让注水井喝上地地道道的“健康饮品”

<正>污水水质差,影响注水、注聚开发效果,怎么办?几年来,中国石化胜利油田孤东采油厂不断加大污水治理力度,把水质治理工作提升到弥补和催生地层能量的战略地位,注水水质符合率逐年提高,使注水井(注聚井)喝上了地地道道的"健康饮品"。孤东油田经过多年的高速高效开发,主力油田普遍进入特高含水、原油产量递减阶段,原油产量递减幅度明显加快,面临着减产的严峻形势。老油田开发后期,油田企业已经把注水工作提升到弥补和催生地层能量的战略地位,力求达到油田和谐开发的新高度。然而,注水水质不达标已经成为老油田改     

注聚合物提高采收率幅度的评价方法及应用

对于常规注水开发的油田,一般具有产量上升期、稳产期和递减期3个开发阶段.为了实现油田开发稳产和提高采收率,从20世纪90年代起,大庆油区和胜利油区在进行了常规注水之后,转入注聚合物的开发试验,并不断扩大试验规模,对于已进入递减阶段的常规注水区块,若接着进行注聚合物开发,则只存在产量的上升期和递减期2个阶段.基于油藏工程的产量递减原理,提出了在常规注水后再注聚合物,增加可采储量和提高采收率幅度的评价方法.大庆油区和胜利油区的现场应用结果表明,对于注水开发的区块,当转入注聚合物后,采收率可以提高7%~12%.采收率的提高幅度,主要受试验区块的储层物性、流体物性、注聚合物时机和聚合物浓度,以及储层连通性、非均质性和井距的影响.     

KS油田OBJ1生产层产量递减原因分析及调整对策

KS油田OBJ1生产层已进入特高含水、高采出程度阶段,自2010年开始产量递减加快,日产油水平由2010年的766 t下降到2013年的318t。通过分析,确定造成产量递减加大的原因是降低注水量后产液量的下降和注采结构不合理。为改善开发效果,制定的调整对策是完善注采井网,调整注采结构,进行合理配注来降低产量递减。     

喇嘛甸油田水驱产量递减规律分析及产量预测

喇嘛甸油田自投产开发以来,从产量规模上可划分为上产、稳产和递减3个阶段.进入特高含水期后,随着油田水驱开发难度不断加大,产量递减规律也变得越来越复杂.为有效保证水驱产量规模和油田开发效果,通过对影响水驱产量递减的主要因素进行研究,利用3种产量递减曲线方程,结合水驱各层系实际生产数据,确定了产量递减类型,预测了未来产油量,提出了减缓产量递减的注采调整措施.     

双河油田水驱单元开发技术新探

针对双河油田水驱单元注水开发中存在的问题。在注采井网基本完善的情况下,重新探索采取多种注水调整措施,使双河油田水驱单元开发可采储量不断增长,含水、递减等主要开发指标控制较好。其做法可指导水驱开发油田在特高含水后期阶段的注水调整。     

吐哈油田精细注水激发老区块活力

吐哈油田公司鲁克沁采油厂通过开展精细注水,调整合理注采关系,有效控制自然递减率,为老区块开发激发新活力。针对油田老区块油藏综合递减加大、含水上升过快、剩余油挖潜难度大的特点,鲁克沁采油厂坚持注够水、注好水、有效注水和精细注水、超前注水、温和注水的注水策略,按照稳油先注好水的理念,从优化产量     

Y油田长7致密油CO_2吞吐效果认识

Y油田长7致密油自投入开发以来,定向井初期单产仅1.5 t,且递减大。水平井虽初期单产高,但仍存在递减大,注水后多向见水。该区由于储层致密,启动压力梯度高,常规注水开发压力传递较慢,有效驱替系统难建立,加之存在裂缝等优势渗流通道,整体表现出注水不见效、见效即见水、整体开发效果差。近几年通过周期注水、空气泡沫驱、体积压裂、快速吞吐、异步注采、吞吐注水、强注等工作,地层能量得到了有效补充、油井递减得到了减缓,但效果不明显。为了进一步探索地层能量补充方式及改善驱油介质,2017年在该区实施定向井及水平井CO_2吞吐,取得了一定的认识。     

靖安油田塞248区注水开发效果分析

塞248区为靖安油田侏罗系油藏的一个小油藏,其开采层位为延9层。2004年投入开发,该区在先采后注的开发方式下,经历了产量递减阶段和上升阶段,目前达到平稳阶段,开发呈现良好趋势。该区油井见效初期表现为"三升一降",注水取得了很好的开发效果。本文就该油藏特征及投入开发以来油井见效特征予以分析总结,为下步同类油藏的开发打下基础。     

牛心坨油田低渗高凝稠油稳油控水技术研究与应用

针对牛心坨油田已进入注水开发中高含水期产量快速递减阶段的系列问题,2007年以来重点加强该块稳油控水技术研究与应用的综合治理工作,研究应用了一套综合开采技术体系,包括油层改造、解堵、增注、堵水、调剖调驱、注入水水质处理等各项措施,确保了牛心坨油层稳油控水综合治理效果,有效提高了水驱储量控制及动用程度,产生了显著的经济效...     

