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。     

关于科学优化、精细管理、提高张强注水水质的研究

2011年强1块的注水重点是注上水、注够水和注好水三方面工作,确保注水效果。严格按照配注量和标准注水;张强采油作业区目前共有水井10口,投产5口,根据张强作业区开发方案,在张强作业区实施限期同步注水,并且要求水质悬浮物≤1.0 mg/L。但张强注水水源为地下水抽取,且注水时要加入防膨剂,悬浮物较高。并且在试注期间造成了38-K24注水井地层堵塞,油套压居高不下的现象。因此,科学合理的提高注水水质问题,确保油、水井平稳生产运行,是茨采厂对张强采油作业区的工作要求,也是张强采油作业区日常管理工作的重中之重。     

姬塬油田池46区块长8油藏高压欠注井治理措施优选探讨

姬塬油田池46区块长8油藏是油房庄第二采油作业区原油生产的主力区块,该区块2009年投入开发已进入中高含水期,局部区域高压欠注导致油井产能不能有效发挥,油层横向物性复杂制约水驱效果.本文根据近年来区块注水井各种措施效果分析,结合措施效果、酸化增注工艺、酸液成分优选适合不同类型高压欠注井的的降压增注措施方式。高压欠注注水井增注措施提供可靠参考。     

先期酸化增注工艺在产能方案的应用及效果

通过产能建设方案夏509块沙三下新钻注水井的实施发现,低渗油藏水井投注时大多存在欠注现象。经过论证得出结论:必须对低渗分注井实施分层酸化,才能保证有效分层注水。3口水井分层酸化分层注水后有效率为100%,注水效果远好于邻块。先期酸化措施的应用,对我厂其他低渗区块水井投注具有重要的借鉴意义。     

油田注水开发的深层次质量监控

在油田注水开发中,由于地层的非均质性和注水质量问题,往往导致一部分油层未水驱或水驱不见效。某油田第三系主力油田这方面的潜力就高达６９．３％。油田注水七发的质量“症结”主要是：注水井点不完善,油层对应率差;纵向单层突进,造成高低渗透层受效状况的差异;平面指进和舌进,造成大面积死油区;注入水质差,造成油堵塞。要从根本上改善油田注水开发效果,必须按照”把好入口分而治之,调整剖面,齐头并进”的对策,搞好油     

反七点井网在低渗透油藏中的应用

低渗透油藏在实际开发中多采用水力压裂方式进行储层改造。在实际开发中考虑压裂裂缝延伸方位及注采对应关系,初期采用五点法井网,但五点法井网在开发中存在水井间滞留油无法动用的问题,因此本文以东辛油田营11块北区为例探讨了初期采用反七点井网挖掘注水井间滞留油,后期转五点法井网注水开发的可行性。达到促进低渗透油藏均衡水驱开发、提高储量动用率的目的。     

卫城油田卫2块气顶油环油藏稳产对策研究

卫2块属上气、中油、下水的窄油环气顶油环油藏,针对采气速度快、注水强度大、油井气窜、油气水关系复杂等水淹严重,产量递减大的问题,开展储层精细对比、相控剩余油研究等,建立了气顶油环油藏特高含水开发期精细挖潜实现稳产的开发模式:通过事故井大修、侧钻、换井底等恢复完善局部注采井网,通过油、气、水井井别转换及井组层间精细调整实现剩余油的精细挖潜。通过强化转注、分层调配等实施"点弱面广"的注水,控制油气界面附近注水井的注水强度,保持合理的注采比,有效控制了油气界面,防止气窜、水窜的连续发生。     

低渗透油藏增产增注工艺技术研究

低渗透油藏由于其储层的特性在生产的不同时期需要采取相应的增产增注措施以提高单井产量及注水井的注水量。陇东油区为“低渗、低压、低产”的三低油田,相对高渗油田来说更容易堵塞。本文对长庆油田陇东油区的地质特征,堵塞物的形成及特性进行了研究,并且对增产增注的新技术—硝酸粉末混合酸解堵技术的应用进行了研究,以决陇东油区“三低”和层状油田开发中后期的不同井况油水井增产增注难题。     

提高注水井效率的措施探讨

注水开发的油田,为了提高油田的最终采收率,加强对注水系统的研究,不断提高注水井的运行效率,保证注水的压力和注水量达到油田配注的要求。实现水驱的开发效果,促使油水井之间形成水线,提高储层的动用程度,进而提高油井的产能,满足油田开发的经济性要求。     

