某A区块合理注水开发调整方法分析

该文通过对某A块地质特征和开发特点出发,对区块开发调整方法的研究和实践,分析了注水开发过程中在各阶段存在的主要问题及产生的主要原因。摸索出了一条低渗透裂缝性油田由开发初期同步注水、温和注水转成分层注水、线性注水的调整技术手段,改善水驱开发效果,缓解开发过程中的平面矛盾和层间矛盾取得了较好的区块稳产效果。     

低渗油田注水能力下降成因分析及其对策探讨

伴随着时代不断的发展,能源已经成为了各国和各级政府极其关注的对象,在我国,除了进口石油,我国国内也会进行石油的开采,国家对于自身石油开采工作十分重视,过去那些低渗油田的开采难度很大,但是,国家仍然没有放弃对其进行开采,并且将低渗透油田列入到了开发和开采的范围之内,所以,我们必须要明确,低渗透油田在开发的过程中最为核心也是最为重要的问题就是低渗油田的注水问题,因为低渗油田注水井吸收能力比较低,其进行压力启动和压力注水就比较高,并且伴随着对其注水时间的不断延长,也就会加剧其矛盾,甚至会导致有些低渗油田不能进水,这些对于我国开发开采低渗油田都是十分不利的,本文中,笔者就对低渗油田注水的效果进行阐述,分析低渗油田注水能力下降的成因,并且阐述其对策。     

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...     

子北油田涧峪岔区长2油层组油藏描述研究

针对子北油田涧峪岔区注水开发过程中出现的矛盾及问题,对涧峪岔区长2油层组进行了油藏描述研究。对油藏特征、储层展布有了进一步的认识,为下步科学、高效开发涧峪岔区长2油层组提供了技术保障。     

海上油田注水井远程控制优化设计与改造效果

在海上油田开发生产过程中，需要持续向地层注水保持油田开发生产过程中的地层能量，其效果决定了海上油田开发生产的好坏。海上油田通过注水泵增压以达到设计注水压力要求实施注水，随着油田开采年限的增加，信息层含水量和注水量也逐年增加，因而，需要对注水系统不断进行完善和优化，确保设备在最佳工况区运行，以此实现对海上油田设计注水压力的要求。通过中控系统组态对海上油田注水井远程控制优化，实现异常工况下注水井的远程控制，从而避免了海上油田因注水流程而导致的流程关断，提升了海上油田生产效率，保证了海上生产平台的平稳安全运行。     

大庆低渗透油田扶余油层超前注水实验

为研究大庆低渗透油田扶余油层超前注水过程中渗透率级差对采收率的影响和超前注水开发效果不佳的原因,通过人造长岩心超前注水驱油室内模拟实验,确定了合理地层压力水平和渗透率级别对采收率的影响程度。结果表明:大庆油田扶余油层超前注水过程中,合理地层压力水平应当保持在原始地层压力的120%左右。在合理地层压力保持水平下,超前注水较同步注水初期产油量高,采油速度高,无水采油期短,且对含水率上升具有一定抑制作用;同时,超前注水实施过程中,储层渗透率越低,超前注水对采收率提升的效果越好。     

基于等级加权法的油田注水水质优选方法

目前油田注水水质选择依据SY/T 5329—2012标准,以注入层平均空气渗透率作为唯一评价指标,缺乏必要理论支撑与数据支持。综合考虑渗流物性、孔隙结构、胶结物性质以及地层水性质4个指标,以注水水质优选为目标,采用等级加权法对影响4个指标的各因素进行赋值以及权重的分配,建立油田注水水质优选方法,并利用Matlab软件编写计算程序,对X和M油田注水水质进行了优选。结果表明:X油田注水水质应选择SY/T 5329—2012标准中注入层平均空气渗透率为(0. 05～0. 5)μm2对应的注水水质控制指标,优选结果与标准一致,但评价结果更全面地考虑了各因素的影响; M油田注水水质应选择SY/T 5329—2012标准中注入层平均空气渗透率为(0. 05～0. 5)μm2对应的注水水质控制指标,优选结果严格于行业标准。优选方法可以指导注水水质的合理选择,减少后期酸化解堵的费用,提高油田的开发效益。     

周期注水数值模拟研究──数学模型

在前苏联二层系统周期注水数学模型的基础上，考虑了在周期注水过程中高低渗透层之间的压力差及相应的液体交渗流动，建立了新的二层系统周期注水数学模型，应用油田的实际数据和井网，对周期注水进行数值计算，并将计算结果与ＰＯＴＯＰ模型的结果进行对比，说明利用本项研究所建立的新的数学模型也可以进行周期注水的可行性研究．     

