略谈如何提高分注井注水合格率

百21作业区管辖着133口注水井，年注水量为138万方。而我区所在的百口泉油田油层由于长期开采造成地层能量损失很大，所以能否注好水、注够水关系着我区油田能否长期高产、稳产。但以前的注水工作因为设备、仪表以及管理等方面存在一些问题，使注水合格率低，对分析注水剖面调控带来诸多不利影响。为此，我们成立了“百21区注水管理QC小组”，旨在通过加强注水井管理力度，为后继的油水井分析提供准确的资料。     

海外河稠油油田高含水中后期改善注水效果的做法

海外河油田是普通稠油注水开发油田,地质条件异常复杂.随着油田进入高含水中后期开采阶段,水驱油效果越来越差.近年来,以全面加强注水开发管理为中心,不断深化油藏描述和剩余油分布规律研究,采取多种有效手段优化调整注采结构,开发效果得到明显改善,开发水平不断提高.     

交替注采提高千22块莲花油层采收率技术

千22块水驱效果差的主要原因是该块为稠油油藏,采用常规水驱方式受效不明显,因注水方式不合理,周期注水效果也不明显.为此,进行交替注采可行性研究,在注采对应关系较好的西部井区开展了交替注采试验.与试验前对比,取得了明显的增油降水效果,提高了区块采收率.     

常规稠油注水开发技术研究

曙1-6-12断块属于浊积厚层砂砾岩、中高渗中质稠油油藏,1980年9月开始注水开发,注水开发过程中适时应用早期注水、动态调注、周期注水、水井调剖以及注采井网调整等技术,实现了区块的高效开发.文章重点阐述了不同开发阶段注水技术的研究与应用,分析开发效果,总结成果经验.对同类油藏采用注水开发具有较好的借鉴和指导作用.     

锦16(东)块注采结构调整及配套工艺技术

锦16(东)块兴隆台油层1979年全面投入早期注水开发,目前已进入特高含水开发阶段.针对开发中的矛盾,通过室内物理模型研究,结合锦16(东)块的地质特征,实施了具有可操作性的注采配套工艺技术.现场应用表明,这些配套工艺有效地改善了注水驱油效果,提高了区块产量,为同类区块高含水阶段高效开发提供了新的思路.     

浅析碳酸盐岩油藏注水指示曲线在油田开发中的应用

塔河缝洞型碳酸盐岩油藏单井注水替油技术已成为油田减缓递减的最经济有效的手段。本文根据原油压缩系数的定义，推导出适用于碳酸盐岩油藏的注水指示曲线（累计注水量一注水期间井口压力），并以曲线分析为突破口，在单井可动用地质储量估算、注水时机确定、合理工作制度确定、油井措施挖潜等方面提出了有益指导，经过近两年的矿场实践，得到了有效验证，为定量分析改善开发效果提供了有力依据。     

尕斯中浅层油藏长停井恢复治理思路

尕斯中浅层油藏通过多年的开发,工程与地质两方面造成长停井较多.一方面注水开发深入油藏采出程度较高,剩余油分散,储层非均质性严重,层间矛盾较为突出,注入水沿单层突进,特别是一些区域注入水、边水沿河道方向向油井推进较快,造成部分油井高含水.另外,注水井的长期注水,导致井下管柱破损较多影响正常注水.     

濮城老油田精细注水、高效开发的科研报告

文章分析阐述濮城老油田开发后期的现状及其要求,结合实际,按照油田"思想新解放、发展新跨越"的部署,透过采油厂多年来加强注水管理的历程,积极探寻系统工程理论在注水管理工作中的运用,在注水结构、注水工艺、注水管理、注水技术、配水配注等五个环节上实行精细化管理,运用"五精细"综合配套的方法提升注水效率,以达到提高采收率的目标,进一步促进油田持续有效科学发展。     

尕斯库勒油田E31油藏长停井恢复治理思路

尕斯E31油藏近两年恢复平面注水井点后,油藏整体供液能力提升,老井递减逐步减缓.但受注不好水影响,油藏局部含水快速上升,油藏稳产形势不容乐观.本文通过对尕斯E31油藏长停井进行整理分析,深层次考虑油藏的措施潜力,以完善注采井网、剩余油挖潜为重点,从井间、砂体边部及断层附近剩余油挖潜等方面考虑,进一步提升油藏生产能力,减缓油藏递减.     

低渗油田吸水异常机理研究

本文低渗油田吸水异常现象定性分析可以看出由于主力油层和非主力油层在裂缝发育程度和含油饱和度方面存在的差异,形成了注采不匹配的矛盾.在定性分析的基础上选择地质剖面模型做数值模拟,进行定量研究,揭示低渗透油田注水开发吸水异常机理.结果得出,裂缝发育程度差异是主力油层不吸水的主要原因,同时还受含油饱和度等因素的影响.该项研究对油田注水开发起到了较好的指导作用.