油砂山油田Ⅵ断块中215井组先期注水效果分析

油砂山油田Ⅵ断块以前主要靠天然能量开采,驱动能量主要为弹性驱和少量的溶解气驱,Ⅳ断块在2000年投入注水开发,Ⅵ断块2008年正式投入注水开发。油田Ⅵ断块因油砂体展布性差,砂体"薄、多、散"特征明显。导致常规注水开发效果较差。水井一线油井见效时间慢、受效井多为单向受效。因此油田开展先期注水试验摸索大排量注水下油井见效时间、井组生产规律等资料为油田Ⅵ断块后期开发积累经验。     

锦州油田锦98块杜家台油层切割行列式注水研究与实践

针对锦98块杜家台油层储层物性差,地层倾角大,井网欠完善所造成高部位井注水受效差,油井低产低液的实际情况。为提高该断块开发效果,对断块实施注采井网调整可行性研究。通过实施切割行列式注水开发调整,在一定程度上缓解了断块开发矛盾,提高了断块水驱驱油效率,改善了断块的开发效果。     

贝16区块兴安岭油层注水受效特征分析

苏德尔特油田贝16区块兴安岭油层属于含凝灰强水敏中低渗透油藏,构造继承性好,为湖泊—扇三角洲沉积体系；贝16区块兴安岭油层油井注水受效方向性较强,主要为近东西向,主要受沉积特征、构造特征和物性特征的影响；本文通过对该区块注水受效特征的总结归纳,提出下步开发调整对策,指导类似油藏高效开发.     

南梁裂缝性低渗透油藏注水开发调整实践与认识

南梁油田为典型的低渗透岩性油藏,储层裂缝发育,主力开采层位长X采用菱形反九点法开采方式,针对开发中的主要矛盾裂缝线上油井易见水,产量下降幅度较大,通过对南梁油田注水开发特征的分析和对合理注水强度的研究,提出适合该油藏特点的以注水调剖为主的注水开发调整政策,实现南梁油藏的高效开发,从而保证油田生产呈高产、稳产的良好态势。     

车排子油田A井区注水开发效果分析

A井区侏罗系齐古组油藏不同砂层组储层类型和分布特征差异大,储层非均质性强,油藏类型为岩性-构造油藏。由于储层物性差异大、强水敏,进行了前期试注工作,取得注水参数后,全面投注,实现了当年开发、当年投注。注水开发一年多以来,区块日产油量上升41吨,油井全面见效,各项开采指标得到改善,个别井由于储层物性差或受封闭断层遮挡等地质条件的影响,注水受效不明显。本文对注水见效特征进行了分析,结合储层的沉积相、物性等特征开展研究,找出影响注水的因素。提出了下步注水调控的原则,确定后续配注和改造措施,为油藏的稳产提供了保证。     

甘谷驿油田唐157井区注水开发实践及效果分析

甘谷驿油田唐157井区油藏地质特征与储层特征研究表明井区长6油藏属于低渗透油藏,针对目前开发现状及目前存在的主要问题,通过已有井的动态资料研究单井产能、含水率变化及其油井产量的变化规律,对注采、井网系统、注水情况、水驱状况、动用状况及注水井的受效特征进行分析,综合评价了唐157井区的注水开发效果,为特低渗透油藏注水开发提供了可借鉴的经验。     

辽河滩海油田改善注水研究与应用

辽河滩海油田海南3断块是一个层状边水岩性构造油藏,经过8年的注水开发,开发矛盾逐渐显现。针对滩海油田海南3断块东营组薄层砂岩油藏实际和不同地质特点反映出的水驱特征,开展多元化注水研究与实践。在新的构造认识的基础上,结合各小层沉积相、水井示踪剂监测资料、吸水剖面测试资料、油井产液剖面资料和油水井生产动态,对各主力油层进行了剩余油评价。根据不同井区生产特点将区块划分为7个分析单元,针对剩余油的分布特点,制定针对性措施,研究结果将区块由原来的常规面积注水方式增加了周期注水、低部位行列注水、点对点注水、层对层注水,调整产出剖面也由原来的单一的层位调整增加了压裂引效、注采吞吐。多元化注水大大提高了区块的水驱开发效果,使油藏自然递减率下降13.8%,也探索出了一条适合强非均质油藏注水开发中后期改善水驱效果的新途径。     

欢26杜家台油藏注采配套技术研究与应用

欢26块杜家台油藏位于辽河盆地西部凹陷西斜坡中段南部,是欢北杜家台低孔低渗油藏的欢12块的一个四级断块。区块早期试验过常规及高压注水,但由于储层物性差,注入水水质不合格等原因,水井相继停注。为此,开展了相应的注采配套技术研究,通过精细水质处理,注水井解堵防膨预处理,油井压裂引效,完善举升配套等工艺技术,实现了区块的全面注水开发,效果显著,对于同类低渗透油藏注水高效开发提供了宝贵的经验和价值。     

CO_2吞吐技术在M125-P6井的应用

庙125X1断块NgⅡ3小层属于常规稀油油藏,主要以水平井开发为主,为补充地层能量、改变液流方向,2008年转入注水开发,在注水开发中进行剩余油挖潜,但油井表现出见效快、易水淹特征,通过周期注水、动态调控、调剖调驱等手段调控效果差、有效期短。针对这些问题,对生产井M125-P6井进行CO吞吐试验,获得成功,增油效果明显,同时为浅层稀油油藏水平井控水提供了指导作用。     

低渗油藏超前注水开发数值模拟研究

低渗透油田由于岩性致密、渗流阻力大、压力传导能力差,一般天然能量都不足、油井自然产能低。本文在分析超前注水开发低渗油藏优势的基础上,以新疆油田某区块为例,进行数值模拟研究。通过建立反九点井网模型,确定了超前注水开发的注水速度和时间,为油田区块的油藏开发提供了理论指导。     