花土沟油田水淹层评价研究

花土沟油田具有断层发育、注采关系复杂，舍油井段长、层问干扰严重，储层平面非均质性较强的特点。随着油田精细注水开发工作的深入，油田地下油水分布特征变的错综复杂，综合含水上升过快，局部区块暴性水淹的问题越来越突出，次主力层较难动用等问题和矛盾，导致油田水驱效果变差，使油田的生产局面较为被动。因此，水淹层的识别及评价研究，对花土沟油田下步措施挖潜、调整和完善开发方案具有较强的指导意义。     

刍议同井电潜泵增压回注技术

随着油田的不断开发,储层非均质性、层内、层间矛盾日益突出,油井含水率不断上升,针对有些高含水井无较好的接替潜力层时只有采取高含水关井,同时有些高含水井常关时造成的水驱能量无效损失等问题,本文提出同井井下电潜泵增压回注水开采技术,主要特点是设计了一套能够将产水层的水在井内实现直接注入地层的工艺管柱,工艺原理是利用倒置电潜泵,将油井中高含水层的水直接注入经封隔器隔开的另一个需要补充能量的油层,提高水井的能量利用率,充分挖掘油井潜在功能,最终达到提高高含水油田井网不易控制剩余油的采出程度,节约油田开发成本的目的。     

周期注水数值模拟研究—数学模型

在前苏联二层系统周期注水数学模型的基础上，考虑了在周期注水过程中高低渗透层之间的压力差及相应的液体交渗流动，建立了新的二层系统周期注水数学模型，应用油田的实示数据和井网，对周期注水进行数值计算，并将计算结果与ＰＯＴＯＰ模型的结构进行对比，说明利用本项研究所建立的新的数学模型也可以进行周期注水的可行性研究。     

海上S油田注水开发后期储层物性变化规律及应用

注水开发是提高油田开发效果的主要措施,长期注水对储层物性有较大影响。采用室内实验,测井参数解释及油藏数值模拟方法对渤海S油田的孔隙度、渗透率以及原油的黏度3种主要物性参数进行分析,总结出了注水开发前后储层物性的变化规律。研究认为:经过长期水驱后,油田的平均孔隙半径、平均孔隙度和渗透率整体都有所增加,但表现出两种相反的变化趋势:高渗透储层渗透率增加,大孔隙的数量逐渐增多;低渗透储层孔隙度、渗透率减小。储层这两种相反的变化趋势导致储层非均质性更加严重,储层层间矛盾日益突出。油田原油性质表现出黏度增加,胶质和沥青质含量上升等变差的趋势。通过采取分层酸化、分层调剖以及优化注水的措施,油田取得了较好的增油效果。     

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.     

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。     

注水开发油田开发层系划分与重组的定量原则和方法

多层油藏笼统注水、合采时,由于对层间矛盾的本质认识不清,开发层系划分与重组时,常遵循几个大的定性原则,没有具体的定量原则和方法。从两相渗流理论出发,用数值方法求解,从理论上揭示了层间矛盾的本质是各层水驱油推进速度的差异,而不是贡献大小的不同,指出克服层间矛盾的根本做法是让一套开发层系内各层水驱油均匀推进,进而提出了开发层系划分与重组的完整定量原则和方法,同时结合油田生产实际,从控制见水时间差异入手,给出了简单、易操作的开发层系划分与重组的定量原则和方法,并在商河油田得到了较好的应用。     

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.     

早期注水对压裂改造影响的研究

陕北油田区域构造上位于鄂尔多斯盆地,属于低渗透、特低渗透油田,实施压裂改造可以提高油田的整体开发效益。通过对姚店油田长6油层进行注水压裂改造,油井平均单井日产量提高了234%,稳产时间达3个月以上。研究表明特低渗透油层在注水受效后油层压力开始恢复时,对油层实施压裂,可以提高采收率,获得最好的增产、稳产效果。     

大通道逐级解封可洗井封隔器的研制与应用

随着油田开发进入高含水后期,为满足细分注水层段逐渐增多的需求,研究设计了大通道逐级解封可洗井封隔器。该封隔器通过对坐封、解封及洗井机构进行理论计算并设计新的结构,很好地解决了现有封隔器的缺点,为油田现阶段油层细分注水工艺的实施,提供了有力的技术保障。应用大通道逐级解封可洗井封隔器可有效控制油层注水,提高剩余油挖潜效果,使用过程中取得了明显的经济效益。     

扶余油田中区非城区泉头组四段微构造精细研究

油田勘探开发初期,构造隆起的高部位一般是油气藏开发重点。随着勘探开发的深入,特别是到了油田注水开发的中、后期,油田挖潜调整的重点转至寻找剩余油。剩余油分布的主控因素包括油层微型构造、沉积相类型、储层非均质性、前期开发方案与开发工艺等。研究表明注水驱替构造高部位的正微构造区是潜在的剩余油富集区。运用小波反演精细解释扶余油层顶面的微断层,并对13个时间单元微构造测井资料进行了精细研究。利用井震结合的方法分析了微构造对剩余油的控制作用,提出油田开发精心研究重点。     

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。