缝洞型碳酸盐岩注水替油选井试井方法研究

缝洞型碳酸盐岩储层缝洞组合关系复杂,不同组合形式及渗流特征对注水开发效果影响极大。对近年来不同注水开发单井试井特征分析研究,按照井眼位于缝洞体位置简要分为三类:洞(洞+洞)、缝+洞、裂缝孔洞。并将试井所得渗流特征及地层参数与实际注水效果分析对比,井眼位于洞穴内储层注水效果最好,油水置换率高,增油效果显著。井眼位于洞穴外裂缝发育区,注水替油生产后易产生裂缝性水窜暴性水淹。井眼位于低渗裂缝孔洞型储集体注水效果最差,措施前应合理论证注水必要性。通过试井对储层分析,讨论了注水开发效果差异,为后期注水开发选井提供理论依据。     

江苏溱潼凹陷草舍油田秦州组油藏注采结构调整

溱潼凹陷草舍油田秦州组油藏由早期依靠天然能量开发到点状注水开发直到目前沿高渗透带注水向两侧低渗区驱油的调整注采井网开发，取得良好的控水增油效果，是“河道注水，边滩受益”的典型实例。本文重点对注采井网调整的背景、具体做法及其效果进行分析总结研究，并针对目前尚存在的问题，提出了下一步治理措施。     

Q1油藏转注井高压原因分析及治理技术研究

针对Q1区块转注井转注即高压且措施效果短的现状,通过对Q1油田不同区域储层物性、矿物成分、矿物敏感以及岩心伤害分析,找出该区块注水压力高的原因并对其开展了治理技术研究,提出适合Q1油田的注水开发方案,可有效提高Q1油田注水开发效果。     

层状砂岩边底水油藏注水调整及挖潜效果分析

辽河油区欢2-7-13井区为层状砂岩边底水油藏,采用注水方式开发.针对注水过程中存在的问题,通过研究构造、沉积微相、生产动态变化及水驱方向,寻找剩余油分布有利区域;利用配套工艺挖潜措施,结合注水调整,取得较好的效果,进一步改善了该井区的注水开发效果,提高了采收率.     

周21井区开发认识及调整意见

周矶油田周21井区注水开发以来，表现为三大矛盾突出，注水效果逐渐变差，通过分析周21井区的开发特点，找出其剩余油分布规律，力求提高最终采收率。     

海外河常规稠油油田高效开发实践与认识

介绍了海外河常规稠油油田的开发历程及开发现状，总结出了该油田高效开发过程中的一些行之有效的做法，主要包括：逐层上返、加密调整注采井网、开展边部注水和局部注水、分层注水、划小单元细分层系、全面注水等，同时对这些方法和措施的的开发效果做出了相应的分析与评价，其高效开发经验对类似油田有借鉴作用。     

二次加密注水井分流机理及调整方法

随着二次加密井网开采时间的延长，井网本身反映出的问题越来越多，其中较为突出的是注水分流问题，该问题导致了二次加密油井受效差，动用程度低等诸多开发矛盾，因此，搞清楚二次加密井网注水分流问题，也就是后期调整提供了依据，通过双重各向异性介质的驱替特征建立的数学模型，分析了二次加密注水井注入水在没有满足本井网的前景下，向一次加密调整井网，基础井网生产井分流现象及其注水分流的微观机理，提出并实施了具体的调整办法，并取得了明显的效果，为二次加密井的进一步调整注水结构、提高动肜程度、改善开发效果提供了分析方法和调整手段。     

欢北杜家台低渗透油藏有效开发技术研究

为进一步提高欢北杜家台油层开发效果,开展了精细油藏描述研究,对欢北杜家台油层60个四级断块进行了分类评价和潜力分析,对全区目的层段地层、构造、沉积微相、油层分布特征及开发效果进行了分析评价,优选潜力断块区,多学科、多技术相结合进行油藏地质建模、数值模拟及剩余油分布研究,提出了改善油藏开发效果的对策:对适合注水开发潜力区不规则井网精细注水开发,对不适合注水开发的潜力区注空气开发.通过室内实验和数值模拟建立了注水和注空气开发的筛选标准,开发了相应的配套工艺技术,编制了欢26块低渗透油藏不规则井网精细注水整体开发方案,选定了齐2-16-508井组作为注空气开发先导试验井组.     

深层低渗透油藏注水开发可行性研究

曙68井区杜家台油藏为岩性-构造油藏,目前为天然能量开发.从油藏地质特点、储层微观特征和渗流特征入手,通过多方面综合研究,评价了油藏注水开发的可行性,确定了适合油藏特征的水质标准和相应的油藏工程方案,对同类油藏注水开发具有一定的借鉴价值.     

乌南油田注水存在的问题及下步调整意见

本文利用乌南油田近几年油水井动态资料、生产监测结果分析，认为乌南油田乌4断块自2002年开始正式注水以来。仅在部分井组个别并见到了一定的注水效果，总体上注水效果较差。油田地质特征、注采井网等是影响乌南油田注水效果的主要因素，为提高油田注水开发效果，针对油田地质特征。提出了注采井网调整建议。     

高含水后期行列井网周期注水的方法

周期注水能够提高非均质储层的驱油效率.为了改善萨南开发区南六区行列井网厚油层高含水开发后期的开发效果,在剩余油分布规律分析的基础上,应用精细地质研究成果和数值模拟技术,优化行列井网周期注水方案,优选了最佳的注水方式、注水半周期和注水强度,并总结了试验区开展周期注水后动态规律的变化,对行列井网实施周期注水的方法取得了认识:行列井网双井交替注水方式对开发效果的改善明显好于单井交替注水;注水半周期为3个月,注水强度提高1.93倍,周期注水时间为3 a,可提高采收率0.3个百分点.实践证明行列井网高含水后期采取周期注水方式是进一步挖掘剩余油潜力的一项经济有效的调整措施.     