贝尔油田水驱调整技术研究

贝尔油田于2007年投入开发,2009年7月实施注水开发,截止目前,累计注采比达到1.0,部分油井呈现出产量恢复、含水上升等受效特征。本文运用动、静态资料,分析油井受效特征,总结水驱特征与注水强度关系,摸索出通过控制合理的注水强度,提高水驱效果为中心的水驱调整技术,对提高水驱开发效果有一定的借鉴意义。     

古龙油田注水受效特征分析及注水调整政策研究

古龙油田葡萄花油层属于低渗透油藏,构造继承性好,为湖泊-三角洲沉积体系。砂体发育零散,油水同层发育,受砂体规模、构造特征和物性特征的影响,油井注水受效类型多样,本文从油水井对应关系出发,通过对不同区块不同动态反应特征,对油井注水受效特征进行剖析和归纳总结,提出下步注水调整对策,指导类似油藏高效开发。     

低渗油藏氮气驱技术研究与实践

欢26块杜家台低渗油藏1975年开始勘探,1978年试采,1980年采用500m井距、一套层系部署油井6口,正式投入开发。2008年以来通过精细水质处理、优化设计注采井网及注采参数,实现了区块全面注水开发。随着注水时间的延长,注水见到了较好的效果,区块产量稳中有升。但存在两个问题,一是纵向动用程度低;二是受重力作用,注入水优先向构造低部位推进,低部位油井见效明显,构造高部位油井难以见到注水效果。针对以上问题,2013年在该块优选了两个井组,开展氮气-水段塞驱试验,见到较高的效果。本文针对欢北杜家台低渗油藏特殊的地质条件和暴露出的特殊的开发矛盾,着重探讨改善低渗油藏开发效果的一些经验,对同类油藏具有具有较好的借鉴作用。     

二氧化碳吞吐技术安全问题浅析

庙125X1断块NgⅡ3小层属于常规稀油油藏,主要以水平井开发为主,为补充地层能量、改变液流方向,2008年转入注水开发,在注水开发中进行剩余油挖潜,但油井表现出见效快、易水淹特征,通过周期注水、动态调控、调剖调驱等手段调控效果差、有效期短。针对这些问题,对生产井M125-P6井进行CO2吞吐实验,获得成功,增油效果明显,同时为浅层稀油油藏水平井控水提供了指导作用。     

查9断块区提高砂砾岩注水效果研究与应用

桑合油田查9断块区是典型的低幅度断块油藏,受含油高度小、储层非均质严重、边底水活跃等因素影响,造成注水开发早期就出现含水上升较快、自然递减较大。2010年通过开展提高砂砾岩注水效果研究,针对油藏特点,对主力油藏开展精细油藏描述,对桑合构造控油断层开展构造精细解释研究,开展查9断块区提高注水开发对策研究,确立了以单层注水为手段,以提高主力层水驱动用程度为目的的治理对策,通过实施单层注水,将水注到所需油层,真正实现注入水驱油,达到控制含水上升与减缓自然递减,提高水驱采收率的目的。     

海26块常规注水转注汽开发方式研究

海26块是一个普通稠油注水开发复杂断块油藏,地质条件异常复杂。通过对海26块注水开发中存在的主要问题的解剖,认为区块断块破碎、储层相带窄、油层厚度小、油水粘度比高、接近注水极限为主要矛盾,油藏开采难度大。为经济有效开发该稠油油藏,2006年,在该区块进行了注蒸汽吞吐技术的研究与应用,取得了很好效果。     

低渗透油田CO_2吞吐增油技术研究

朝阳沟油田小断块油藏井间连通性差、地层能量有限、开采过程中产量下降快,受到技术、经济及地质构造因素的影响无法进一步完善注采井网,难以通过注水实现能量的补充,为解决这一问题,对处于小断块油藏的油井进行CO2吞吐增油技术现场试验,在分析了小断块油藏地质特征和开发特征的基础上,通过室内实验对CO2增油机理进行了研究,通过数值模拟优化了注入工艺参数。2008年现场试验2口井,截止目前,累计增油175t,投入产出比1：6,取得了较好的经济效益。     

注水过程中基质渗流与井间水淹机理

一些低渗透油田在投入开发一段时间后产量递减快,为了稳产,采用注水开发的方式来补充地层能量,但注水后部分井水淹、水串严重,而大部分油井注水不受效或受效不明显,为了解决这个问题,必须深入储层内部,认识造成这一问题的深层次原因。了解注水过程中基质渗流与井间水淹机理,为开发后期提供重要的资料。     

超前注水在特低渗透油田上的实施

特低渗透油藏一般是含油饱和度低,连续性差,存在"启动生产压差"现象,渗流阻力和压力消耗特别大的油藏。油井自然产能低,天然能量低。而超前注水开发技术是开发特低渗透油藏的一种有效的方法。超前注水,选择合理的注水时机,先注后采的开发方式可以合理的补充地层能量,提高地层的压力,实行保压开采,使油井保持较高的生产能力。本文以吴起油田为例,介绍超前注水技术在特低渗透油田中的应用。     

WB长3超低渗油藏水平井开发稳产对策研究

WB长3超低渗致密油藏渗流阻力大、压力传导能力差,开发难度大。超低渗油藏水平井注水开发尚无成熟的经验,水平井弹性开采,产量递减较快,单井稳产难度大,采收率低。本文研究了该井区水平井含水变化规律、递减特征和地层能量变化特征等生产动态特征。通过对比研究不同的开发方式,提出段内多点注水和超前注水是有效控制水平井递减的有效的稳产对策,还通过分析提出了合理的注水参数,有效预防了油井过早水淹。