注水井调剖效果评价及下步方向

坪桥油藏发现于上世纪80年代,1994年投入大规模开发,目前主力开发长6层油藏。该区域地质非均质极强,注水开发20余年,仍有部分区块未见效。开发矛盾突出,主向井极易水淹,侧向井长期不受效,水驱严重不均。自2009年开始引入堵水调剖措施,工作量逐年增大,已累计实施157井次。本文通过分析油井见效情况、注水井剖面改善情况及油田稳产效果等方面,对历年的调剖效果进行综合评价。并对PI方式选井,调剖方式的选择,调剖时机的选择以及自主调剖探索等方面做出分析,为下步调剖工作持续开展指明方向。     

瓦窑堡油田注水井复合深部调剖效果评价

简要评价注水井复合深部调剖技术在瓦窑堡油田富昌地区取得的效果。     

底水油藏出水规律影响因素研究

油田在开发生产之后,随着生产的进行,没有外来能量的补充,地层压力不断降低,从而影响产量,因此必然要采取外部补充能量的方法,使油田持续高产稳产,提高油田最终采收率。油田在注水开发过程中,注入井的注水时机等因素都对油井的出水有很重要的影响,因此研究油气田底水油藏的出水规律,就必须研究不同注入井的注入时机等因素对生产井出水规律的影响和不同堵水时机等问题。     

油田化学堵水调剖综述

综述了油田应用的堵水调剖剂的性能、作用机理及应用开发情况,重点介绍了化学堵水调剖剂,最后对堵水调剖剂的研究及发展提出了建议。     

东区北二元复合驱注采调整的做法与效果

东区北二元复合驱根据不同开发阶段开发规律、开发矛盾,开展分期分类综合治理：先期完善井网、前置段塞强化调剖、主体段塞差异化调整、加密排控聚、正常井排提液引效、同时强化结合部治理,无因次油量达到3.93,实现了高效、长效开发。     

多层砂岩油藏精细注水开发实践

文章介绍了在当前油田开采过程中,注水开发可能出现的问题、多元注水工艺的应用情况以及精细注水开发的实例,以期通过在多层砂岩油藏开采过程中,合理开发应用精细注水技术的方式,在提升油藏开采效率的同时,降低资源浪费情况出现的可能性。     

安塞油田杏河西二次调剖效果评价

安塞油田杏河西天然裂缝发育,投产投注采用水力压裂改造,天然裂缝与人工裂缝形成网状结构;其次该区地层压力保持水平较高,注入水沿裂缝单向突进或高渗通道推进。采油井呈现多方向见水矛盾。2009年起该区块开展注水井调剖技术封堵高渗带和微裂缝,改善水驱剖面,主要经历了单井组试验-扩大试验-连片推广-多轮次调剖四个阶段。本文主要从堵剂体系、施工参数、爬坡压力等方面对比,评价二次调剖在区块注水开发中的效果。     

油田注水开发动态分析

现如今,很多油藏都需要运用注水开发技术来进行石油开采,促进油田企业经济效益的有效提高。文章主要对油田注水开发动态技术进行分析,旨在开采出更多的石油资源,提高石油采收率和经济效益。     

浅谈油田注水开发模式和开发效果

本篇文章主要对油田注水开发模式进行介绍,先介绍两种常规注水模式,后介绍了油田超前注水,并以具体实例介绍该种开发模式在石油开采中的应用同时对其开发效果进行分析和研究,以证明油田注水开发的可行性,为今后注水开发模式在油田开采中的应用提供支持。     

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。     

注水开发油田水淹层定量评价

本文重点对电阻率相对值法评价注水开发中后期油田的水淹层进行了论述,以G104断块为例,详细说明了水淹层的测井解释方法,以电阻率为基准,建立了含水饱和度、残余油饱和度等关系公式,并以产水率作为标准对单井进行了重新评价,试油结果与解释结果一致,该方法对于开发中后期砂岩油藏具有普遍适用性。     