高饱和油藏注水改善开发效果对策研究

高饱和油藏具有高饱和压力、高气油比的特点,注水开发保持地层压力高于饱和压力是改善开发效果的重要保证.以高邮凹陷投入开发的3个高饱和油藏为例,阐述了研究区域内高饱和油藏的开发地质特征,对比了油藏开发效果,总结了影响油藏注水开发效果的主要因素.准确认识油藏构造和储层特征,是注水开发高饱和油藏的前提和基础;合理把握注水时机,保持油藏合理压力水平,是开发高饱和油藏的关键;不断提高注采井网的适应性,是巩固改善高饱和油藏注水效果的保证;适时采用针对性工艺措施,可巩固改善高饱和油藏注水开发效果,而明确了下一步巩固改善油藏注水开发效果的调整思路及对策.     

沈625块裂缝型低潜山油藏注水开发主要做法及效果评价

沈625块潜山油藏具有双重介质的复杂特点,开发中暴露出多种矛盾,通过注水可行性分析以及注水参数优化设计,给出了注水开发过程中的主要做法,并对措施实施后的效果进行了评价。其中,直井注水、水平井采油方式的应用对于新型注水开发模式进行了有益的探索,实施后效果明显,可为同类油藏的注水开发提供一定的借鉴。     

江苏溱潼凹陷草舍油田泰州组油藏注采结构调整

溱潼凹陷草舍油田泰州组油藏由早期依靠天然能量开发到点状注水开发直到目前沿高渗透带注水向两侧低渗区驱油的调整注采井网开发,取得良好的控水增油效果,是"河道注水,边滩受益"的典型实例.本文重点对注采井网调整的背景、具体做法及其效果进行分析总结研究,并针对目前尚存在的问题,提出了下一步治理措施.     

埕海沙河街组高收缩原油特征及开发对策

为了高效开发埕海地区沙河街组油气藏,以化验、测井、测试、试采资料为基础,分析油藏相态特征,开展高收缩原油的开发方式、井距、井型、注采井网等论证,采取同步注水而非后期注水,选择300 m井距、600 m水平段长度、北东向注采井排,可以有效提高油藏开发效益;在不同井网优化论证基础上,优选水平井采油,定向井同期注水适合油藏的特点,开发指标预测较优;经实施该区新井初期产量超过了方案设计,区块开发取得了较好的效果。     

马36井区注水开发效果及潜力分析

分析了马36井区注水开发特点及措施挖潜效果，认为不配伍的注入水造成地层伤害，并导致注水开发效果逐步变差。未来挖潜的主要方向应放在减少地层伤害、解放已伤害油层和挖掘断层附近及井间的剩余油。     

火山岩油藏衰竭式开发特征及产能受控因素研究——以克拉玛依油田九区古16井区石炭系火山岩油藏开发特征及产能受控因素研究为例

目前,我国乃至世界上有好多火山岩油藏已投入开发多年,由于火山岩油藏储层非均值性强,且裂缝及其发育,使得火山岩油藏注水开发难度大,注水效果差,注水开发对提高油藏采收率作用不大,所以90%以上的火山岩油藏都采用衰竭式开发。新疆准噶尔盆地火山岩油藏,不管从数量上还是从储量规模上,均在我国火山岩油藏中占主导地位。本文通过新疆准噶尔盆西北缘克拉玛依油田九区古16井区石炭系火山岩油藏衰竭式开发实例,深入研究分析了火山岩衰竭式开发过程中的主要特征表现及产能受控因素,为类似火山岩油藏开发提供了宝贵经验。     

潜江组低渗透油藏注水开发实践认识

江汉油田深井低渗透油藏较多,由于地质特点的差异,导致注水开发过程中所表现的特征不同。而王场油田王广区和广华油田广二区均为低渗透岩性构造油藏。这两个区块的主力油层连片,地质条件及油层物性相似,且均为90年代进行重新认识后进行滚动完善并投入注水开发的,但注水开发效果截然不同。力图通过对两区块主力油层井区的注水开发效果进行分析对比,找出了差异所在,并提出了低渗透油藏注水开发的几点建议。     

水平井井区不稳定注水数值模拟——以敖南油田M72水平井井区为例

敖南油田M72水平井井区具有低渗透裂缝性油田特征,油田目前开发过程中水平井产量递减较快,为确保水平井井区的高效开发,对该区块不稳定注水方法进行了数值模拟研究.在应用Petrel地质建模软件与Eclipse数值模拟软件的基础上,对模拟区进行了精细地质建模与历史拟合,并设计了多种不稳定注水调整方案,以确定水平井不同储层、不同部位的合理注水强度以及合理注水周期,分别预测各方案的开发指标,对比不同方案的开发效果,最后综合各优化方案,总结出一套适合敖南油田水平井一直井联合开发的注水调整方案.结果表明,对于厚度小且渗透率低的储层适合采取对水平井加强指端注水、控制根端注水的方法,且指端与根端注水量之比为1.14,区块的合理注水强度为2.1 m3/(d·m),合理注水周期为3个月.     

海外河常规稠油油田高效开发实践与认识

介绍了海外河常规稠油油田的开发历程及开发现状 ,总结出了该油田高效开发过程中的一些行之有效的做法 ,主要包括 :逐层上返、加密调整注采井网、开展边部注水和局部注水、分层注水、划小单元细分层系、全面注水等 ,同时对这些方法和措施的的开发效果做出了相应的分析与评价 ,其高效开发经验对类似油田有借鉴作用。