实施注采综合治理 实现水驱高效开发

Ng5~3水驱单元位于垦东12块西部,构造简单,南高北低,地层向北偏东倾伏。储层粒度较粗,泥质含量低,胶结疏松,属高孔高渗储层。该区块转注水后,区块含水迅速上升,在精细油藏研究的基础上,认清区块注水后含水上升的控制因素,创新管理、多措并举,实施油水联动、防砂解堵、交替不稳定注水、提高注入水温度来实现单元高效开发。     

稳定文南油田水质指标的研究

文南油田是一个异常高压、低渗、高饱和的复杂断块油气藏.注水是油田开发中用以补充地层能量、提高原油采收率的措施之一,注入水水质的好坏直接影响着注水开发的效果,特别对于开发后期的老油田来说,水质稳定尤为重要.良好的注水水质有利于开发方案的实施,并将腐蚀、结垢、堵塞等注水问题控制在最低限度,从而减轻注入水对地层的污染,降低注入压力,为原油稳产做出巨大贡献.     

喇嘛甸油田特高含水期水驱开发效果评价

大庆油田喇嘛甸区块为较为典型的非均质程度较高的砂岩油田,在经过多年的注水开发之后,储层中油水的分布状态较为复杂,剩余油在储层当中的分布情况十分分散,近年来实施了大量挖潜工作,取得了一定的成效,但是总体而言采用措施的效果呈逐年下降的状态,针对这一问题,需要对油田特高含水期水驱油开发的效果进行分析。在本文中,选择了产量自然递减率、总含水上升率、存水率、地层压力和水驱控制程度等指标对开发效果进行评价,总结油田水驱开发过程中经验教训,为油田高含水期挖潜提供指导。     

低渗透油藏高含水期稳产模式研究与实践—以王23-27区块为例

王23-27区块属于典型的低渗透油藏,开发难度大,含水上升快,目前已进入高含水期。针对影响油田开发生产的不利因素,充分利用新理论、新技术、新方法,在高含水期实施了大修扶躺、压裂引效、封堵换层、卡漏注水等措施,现场实践取得了较好的效果,对油田增产、稳产发挥了较大作用。实现了低渗透油藏高含水期的增储稳产,有效控制了含水上升率,增加了可采储量,改善了油田开发效果。对其它同类低渗油藏高含水期开发具有一定的借鉴作用。     

水驱稠油油藏注水效果评价

本文阐述了曙1612块的基本地质情况及目前注水开发现状,并对区块的综合含水、存水率、含水上升率、水驱采收率等指标进行分析,分析表明曙1612块水驱采收率较高,综合含水控制较好,开发方案合理,开发效果较理想.对油藏的水驱 效果评价对于深化油藏开发规律认识,预测开发变化趋势,制 定下步开发调整方案具有重要意义.     

甘谷驿长6油藏注水开发效果评价

长6油藏属于低压系统且未饱和油藏,地层压力低且缺乏边底水。油藏投产后含水率上升较快,2009年注水开发后,油藏存水率逐渐下降,到目前保持在0.65,油藏耗水率逐渐下降,到目前保持在1.4。虽然含水上升得到一定减缓,但存水率较低,耗水率较高,建议调整注采井网,提高注入水利用率,以取得更好的开发效果。     

探究油田地层水的影响因素及对策分析

A区块于1999年投入开发,2000年投入注水开发,注水方式为反九点法面积注水,目前共有油水井81口,其中采油井63口,注水井18口;区块内断层及裂缝分布复杂,边部地层水活跃,受边水影响,以及开发时间延长,导致油田地层水增加,许多油井见地层水后高含水,控水难度大,造成产量不足、区块地层水推进速度快,油水关系复杂等一系列的问题。文章重点讨论油田地层水在油田开发过程中所产生的影响,并根据具体影响给出相应的建议。     

渤海某油田二期平台注水井对调整井钻井的影响及预防

渤海某油田已进入开发中后期,为了提高油田产量、实现油田稳产,以套管开窗、侧钻调整井为主。但调整井受油田开发过程中各种井下作业:压裂、注水井、增产等影响,钻井风险增大,尤其是注水井的影响更大。在油田进行注水开发后,原始地层压力由原来静态的压力,变成动态的多压力层系。渤海某油田地层渗透性好,油层厚,随着注水量的增加,地下注采失去平衡、动态变化大、压力系统紊乱,有时异常高压和异常低压地层同时并存,在这种复杂地层和复杂压力体系下钻调整井,井下出砂出水、井涌、井漏经常发生。     

低渗透油藏深部调剖工艺技术与质量控制

低渗透油田注水开发已逐渐成为石油开采的重要组成部分,如何控制含水上升,减缓产量递减,增加采收率,提高开发效果,是油田开发工作者最关注的问题。注水井调剖技术作为控水稳油的重要手段之一,在低渗透油田开发过程中逐渐得到了推广应用,通过对其过程控制,提高作业质量,保证措施效果。从措施选井选层入手,针对该项工艺技术关键及要点,分析质量控制的方法,论述调剖作业通过对地层深部的封堵,改变注入水流向,有效驱替剩余油,提高低渗透油田注水开发采收率。     