精细管理在提高油田注水质量上的应用

沈阳油田是我国最大的高凝油生产基地,长期回注不合格污水,导致地层污染严重,给油田有效注水带来困难。为了有效解决这些问题,强化了沿程水质治理、地面管网管理、作业措施方案管理、注水井动态监测管理,完善了低渗区块配套注水工艺,有效地提高了油田注水质量,强化了注水基础管理工作,各项指标有了较大幅度提高,与2011年同期对比年累计增油4.2×104t。     

浅谈油藏开发中的周期注水及其影响因素

当前低渗透油藏开发中依然采用传统的注水开发方法,而周期注水通过改变注水量或注水方向使不同渗透性的介质中油水重新分配,从而在一定程度上改善水驱油效果,并作为一种投资小、见效快的有效注水方法,在一些注水开发油田中得到广泛应用。但周期注水效果受周期注水方式、注水周期及注水量大小等主观因素影响而不同,因此探索适合各类油藏的合理有效的周期注水方式是至关重要的。     

庄一接转注水站采出水管网改造效果分析

合水油田庄一转采出水系统由于管网不完善，造成注水井欠注严重，管线刺漏频繁等问题。针对存在的问题，对该站采出水系统管网进行优化改造。并就改造效果加以分析。     

曙68井区杜家台油藏注水开发研究

针对杜家台稀油层系开发后期,地层压力低、井网不完善、采用天然能量下开采达不到标定采收率的的开发矛盾,通过精细地质研究、优化井网部署、优选完井工艺等手段,利用注水井网调整,部署加密井8口,取得较好效果,对同类油藏提高采收率研究提供一定的借鉴。     

采油厂作业区精细注水开发提高油藏采收率的措施

采油厂作业区生产过程中,实施注水开发,达到水驱的开发效率。对注水井实施精细的注水措施,保证注水量与配注量相当,达到水驱油的状态,避免注入水的窜流,影响到油藏的采收率。提高油藏精细注水的管理水平,为采油厂创造最佳的生产条件,获得更多的油气产能。     

A区块复合离子调剖剂调驱方案优化及其应用

针对A区块注聚期内聚合物过早突破地层、油水井间形成低效或无效循环问题,为了提高A区块整体开发效果,对复合离子调剖剂调剖机理进行了研究,并对调剖半径、调剖段塞、调剖剂注入方式和调剖时机进行了优化。结果表明,调剖半径为45～56 m,采用调剖段塞与聚合物驱油段塞交替注入、分层调剖、早调剖可获得较好的调驱效果。研究结果应用于7口实验井,调剖措施后A区块48口油井获得了较好的增油降水效果,平均单井增油2.9 t,累积增油6 640 t,投入产出比1:3.71。     

铁边城—吴岔南井区注水开发技术研究

吴岔南井区是铁边城油区重要产油区之一，自上而下钻遇了延安组、延长组等多层系含油复合区，主力生产层系为长4+5。截至2022年5月底，区块总井数180口，其中采油井135口，注水井45口。文章中的研究通过地质和试油试采数据，以完善注采井网及注采对应为目标，实施科学配注，实现该区高效注水开发。     

低渗透油田注水井吸水能力下降因素研究

目前,社会的发展使得油气能源的需求量上升,随着多年的油气资源的开发,注水能力明显下降。注水是目前的油田作业发展中最常见的采油技术,应用注水井向油层注水,以保持采油效率,因此,研究油田注水井吸水能力下降的原因十分重要。油田吸水能力下降将影响油田的开发效果,水质问题、注水强度等都对吸水能力下降有影响。目前,我们需要结合实际,分析影响注水井吸水能力的因素,治理水井,充分发挥注水井的作用,实现采油增效。     

中高渗油藏注水井分类管理的探讨与应用

针对油田的开发形势,通过深入调查水井生产现状,根据水井的主要特征将水井分为攻欠增注型、控水稳油型、严重出砂型三类,分别从地面管理、地质管理和井筒管理三方面对每类井提出并实施技术管理措施,通过重抓注水工作,实现注水井高效管理,做好“以水换油”的大文章,大胆探索实践,在注水井管理上取得良好效果,目前已培养了21个稳升井组,自然递减率控制在7.9%,连续多年圆满完成原油生产任务,稳产基础进一步加强,开发形势逐步好转。     

杜84块SAGD提高储量动用程度技术研究

辽河油田杜84块SAGD工程全面建成,2014年年产油达到80万吨,但受夹层、低物性段等多因素影响,部分SAGD井组存在储量动用程度低问题。本文以提高储量动用程度为核心,综合应用动用程度评价、数值模拟等手段,创新发展了驱泄复合立体开发、注氮气辅助SAGD开发及注采参数调控等3项关键技术,有效提高了SAGD井组储量动用程度,为SAGD上产百万吨提供了技术保障。     

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。