变权方法在区块整体调剖选井中的应用分析

随着油田开发逐渐进入中后期,以及地层的严重非均质性,注入水往往沿着强吸水层或部位突进,大大降低了水驱开发效果.调剖改善注水井的吸水剖面提高采收程度也越来越显现成效.根据油田区块获取的参数以及对调剖井选择的影响,选择调剖因子,采用变权方法计算出综合考虑各因素的综合因子,进行选择调剖井;将选择出的调剖井调剖效果与实际区块生产中该方法未推荐使用的调剖井的调剖效果进行比较分析.     

高含水井调剖堵水技术及现场应用分析

百色油田仓16块已进入高含水采油期，为改善区块开发效果，提高采收率，调剖堵水是一项有效的工艺技术措施。通过大量的室内实验研究，从堵剂的类型及封堵机理，优选出符合仓16块储层特点、价格合理的粘土堵剂及其使用浓度，并优选出适合油田开发特征的工艺方案，确定了大剂量封堵储层大孔道，达到深部调剖的区块整体调剖堵水技术，通过对仓16块不同注水井组进行现场施工，工艺取得了突破，有明显的增油降水效果，取得了较好的经济效益，并为百色油田今后解决调剖堵水难题提供了宝贵的经验。     

八面河油田近年注水开发工作的实践与认识

八面河油田油藏类型多样,开发方式多样,其中注水开发储量占全油田动用储量的61%。近年来,为改善注水开发油藏开采效果,保持产量稳定,油田针对各区块注水开发中存在的问题,在面4区面5块、广北8块、面14区沙三上采取了完善注采井网,注水井注氮调剖,水井动态调水以及改善水质等方面的工作,初步取得了较好的效果。     

高含水油田优势流场识别调整研究

针对砂岩油田高含水后期油层优势流场严重发育,制约水驱采收率进一步提高的难题,应用层次分析与模糊综合评价结合数值模拟方法,确定了油藏平面各优势流场影响因素的权重大小,得到了小层平面流场的模糊综合评价值及不同强度流场区域的油水井对分布状况。对优势流场区水井减注、调层及补孔治理,对弱流场区欠注水井增注调整。应用该方法对V油田某区块小层平面的优势流场判断,其中优势流场区井对7个,强优势流场区井对5个。对存在于优势流场区中的12个井组进行水井减注、封堵调层、补孔、油井合理配产、封堵等工艺。对部分欠注水井增注调整,全区综合含水率下降了1.1%,累积增产原油2.2×104 t,取得了较好的高含水期剩余油挖潜效果。     

油田长停井复产探讨

随着油田开发时间的延长,井况不良井、高含水井以及因其它因素引起的不能正常生产的油水井越来越多,长停井比例越来越大。大量油水井长期停产停注,一方面限制了油田采油注水能力,另一方面导致油田注采系统不完善,两者均严重制约了油田的高效开发和正常生产。通过对长停井状况、停产原因、复产潜力及复产方法等进行研究和探讨,旨在最大限度地利用现有资源和设备来提高油田油水井利用率,改善油田开发效果,提高油田经济效益。     

试井解释成果在安塞油田开发中的应用

为提高单井生产能力,保障油田稳产、高产,安塞油田加强了试井解释曲线和解释参数等试井解释成果在油田地层渗流特征定量描述中的应用。以安塞油田开发为例,从油层改造措施和注采调整入手,分析油田储层动态特征变化及与注采调整的相关性,提出措施效果及选井选层评价方法。结果表明,应用试井解释成果指导调剖、酸化、重复压裂、注采调整,能够为油田高效开发提供技术支撑。     

层内生成CO_2调驱技术在渤海H油田的可行性研究

渤海H油田已进入中高含水期。伴随着油田含水率的不断上升,注水井层内层间吸水矛盾日益突出,常规分层调配、调剖效果逐渐变差。为缓解注水矛盾,改善驱替效果,通过室内实验优选注入参数,将层内生成CO_2调驱应用于油田井组现场试验,起到了明显的控水增油效果,调驱有效期内,井组高峰日增油近1.2倍;同时CO_2调驱过程中能够提高注水井视吸水指数。     

八面河油田面12区综合调整措施及效果分析

八面河油田面12区为断块稠油油藏,油层出砂、渗透率差异大。为了解决产量递减快、注采井网不完善、储量控制程度低、油井高含水等问题,采取加强地质综合研究、钻调整井和侧钻井、进行注水井注氮调剖等措施,有效地改善了油藏开发效果。     

洪湖油田细分层注水调整研究

洪湖油田属于新沟嘴组低渗透断块油藏,受物性影响,层间差异较大,纵向上出力不均。基于该油田的开发特征,采用细分层注水调整的方法来提高非主力层出力程度,挖潜非主力层剩余油。具体调整思路是以砂体为单元,完善注采井网,增加受效方向,细分注水层位,精细分层开发;以"注水井"为中心,对周围采油井根据物性差异,对注水井进一步细分注水井段,提高非主力层动用程度;在不投注新井的情况下,通过注水井补孔后分注来改善水驱效果。     

八面河油田面14区注采调整的实践与认识

面14区存在的主要问题是注采井网不完善,油层非均质性严重,沙四段储层物性较差。近几年通过在剩余油富集带钻探新井、增加注水井点、完善注采井网。对沙四段进行压裂改造,增压注水,以及对层间差异大的水井进行分注、调剖、注氮气等一系列调整措施,该区开发效果得到了一定程度改善。     

