魏岗油田高压注水实践与认识

河南油区魏岗油田构造复杂,油层较薄,平面物性变化大,储集层流动孔隙小,地下油水渗流阻力大,加上原油的“两高一低”（ 高含蜡、高凝固点、低含硫量） 特点,微观水驱油特征表现出驱替阻力进一步加大,宏观水驱油特征上表现出油田注水启动压力高。该油田采取常压注水方式开采,多数单井很难达到配注要求,区块单元难以达到方案设计的开发效果,采用常温注水开发则必须采用整体高压注水。经过高压注水论证、单井试注、区块高压注水推广及全油田高压注水推广,实现了高凝油藏整体高压注水长期高效开发的目标,创出了河南油区水驱油田中开发指标的“四个第一”（ 稳产年限最长、含水上升最慢、地层压力保持水平最高、存水率下降最缓） ,使整体高压注水开发模式在魏岗油田这种中渗透高凝油藏的水驱开发中取得成功。图４ 表１ 参２（杨堃摘）     

敖包塔油田减少无效注水的实践与认识

对于注水开发的低渗透油田,减少无效注水是提高采收率及节能降耗的重要途径.由于敖包塔油田油层条件差,渗透率低,层间矛盾突出,大量注入水很难进入低渗透层段驱油.而且,近两年敖包塔油田扩边井开采初期的注采比较高,大大地影响了油田的开发效果.为了减少无效注水,使注采比趋近于合理,同时也达到节能降耗的目的,敖包塔油田采取了周期注水、单层轮换注水、细分注水、高含水井间抽等一系列措施.通过对这些措施的机理及效果进行分析、评价、总结经验,探讨减少无效注水方法的可行性.     

魏岗复杂断块油田层间周期注水效果分析

魏岗油田属于复杂断块油藏,由于受断层遮挡及断层复杂性和油层的非均质性影响,在注水上表现为方向性明显,层内锥进现象突出,常规注水模式难以有效解决现有的矛盾。为此对魏岗油田存在的注采矛盾和周期注水的可行性进行了分析,提出和实施了层间周期注水的开发模式,并取得了较好的控水增油效果。     

油田开发中后期合理注采比确定方法

注水开发油田在长期水之后，不可避免地产生一部分无效注水，本文运用理论推导和实际资料相结合的方法，引入了“有效注采比”的概念，通过对一个油田无效注水比例的测算，确定出在不同压力保持水平。不同采液速度下的注采比及在合理压力保持水平。     

超高压注水井口过滤技术研究

中原油田自1979年投入大规模开发以来,就采取了注水开发方式,目前油田绝大部分区块已进入高含水开采期。通过对注水井口过滤技术进行研究,使注入水质满足低渗透油田注水开发生产需要,增加注入水的波及驱替效率,进而提高了注水开发的总体技术经济效益。     

断裂导水对哈南油田注采的影响及开发对策

通过哈南油田岩芯裂缝古地磁定向,确定了裂缝发育方向.鉴定了121块微裂缝薄片,分析了微裂缝与大裂缝关系.作了一个井组的示踪剂实验,检测裂缝与断层导水形式.在此基础上,分析了前人的地震、钻井断层解释,以及动态资料,认为哈南油田阿尔善油藏断裂系统是NE向断层(包括裂缝)与NW向裂缝组成的一组共轭断裂系统.发现断裂系统导水严重,断裂发育区水进速度约为0～100m/d.断层面导水、断层对接导水致使注采层系混乱,形成上层注下层采或下层注上层采的非同层注采局面.同时部分油井憋压过高,部分油井暴性水淹.针对油田断裂系统特征,提出了应对措施:导水断层附近注水井井距加大;在断层面充水情况下,断层附近注水井适当减少注入量或采用脉冲式注水;针对层系之间串水现象,调整开发层系.     

胜利油田注水现状及对储集层的影响

胜利油区注入水以油田采出水为主，注入水水质是影响注水开发效果的关键因素之一。由于水处理工艺落后、设备老化，水处理效果差，注入水水质合格率低。不合格污水的长期注入导致高渗透油田吸水能力层间差异大、有效注水程度低；低渗透油田注水压力升高，吸水能力下降，注水井井底蹩压严重。胜利油田注入水水质对储集层的影响主要表现在注入水中悬浮固体、乳化油滴、细菌及硫化物等对储集层孔喉的堵塞。通过对注水过程中储集层伤害机理的分析，制定适合具体油藏区块的注入水水质标准、大力加强污水处理工艺设备流程的改进和高效廉价的水处理剂的研发应用工作、提高污水处理工艺水平、改善注水水质，是改善胜利油田注水效果的重要举措。图2表4参17     

