尤其是微裂缝储层)的注水效果影响明显.结论 孔隙结构差异性、微裂缝、贾敏效应和压敏效应是影响注水开发效果的根本原因.     

王官屯油田官1断块采收率评价分析

油藏采收率是衡量油田开发效果和开发水平的最重要的综合指标。若单纯用某一种方法计算采收率都具有局限性。结合官1断块已经进入开发后期的实际情况,本次采收率预测采用三种方法:水驱特征曲线法、产量递减分析法及无因次注采曲线交汇法。通过采收率评价综合分析目前的开采条件是否适应油藏的特点,是否充分利用了现有储量。     

一种油田注水缓蚀剂的合成及性能评价

我国的油田主要采用注水开发的方式。注入水通常是采出液中分离的油田污水。由于油田污水水质比较复杂,不同程度的溶解了硫化氢、二氧化碳、氧气等腐蚀介质,回注过程中容易导致设备和管线的腐蚀,从而影响了油田的正常生产。通过加入油田注水缓蚀剂的办法可以有效的防止腐蚀的发生。本文就主要对油田生产实际的需要,选择了适合的缓蚀剂以及衍生生物进行了研究,通过改变其性质,使其适用于油性注水开采系统。     

注水开发油藏水驱效果初期潜力评价方法

对于一个具体的砂岩油藏而言,在开发之前的一些地质特征参数不但可以对其进行地层描述与地质方面的评价,而且还可以对其油藏进行水驱效果初期潜力评价——水驱难易程度、水驱均匀程度以及水驱采收率。分别对注水砂岩油藏的水驱难易程度、水驱均匀程度以及水驱开发采收率给出了具体的评价指标,而且统计了我国部分注水开发油田的相应指标情况,为制定与调整油藏开发方案、开采方案等奠定可靠的开发基础、提供科学的理论依据。     

鄯善油田裂缝体系及对注水开发效果的影响

目的 为较好地开发鄯善油田,研究了裂缝对油田开发的影响。方法在研究鄯善油田宏观裂缝和微观裂缝特征的基础上,采用岩心古地磁定向和倾角测井解释。结果确定了该区裂缝方位主要为NE和NW向,是燕山构造运动时期形成的;分析了天然裂缝的有效性,探讨了天然裂缝对人工压裂的影响,认为NW向天然裂缝与现今最大水平主应力方位夹角很小,压裂裂缝主要沿NW向开裂;最后分析了裂缝对注水的影响。结论在布井时应避免沿天然裂缝和最大水平主应力方向布置注采井,注水压力应低于地层破裂压力。