马寨油田提高注水系统效率研究

马寨油田是一个低渗透强亲水油藏,层间差异大,经过长期的注水开发已进入高含水开发期,开采难度日益加大。为保持油田稳产,注水量迅速增加,注水耗电量也随含水率的上升而急剧增长,注水系统成为地面工程系统中耗能最大的系统。本文分析了马寨油田注水系统中存在问题,采取了一系列提高注水系统效率的措施,取得了较好的效果。     

单井增压注水在低渗透油田的应用

我厂地处外围低渗透油田,油田储层物性差,非均质性强,注水开发后,表现出注水压力上升快、地层压力保持水平低,欠注井日益增多。通过对我厂采取的单井增压注水治理欠注井的实际效果进行分析,为今后注水系统的优化运行提供依据。     

提高八面河油田高含水区块固井质量的措施

八面河油田面4、面14等区块属高含水区。长期的注水开发使地层压力变得非常复杂,出现一些地层压力亏空,另一些地层压力升高,导致油、水侵及井漏等复杂情况同时存在于同一口井内,从而使这些井的固井质量难以保证。本文通过对该区块钻井及固井过程的分析,找出影响固井质量的主要因素,采取相应措施来提高固井质量。     

四注平-直联合开发井网压裂水平井开发规律研究

为深入研究平-直联合开发井网压裂水平井的开发指标计算与开发规律,结合点源函数建立平-直联合开发压裂水平井的地层压力解公式,追踪生成流线划分流管,基于流管法实现压裂水平井的开发指标计算。给出了平-直联合开发压裂水平井的流线以及压力梯度场图,分析其流线特征以及渗流规律。结合某外围平-直联合开发区块实际情况,以四注井网为例计算了压裂水平井的开发指标,在此基础上分析其开发规律。模拟结果表明:该四注井网产量递减为指数类型,产液量主要分为低含水期下降、中含水期稳定和高含水期回升3个变化阶段,含水上升变化分为低及高含水期采出程度低、中含水期采出程度较高3个阶段。     

滨南低渗透油藏开发潜力及技术对策

针对低渗单元因油层渗透性低,构造复杂,储层连通差低,压力传导较慢,从而使注水井启动压力不断增加,注水难度增加的现状,通过加强低渗油藏分析,强化注采井网完善,加大攻欠增注配套技术应用,提高水驱储量控制及动用程度,提高地层能量,实现低渗透油田的高效开发。     

低渗砂岩油藏高含水期提液可行性研究

低渗油藏高含水开发期含水上升快,无效注水循环现象严重,生产管理控制不当极易导致开发效果变差.通过对低渗砂岩油藏地质特点、提液时机、提液方式等方面进行分析研究,认为低渗砂岩油藏高含水开发期仍具有提液增油的潜力.对不同油井采取不同的提液策略,可以取得较好的开发效果.     

耐温、耐盐调剖堵水剂的合成及性能评价

前言 油气井出水是油田开发过程中普遍存在的问题,特别是采用注水开发方式,随着水边缘的推进,由于地层非均质性严重,油水流度比的不同及开发方案和措施不当等原因,均能导致油田含水上升速度加快,致使油层被水淹,油田采收率降低。因此改善该类油田高含水期的采收率,利用廉价有效的调剖堵水剂保持油田开发后期稳产高产,是提高采收率的重要措施之一。     

采油厂注水井防腐防垢技术研究

延长油田蟠龙采油厂的注水井基本上都是通过油井转注而实现的注水开发.注水区块为下坪区、贯屯区、王庄区、沙则沟区,注水层位为长2、长4+5、长6,水驱控制面积32.52km2,水驱控制储量1425.06×104t,注水区控制面积占开发动用面积的51.6％,水驱控制储量占动用储量61.66％.蟠龙采油厂注水井腐蚀结垢严重,管道、井筒频繁出现腐蚀穿孔,井筒多处漏失,管柱结垢导致注水流量不足,严重时注水压力上升,甚至造成水井封堵现象,注不进水.     

安塞油田塞160区稳产技术研究

安塞塞160油藏储层非均质性强、裂缝发育,经过20多年注水开发,主力区块已进入中高含水开发期,含水上升加快、水驱效果变差、递减加大、主侧向开发矛盾突出,为确保油田持续稳产,文章通过注水调整、转注、分注、调剖调驱、油井解堵引效取得了一定成果,为该区块后期合理的注水政策和稳产提供有力的依据。     

精细注采调控改善油田开发效果

针对低渗透油藏进入开发中后期注采矛盾突出、无效水循环严重的特点,通过深化油水运动规律及剩余油再认识,实施细分层注水、高产液高含水液流转向关井以及调堵相结合的措施,改善油田的开发效果。     

协调注采关系 改善水驱效果,提高井组开发水平

随着油田开采时间的推移,油、水井井况问题凸显,井网失控,原有井网变得不完善,部分区块注水补充不及时,另外受油层污染、储层特性、水质等因素引起注水井欠注,局部注采关系不协调,这些问题反映到油井上表现为含水上升、地层能量下降,注采压力不平衡,自然递减加大,开发形势恶化。本文以郝家油田河4-斜93井组为例,介绍协调注采关系,改善水驱效果,提高井组开发水平的方法。