水驱油藏特高含水阶段提高采收率可行性研究及技术对策

常规砂岩油田注水开发最终采收率多为35%～50%。基于大量室内实验、应用实例和中外油田案例类比,分析了特高含水开发阶段进一步提高水驱油藏驱油效率的可行性。讨论了水驱油藏在周期注水、关停老井侧钻、多油层逐层上返或沿断层面钻加密井等扩大注水波及体积基础上,长期高孔隙体积倍数注水、低矿化度水驱等经济可行的提高驱油效率思路和方法。室内研究和矿场实践结果表明,长期注水开发砂岩油藏润湿性由偏亲油性向偏亲水性转化,残余油饱和度降低,有利于提高驱油效率。依据成熟开发油田大量类比实例,在油层和流体性质较为有利的条件下,强天然水驱油藏依靠天然能量开采,或弱天然能量油藏通过注水开发最终采收率可达70%。采用自流水注水、低矿化度水驱、同井注采工艺等技术已证实是经济可行的。特高含水开发阶段老油田已有的大量开发井和配套设施为进一步提高采收率提供了基础。应用经济可行的长期高孔隙体积倍数注水思路有望将水驱开发油田采收率进一步提高至50%～70%。     

姬塬油田耿271区长8油藏注水伤害机理研究

针对姬塬油田耿271区长8注水开发油藏投注初期注水压力高、或注不进水、后续注水压力持续升高等问题,对比分析了西峰、白豹、镇北、马岭等长庆油田其它同类油藏储层物性、注入水与地层水配伍性及注入水水质等影响因素,确定了姬塬油田耿271区长8油藏注水伤害的主要机理。     

姬塬油田耿271区长8油藏注水伤害机理研究

针对姬塬油田耿271区长8注水开发油藏投注初期注水压力高、或注不进水、后续注水压力持续升高等问题,对比分析了西峰、白豹、镇北、马岭等长庆油田其它同类油藏储层物性、注入水与地层水配伍性及注入水水质等影响因素,确定了姬塬油田耿271区长8油藏注水伤害的主要机理.     

海拉尔盆地高陡断块油藏井网优化及应用效果

针对海拉尔盆地高陡断块油藏地层倾角大和需要压裂投产的特点,着重考虑重力作用、人工裂缝等因素,优化了合理井网形式和注水方式。研究结果表明,规模较大断块适合采用正方形井网部署,可以减缓由于重力作用造成的注入水向低部位水窜、以及由于人工裂缝造成的采油井过早见水;在窄条带状断块以及断层附近可采用灵活井网形式。在注水方式方面,通过机理模型及数值模拟等方法,综合确定窄小断块采用边部注水方式,规模较大断块则采用边部结合点状的注水方式。实施效果表明,所采用的井网形式和注水方式是合理的。     

应用多级分注技术提高高凝油油藏注水开发效果

为改善注水井吸水剖面，在注水井上应用多个封隔器和配水器，对不同的油层层段进行定量注水。该技术在沈84－安12块的应用表明，启动了新的吸水层，控制了高渗层吸水，提高了注水开发效果。对储层非均质性严重的注水砂岩油藏，多级分注工艺是改善注水井吸水剖面，提高油藏注水开发效果的重要手段之一。     

低渗透非均质油藏提高采收率实验研究

低渗透非均质砂岩油藏水驱开发时,注入水易沿渗透率相对高的部位窜流,而低渗透层动用程度差,整体开发效果不佳.对此类油藏,研究水驱后进一步改善开发效果的可行性,并探索提高低渗透层动用程度的有效方法具有重要意义.本文通过长岩心物理模拟实验,考察了低渗透非均质砂岩油藏常规水驱后,依次采用间歇开采、注氮气、水气交替注入等方法对改善开发效果的作用,也探讨了该类油藏水驱后进一步提高采收率的可行性.实验结果证明,通过采取合理方法可以在水驱基础上进一步提高采收率.其中采用间歇开采最多可以获得采收率近7%,但作用有效周期少;注入氮气可以得到约6%采收率,但在气窜后易导致注入气无效循环;水气交替注入方式效果最明显,可以进一步提高采收率15%左右.     

萨北开发区阶段存水率和水驱指数变化特征研究

从存水率和水驱指数的定义出发,结合无因次注入和无因次采出公式建立存水率与水驱指数随采出程度变化的数学模型,通过绘制萨北油田实际阶段存水率和水驱指数的变化关系曲线,分析萨北开发区不同开发阶段存水率与水驱指数的变化特征.将存水率与水驱指定义结合含水率定义公式,建立在不同注采比条件下存水率与水驱指数随含水率变化的理论图版,评...     