深部调剖后水驱注采参数优化研究及应用

为了改善特高含水期深部调剖的实施效果,运用数值模拟技术开展了调剖和后续的水驱调整组合增效的研究。调剖后,主流线或者非主流线油井单方向适度提液能够增强调剖扩大波及体积的能力,提升深部调剖效果,而且非主流线提液效果更好。主次流线油井均提液或者水井提高注入量对调剖效果不利。建议调剖后尽量保持主流线油井的液量不变,在非主流线方向适度提液20%左右。该技术在胜利油田的成功应用,对特高含水期深部调剖提高采收率技术具有一定的参考价值。     

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。     

智能测调技术在欢喜岭油田的研究与应用

智能测调技术是一种提高桥式偏心分注井测试效率和测试资料准确率的分层调配技术,是注水井测试工作的发展趋势。该技术实现了水嘴连续可调、测试数据实时直读、边测边调、上提下放反复调配等功能,有效解决了普通分层测试仪器投捞过程繁琐、配水期段、测试准确率低、投捞过程事故率高等问题。现场应用表明:该技术具有测调时间短、测试效率高、测试资料准确率高等优点,具有较好的发展前景。     

大港埕海油田强化精细注水开发的方法研究与认识

大港埕海油田为典型的疏松砂岩油藏,随着埕海一区、二区陆续投入开发,如何做好油田注水工作是埕海油田持续高效发展的重要保障,本文通过分析滩海公司当前开发现状,针对油田注水开发过程中遇到的问题,以注水专项治理为手段,创新精细化注水开发技术,并通过实际应用,取得了良好的注水开发效果。     

改善高含水期油田注水开发的措施

伴随着国民经济的飞速发展,国内越发依赖石油资源,在中国境内有着十分富足的石油资源。不过,根据当前实际调研来看,国家现今开发的大部分油田都处于高含水期开发阶段,想要对现状进行改变,就要针对高含水期油田注水开发的具体效果进行优化,才能够让石油产量保持稳定。文章主要研究注水油田高含水后期开发暴露出来的一些问题,对现有的技术方案进行升级,进而为高含水期油田注水开发带来更加行之有效的解决方案。     

同心测调联动分注技术在海外河油田的研究与应用

随着海外河油田开发进入后期,层间矛盾越来越突出,而分层注水工艺是目前解决层间矛盾最有效、最经济的一种途径。针对该油田储层物性差,非均质性较强,井斜、出砂及稠油等特点,目前所采用的偏心分注测调过程中仪器对接困难,测调成功率低等问题,研究并应用了同心测调联动分注技术,有效解决测调成功率低的难题,并在现场取得了良好的应用效果。     

黄沙坨油田中高含水期持续稳产配套技术研究

黄沙坨油田地质条件复杂,具有油井产量递减较大、油井含水上升快的开采特征,为了黄沙坨油田长期稳产,本次研究以黄沙坨油田近几年措施的14口井实施效果为基础,根据黄沙坨油田地质条件,把黄沙坨油田平面上分为三大类,对应不同的储层特性,提出对应的措施,为黄沙坨下步措施提出方向。     

减缓油田开发后期递减的主要做法

针对油田开发后期单井日产油低,可采储量采出程度高的现状,为保持油田产量规模,在精细地质研究的基础上,通过扩边增储、加强稀油注水、油井侧钻和转变开发方式等工作,油田综合递减率由7.5%,下降到3.5%,取得了好的效果,为其他同类型油田后期开发具有指导意义。     

技术开路 制度保障大港油田采油三厂实现注水井调剖调驱降本增效

【本刊讯】注水井调剖调驱是改善水驱效果、加强油藏层间治理的重要举措,5年来,大港油田采油三厂累计实施注水井调剖调驱330多井次,纯增油达15万吨以上。采油三厂以中孔、中渗油藏为主,储层非均质性强,经过30多年的开发,注采矛盾日益突出;受油藏埋深、套变和水性等客观条件的影响,分层注水工艺受到限制,调剖调驱工艺逐渐成为了油藏治理的重要手段。