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油气藏注水替油开发研究

塔河油田奥陶系碳酸盐岩缝洞型油藏非均质性强、油水分布规律差。部分高产井易水淹或产量大幅度递减。在生产实践中,发现部分单井在压井后,压力明显上升、可以恢复部分产量。分析奥陶系碳酸盐岩缝洞型油藏储层特征,研究注水开发的地质影响因素,并通过对注水替油的机理研究,结合现场单井注水替油和多井缝洞单元注水替油的实践,来分析选井、选层及注采参数的影响,评价注水替油开发效果,优化注水方案设计,是为了使注水开发在塔河碳酸盐岩油藏的推广应用,以便提高油田采收率。     

高含水断块交联聚合物堵水调剖研究与应用

介绍了Zhenw油田高含水断块油藏聚丙烯酰胺/酚醛交联聚合物堵水调剖矿场试验.结果表明:污水配制的一定浓度的交联聚合物溶液可以调整纵向吸水剖面,使后续水驱进入低渗的相对高含油层位,提高注水井的注入压力;同时,通过交联聚合物溶液在高渗层内的液流改向作用,起到调剖作用.通过注入交联聚合物溶液具有改善驱油效果,提高高含水区块原油采收率的作用.     

八面河油田面14区的综合调整措施及效果

八面河油田面14区为断块稠油油藏,油层出砂,渗透率差异大。为了解决产量递减快、注采井网不完善、储量控制程度低、注水井欠注等问题,采取加强地质综合研究、钻扩边井和调整井、强化注水系统和优化压裂工艺等措施,有效地改善了油藏开发效果。     

低渗透复杂裂缝系统油藏见水原因及调整方法

大庆外围低渗透裂缝性油藏储层发育天然缝、人工缝及注水诱发动态缝,受复杂裂缝体系影响,采油井见水类型多样,见水规律及原因复杂,加剧了措施调整难度。为了改善低渗透裂缝性油藏水驱效果,以CYG油田C45Z区块为研究对象,基于区块储层裂缝发育特征,划分单井见水类型,结合动静态数据,系统剖析见水规律及原因,为措施调整指明方向。通过措施调整,截至2021年3月,措施井组日增油1.0 t,含水率下降12.0%,阶段累计增油2 051.6 t,初步形成分类治理措施调整模式。     

小断块油藏CO2单井吞吐强化采油可行性研究

受多断层切割的复杂断块油藏,所形成的众多小断块单元油藏井间连通性差、边界封闭、地层能量有限、开采中地层能量下降快、难以采用早期注水等方式大规模开采.而采用CO2吞吐强化采油方式对此类油藏可能是一种有效的方法.为此,针对复杂小断块低能量油藏单元的地质开发特征,在对油井目前地层流体进行相态分析基础上,通过CO2-油藏流体膨胀实验,确定CO2吞吐的驱替机理,再通过CO2吞吐长岩心驱替实验确定CO2吞吐增产原油的程度和时效性.然后建立了针对实际小断块单元油藏单井CO2吞吐的地质和数值模拟模型,在对注气前油井生产动态进行历史拟合基础上,对CO2吞吐强化采油过程中的工艺操作参数进行了敏感性分析,重点讨论注气时机和周期注入量对小断块单元油藏增产效果的影响,分析不同注气时机CO2吞吐前后近井地层原油饱和度和压力分布变化规律.从而得出适合于小断块单元油藏CO2单井吞吐强化采油的有效时机和最佳操作参数选择,为小断块单元油藏实施CO2吞吐强化采油可行性方案设计提供了系统的室内综合评价方法.     

单井缝洞单元注水替油开发中的油水关系分析

塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏以缝洞单元为开发单位,缝洞单元具有地下储集空间相对较小和流动性能较好的特征。单井缝洞单元注水替油开发可以划分为基本不产水和高含水2个阶段。单井缝洞单元油水产出能量主要依靠原油自身弹性膨胀,油井注水可以等效于常规油藏开发中的边部注水增加油藏能量,注入水进入缝洞单元底部抬升了缝洞单元的油水界面。井孔储层深度与缝洞单元油水界面之间的储集空间(剩余存水空间)体积大小决定了注水替油的开发效果好坏,单井注水替油可以开发井孔储层深度下方的油体,建议井孔储层深度上方的油体通过注气或侧钻等措施来开采。     

提高“双低”单元开发效果技术对策研究

本文立足于江汉油区“双低”单元自身地质与开发特征 ,选择部分具有代表性的“双低”单元 ,着重研究其注水开发特征及油水运动特征 ,包括注入水推进的不同类型及其对开发效果的影响 ,在此基础上分析目前江汉油区“双低”注水开发中存在的主要问题 ,并提出一些具有针对性的注采调整意见 ,在实施过程中取得了一些效果 ,也得到了一些认识     

大庆油田典型注聚区块开发效果评价与分析

通过认真收集整理了大庆油田萨中地区三个典型的已经完成注聚区块的历年开发及调整方案、检查井资料、水淹层解释资料,在精细地质研究成果基础上详细解剖了三个区块井网井距对储层的控制程度,全面跟踪分析了注聚全过程区块及完善中心井聚合物驱开采动态及受效特征,利用驱替特征曲线法、流管法与归一化三种方法对三个工业注聚区块聚合物驱提高采收率进行了整体评价;利用吸水剖面、数值模拟及聚驱后检查井和水淹层解释资料,分析了聚合物驱后剩余油潜力和分布．本文全面系统地评价与分析聚合物驱的开发效果,旨在指导后续注聚区块的合理有效开发,以及为聚驱后进一步提高采收率提供技术数据．