裂缝性油藏注水开发水淹力学机理研究

裂缝性低渗透油藏发育着复杂的裂缝网络,随着注水开采程度的加深,过高的注入压力和过量的注水会引起微裂缝开启、起裂、扩展和相互贯通,在注采连线形成高渗透带,导致注入水单向突进,油井含水上升快,造成油井水淹和窜流严重,降低了油田的最终采收率。针对注水开发过程中储层裂缝系统的演化贯通给油田开发带来的困难,研究分析了天然裂缝内注入水渗流对裂缝起裂的影响,应用岩石断裂力学理论分析了天然裂缝性储层在注水开发过程中裂缝系统的相互作用,研究了注入压力作用下天然裂缝的开启、扩展延伸和相互贯通的力学机理,对天然裂缝性储层注水开发过程中研究裂缝的分布规律、确定合理的注水方式和注水压力、延缓注水 开发过程中油井方向性水窜和水淹速度具有重要的理论指导意义。
     

低渗透油藏高注采比原因分析

新立油田已开发区块属于低渗透-特低渗透油藏,注水开发过程中,普遍具有注采比偏高的现象,这与物质平衡原理相悖。通过结合新立油田地质特征和开发特点研究,认为高注采比主要受无效注水、垂直裂缝、弹性存水量、储层沉积特点和固井质量等因素影响;通过校正计算,合理地解释了低渗透油田高注采比现象,并对开发后期注采比变化趋势进行了预测,引入油层盈余概念作为注采平衡评价的一种新方法。     

克拉玛依油田七中区石炭系油藏注水开发特征研究

克拉玛依油田七中区石炭系油藏为构造裂缝和溶蚀孔洞的火山岩基岩油藏,受构造和裂缝控制。储层主要岩性为安山岩玄武岩。油藏采用衰竭式开采递减大、采收率低。由于油藏裂缝发育、非均质性极强,注水开发水淹水窜严重,多数井长期注水不见效。该油藏注水开发已经26年,注水补充地层能量,油藏递减得到减缓;通过研究油藏地质特征,油水分布和运动规律,开展多方式精细注水,油藏目前采出程度达到18.71%,开发取得成效。     

基于实际驱替规律的注水利用率预测与评价

采用油藏工程法建立数学模型,从理论角度对注水利用率进行评价和预测,结果与实际相比误差较大。为此,文中从油田实际出发,利用无因次注入￣采出曲线推导、预测不同采出程度下水驱油田的存水率与水驱指数变化规律,利用水驱规律曲线推导、预测不同含水率阶段的存水率与水驱指数变化规律。以PX￣7断块油田为例进行计算,存水率和水驱指数预测结果与实际相比误差均小于3%。该预测方法所需数据易获取,简单实用,预测结果为PX￣7水驱断块油田开发评价及调整提供了指导。     

稠油油藏高温凝胶改善蒸汽驱开发效果可视化实验

针对稠油油藏蒸汽驱汽窜现象严重的问题,为了研究高温凝胶改善稠油注蒸汽开发的效果,利用二维可视化物理模拟设备,通过图像采集系统对比了注入高温凝胶前、后的图像,并全程跟踪了蒸汽驱开发稠油时汽窜产生的过程以及注高温凝胶后蒸汽驱油层的波及情况,据此研究了利用高温凝胶改善蒸汽驱开发效果的微观机理。实验结果表明:稠油蒸汽驱过程中,由于压力梯度的差异,注采井间容易形成窜流通道;蒸汽在油层中产生明显的指进现象,从而降低蒸汽的波及范围,窜流通道两侧存有大量的剩余油;凝胶溶液首先进入窜流通道,并占据颗粒间的大孔隙,成胶之后对高渗通道有良好的封堵作用;后续注入的蒸汽绕过主流通道,能够进一步驱出剩余油。驱油结果表明:注入凝胶之后的最终波及效率能够达到70.44%,最终驱油效率达到60.45%,分别比单纯蒸汽驱提高了22.35%和15.17%。     

大气顶窄油环油藏屏障注水开发技术适应性研究——以渤海锦州25-1南油田Es3-I油藏为例

气顶油藏作为一类较为复杂的油气藏类型,在开发中遇到的最主要问题就是气顶气锥进,造成油井气窜,严重影响油井产能。以渤海锦州25-1南油田E_s3-I油藏为研究对象,应用数值模拟方法对屏障注水技术开发大气顶窄油环油藏的对策机理进行了系统论证,并分析了对该类油藏实施屏障注水的技术可行性以及合理屏障注水比例、注水时机等开发参数。结果表明：与衰竭开发脑及常规注水开发方式相比,屏障注水开发能显著提高此类油藏的采收率。