扎哈泉油田扎11井区上新统下油砂山组低渗透油藏注采井网适应性评价

柴达木盆地扎哈泉油田扎11井区上新统下油砂山组(N_2~1)油藏存在地层压力保持水平低、产量递减快、注水见效差异大、开发效果差等问题。针对此问题从井网型式、井网密度、水驱储量控制程度与动用程度、压力保持水平、产液(油)能力、注水见效差异性等方面进行井网适应性评价。评价结果表明,扎11井区N_2~1油藏采用的280 m正方形反九点井网适应性较差,是开发效果变差的主要原因。在此基础上,提出了构建单砂体注采井网、局部加密调整、注采井组缝网压裂等一系列具有针对性的调整方案,在现场实施证实方案可行,效果明显,对同类油藏有参考意义。     

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。     

喇萨杏油田特高含水期最低允许流压界限研究

针对喇萨杏油田特高含水期注水开发的特点,将注水系统、油藏系统和采油系统作为一个整体,结合注采平衡原理,给出了给定注水压力条件下最低允许流压的经验公式。应用该公式,结合注水井吸水能力及采油井产液能力的变化规律,可对不同注水压力、不同地层压力保持水平及不同含水率时的最低允许流压进行测算,为油田开发调整和规划编制提供依据。研究表明,最低允许流压随含水率升高而降低的传统认识只是一个特例,其变化规律还与注采能力、油水井数比等有关。对喇萨杏油田SZ开发区来说,为满足特高含水期的提液要求,须通过注采系统调整进一步降低油水井数比,增加注水井注水量。过度降低采油井井底流压将导致地层压力下降,影响最终水驱开发效果。提出的最低允许流压经验公式形式简单,参数易于收集,对特高含水期开发调整政策的制定具有很好的指导意义。     

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。     

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。     

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.     

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...     

鄂尔多斯盆地低渗透油田注水开发的调整与优化

根据鄂尔多斯盆地成功开发的主要特低渗油田——安塞、靖安、华池油田长6、长3油层的储层特征及开发实践,提出了改善特低渗油田注水开发效果的注采参数、注水方式优化及调整技术,从而达到提高单井产量及最终采收率,降低开发投资和生产成本,以提高整体开发效益的目的.     

苏丹P油田注水时机实验及数值模拟研究

针对大型高凝油藏地层能量变弱、含水上升快、产量递减迅速等问题,结合海外油田高产稳产及高凝固点、高含蜡和高地饱压差等特点,建立了实际地层高温高压物理模拟实验系统,采用不同渗透率的岩芯,模拟不同驱替压力对开发效果的影响,得出最佳注水时机是脱出气体尚未形成连续相之前。采用数值模拟技术优化转注时机和采油速度,提出在合理利用天然能量的前提下,地层压力下降到3.4 MPa为最佳的注水时机,合理的采油速度是2.2%。注采井组试验结果表明:适时注水可较好地保持地层能量,提高产液量,改善开发效果。     

鄂尔多斯盆地低渗透油田注水开发的调整与优化

根据鄂尔多斯盆地成功开发的主要特低渗油田——安塞、靖安、华池油田长6、长3油层的储层特征及开发实践，提出了改善特低渗油田注水开发效果的注采参数、注水方式优化及调整技术，从而达到提高单井产量及最终采收率，降低开发投资和生产成本，以提高整体开发效益的目的．     

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。     

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。     

滨南油田低渗欠注井酸化增注技术研究与应用

提出了一种针对滨南低渗油田欠注井酸化增注的系统实验研究方法。根据储层特征分析了注污水和重复酸化对地层的损害及对酸化液的选取原则。根据长岩心酸化流动模拟实验进行了酸化工艺参数优选及其评估分析。现场施工证明该酸化液体系适应性较好，工艺参数合理，能够较好地解除地层中有机物和无机物堵塞，提高注水量，降低泵注压力，在低渗油田注水井中具有推广价值。     

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。     

油藏精细描述成果在老区开发调整的应用

油田进入开发中后期,平面、层间、层内矛盾日益突出、储层油水关系分布复杂,井网井距适应性、工艺措施效果逐渐变差,投入产出效益下降。针对老区开发中后期出现的种种问题,以油藏精细描述技术为手段、开展了储层裂缝描述、三维随机建模、剩余油表征、井网井距适应性、注水开发技术政策,配套采油工艺技术等一系列研究。进一步深化了油藏认识,弄清了油藏潜力,在此基础上,实施了剩余油富集区加密,老井侧钻利用,难采储量水平井挖潜,局部注采井网调整,提排稳油,注水开发政策调整等挖潜措施。成果实施后,油藏地层压力稳步上升,剖面动用程度提高,老区递减明显减缓,5年中新增标定可采储量116.45?04t,取得了良好的经济效益和社会效益     

如何保证油田注水流量计的准确度

油田注水是补充地层能量．保持地层压力，提高油田开采速度和采收率，保持油田高产稳产的有效措施．为了达到注好水，注有效水，科学开发油田的目的，就必须取全取准各项注水资料（如注水压力、注水量等）。因此，对于取准注水量来说，如何保证油田注水流量计（即水表）的准确度尤为重要，笔者认为水表在选型、生产制造、安装、使用、维护保养五个环节上。工作做的好坏与否，对保证水表的准确度具有十分重要的意义。     

延安地区长6油层组裂缝特征研究

目的了解延安地区长6油层组裂缝特征及其对油田开发的影响。方法采用野外观察、井间示踪剂、动态注水、压裂等方法进行裂缝识别研究。结果该地区裂缝主要方向为NE向,EW向次之;砂岩厚度和裂缝密度成负相关关系;生产井排方向应垂直裂缝走向,布井时在平行裂缝走向应加大井距,垂直裂缝走向缩小井排距离,避免裂缝对其他生产井的弱效作用。结论注水压力应低于地层压力且注水井不要压裂;裂缝可对垂直其方向的生产井减弱注水效果,造成部分井水淹。     

低渗透油藏矩形井网水力压裂适应性研究

水力压裂技术是低渗透油藏增产改造的主要措施。矩形井网由于注采井数比高、注水强度大等特点,可以提高油井产能和注水井注水能力,是目前油田开发的有效井网形式之一。针对低渗透油藏的地质特点,对矩形井网在低渗透油田水力压裂中的适应性进行了研究。结果表明,对低渗透油田,采用矩形井网开发能获得较好效果。研究了矩形井网在不同井距和排距条件下裂缝长度和导流能力变化对压裂井产能等开发指标的影响。研究结果表明:对于矩形井网,井距一定,压裂效果并非排距、缝长比和导流能力越大越好,而是存在一个合适的范围。     

低渗透油藏超前注水开发井网适应性分析

在分析了Z油田5个超前注水实验区基本情况的基础上,应用注采平衡分析方法,采用理论分析和区块动态分析相结合的方式,运用数值模拟评价了实验区的井网适应性。通过分析地层压力与油水井数比关系、相对采液量与油水井数比关系、地层压力与吸水产液指数比关系及不同井网形式含水与采出程度关系,明确了井网形式对地层压力、采油速度及含水上升规律的影响。分析结果表明:地层压力随油水井数比增高而单调递减,通过调整井网提高产液量还有较大的空间,井网形式与含水上升之间关系不明显。