靖安油田塞248区注水开发效果分析

塞248区为靖安油田侏罗系油藏的一个小油藏，其开采层位为延9层。2004年投入开发，该区在先采后注的开发方式下，经历了产量递减阶段和上升阶段，目前达到平稳阶段，开发呈现良好趋势。该区油井见效初期表现为“三升一降”，注水取得了很好的开发效果。本文就该油藏特征及投入开发以来油井见效特征予以分析总结，为下步同类油藏的开发打下基础。     

超低渗透油藏注水开发效果评价及存在问题

随着石油勘探规模的不断发展,超低渗油田发现的数量和储量规模也在不断扩大,但超低渗油田储层物性差、非均质性强、天然能量匮乏、产量递减快,因此对该类油田进行注水开发,尽快提高油田的开发水平和经济效益成为企业发展的首要问题。通过对国外某油田X断块注水开发动态的跟踪评价,针对油田注水开发过程中的储层吸水不均匀、注采系统不平衡、储层非均质性强等问题,提出增设注水井完善注水平衡,进行水质监测提高储层吸水效果等措施,从而实现超低渗透油田高效开发稳油控水的目标。     

七棵树油田低渗透储层改善注水效果分析

七棵树油田注水开发主要存在以下问题:总体注水时机晚,边部常压下难注入水、累积地下亏空大,中部注水纵向上单层突进现象严重、平面上注入水呈指状突进、储量动用不均匀、油井产量递减大。通过对该区地质条件和油井动态资料分析,采用了完善注采井网、超前注水、周期增注、分层注水等措施,生产实践证明,这些措施有效地降低了该区产量递减幅度,改善了水驱效果。     

鲁克沁深层稠油注水开发适应性评价

2000年,鲁克沁深层稠油油田部分区块开始投入衰竭式开发,开发过程中产量递减快,预测最高采收率仅为3.8%.室内实验表明,常温水、热水、天然气、CO2、化学剂等介质驱替均可以取得较好的效果,考虑热水、天然气、CO2及化学剂等投入成本较高,最终确定注水开发是经济技术条件下可行的开发方式.注水开发试验于2003年实施,取得阶段成果后,2005年该块投入全面注水开发,历时3a试验取得了良好的效果.试验过程中开展了一系列评价认为,鲁克沁深层稠油注水开发适应性好,可以在深层稠油开发中规模推广.     

低渗高温欠注井酸化增注工艺技术

高温低渗，低孔油田经弹性，注水、加密调整等开发阶段后，逐渐进入中高含水期，明显表现出以下特征，含水上升快、产液（油）量下降、注水井注水压力逐渐增加，吸水能力下降，注水量逐渐减小，不能满足配注要求，严重影响注水开发效果，致使油田产量快速递减，针对一些油田既具有复杂断块油田和低渗油田的特点，又具有岩性繁杂和层薄的地质特征，储层物性差，     

大庆油田葡46区块葡扶油层开发效果评价

为了对研究区实施开发方案调整提供指导,运用油藏工程方法,从注水开发效果、采收率的确定、产量递减、能量保持水平和开发井网的合理性等几个方面对目前该区的开发效果进行评价。大庆油田葡46区块葡Ⅰ组和扶余油组油层地质条件复杂,储层非均质性强,属于典型的复杂裂缝油藏。由于油藏纵向非均质性强的特点,开发初期已进入中高含水阶段,层间矛盾更加突出,产量递减速度加快,开发效果明显变差。因此,葡Ⅰ组和扶余组油藏必须分层系开采,扶余组油藏必须缩小井距和放大注采压差,才能投入正常注水开发。     

新疆火烧山油田精细管理稳产14年

<正>火烧山油田属典型的多层、复杂裂缝性特低渗、低流度砂岩油藏。砂岩储集层注水水窜方向多,速度快,是国内外罕见的难开发、难管理油田,被称为"世界级难题油田"。火烧山油田于1988年全面投入开发,设计年产能108.58×104t,1991年年产能仅有48.42×104t,油田水淹、水窜严重,产量递减     

油田稳产的“水疗法”

注水开发是油田开发的灵魂,要像重视原油产量一样重视注水工作,真正做到"注好水、注够水、精细注水、有效注水"。这是一组令人惊叹的数据。经过3年专项治理,中国石油所属油田自然递减率平均下降2.61个百分点,含水上升率下降到0.49%,各项开发指标均创近     

苹果油田停止注水后开采的效果

苏联古比雪夫的苹果油田从1969年起开始在油田的10个穹形构造上陆续停止注水,到1976年油田的注水完全停止。到1980年止,在停注期内从油藏中采出了180万米~3水(相当于注水量的29.5％),比在注水开发相同时期内的采水量少110万米~3。平均油层压力下降18大气压,在停注以后采油量的平均递减速度为9,500吨/年,而在注水期间采油     

注水开发油田加密调整效果的评价方法

中国大多数砂岩油田,为了实现高产稳产和提高采收率的目的,均采用注水开发方案。然而,随着油井见水和含水率的增加,多数油田已进入产量递减阶段。为了减缓递减、改善开发现状和提高采收率,多数油田普遍进行了井网加密和层系调整工作。众所周知,油田的可采储量和剩余可采储量是制定开发方案和编制调整方案的基础。目前,中国油田的可采储量和剩余可采储量是聘请国际评估公司进行评估的,使用方法是Arps于1945年提出的经典产量递减法,而且主要是指数递减法。为此,基于广义的Arps递减形式,对于注水开发油田,提出了评价油田加密调整前后可采储量、剩余可采储量、储采比和递减率的方法。实例应用结果表明,马岭油田经过加密调整,油田的技术可采储量和经济可采储量分别提高了409.1×10~4和412.8×10~4t。     

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。