腰英台油田注水见效规律分析

腰英台油田为中低孔特低渗天然微裂缝发育油藏,通过对注水开发过程中油井见效见水的规律性总结,研究分析见效见水的主控因素是受裂缝及沉积微相的影响,注入水方向性推进特征明显。这一研究成果对指导油田下一步高效注水开发具有极其重要意义。     

安塞油田侯,杏区裂缝与地应力研究及其注水开发效果分析

安塞油田侯布、杏河两个区块是安塞油田的两个主力含油区块，目前，已全面进入了注水开发阶段。随着采出程度的增加，油井见水及含水上升是该油田动态变化的必然趋势。由于裂缝渗流对油田含水上升影响较大，导致油层的采出程度降低，注水后地层压力上升快，油井不见效或见效后短期见水。本文拟阐述该区三叠系延长统裂缝性质、类型、走向及裂缝分布规律、裂缝成因及其与地应力关系，并着重分析油层内裂缝特征对油层本身及产出能力的影     

通过注水受效分析优化油井产液量

油层的平面非均质是影响油藏注水开发效果的重要因素之一。依据注水后油井见效、见水的时间和特征,计算出两井间非均质系数,并据此调整油井产液量,使井组内不同井距、不同油层厚度的油井,在大致相同的时间内见注入水,最大限度地克服了平面非均质性给油藏注水开发造成的影响。将此方法用于渤中25-1 南油田的动态管理,取得了较好的效果。     

胡尖山油田A区块低产低效井治理对策研究

胡尖山油田A区块自2009年投入超前注水开发以来,受油藏孔隙度小、渗透率低、储层物性差、注水不见效,有效驱替系统难建立,优势见水方向明显,低产低效井占比大等开发矛盾制约,油藏开发水平逐年变差。论文通过剖析该油藏地质特征、历年开发认识,2018年通过开展油井解堵、注水井调剖、油井堵水、试验排状注水等低产低效治理手段,取得良好效果,为后期该油藏稳产奠定了基础。     

安塞油田长6油层端部脱砂压裂试验

长6油层是安塞油田的主力油层，天然微细裂缝比较发育，注水开发以来，采微裂缝影响，部分区块主向油井见效后含水上升快甚至水淹，而侧向油井难以见效，造成区块内产量和压力分布严重不均，影响了开发效果。蜡球暂堵端部脱砂压裂技术可以最大程度地增加油层泄油面积，提高填砂裂缝导流能力，在现场试验取得了明显的效果，为长6油藏侧向油井的重复压裂改造摸索出一条新的路出。     

长庆油田三叠系特低渗储层分层注水技术研究

长庆油田三叠系特低渗透油藏的特点是各层启动压力梯度差异大,剖面非均质性严重,多段动用的注水井剖面矛盾较大,部分油层段得不到能量补充,注水效果差。对油藏多层开采区域采用悬压式分层注水措施后,油藏动态特征和动态监测结果表明,分注区域油藏开发形势明显好转,水驱储量动用程度得到提高,注水单向突进现象得到缓解,见效油井增多;地层能量上升,油井产量上升,区域产量上升;注水井吸水剖面得到改善;各小层吸水量趋于均匀,水驱变好;避免注入水沿单层突进,从而抑制了油井见水,取得了良好的经济效益,区块开发水平得到显著提高。     

朝阳沟油田低产区块强化注水技术

朝阳沟油田部分低产区块由于储层物性差，在现有注水系统压力下水井的吸水能力差，连通油井受效差，致使区块采油速度和采出程度低，为改善低产区块水驱开发效果，选取朝45边部地区的配水间为强化注水试验区，实施强化注水技术。     

鄂尔多斯盆地XY区块提高单产技术对策

鄂尔多斯盆地XY区块自2009年投入开发以来,暴露出注水有效驱替系统难建立、压力保持水平低、单井产能低、方向性见水、提单产难度大等问题矛盾凸显。针对该区"注水不见效,见效即见水"的特征,近几年通过注水井深部调驱、注水井分层注水、周期注水、沿裂缝加强注水、开展油井化学堵水试验,取得一定的认识,通过对比分析认为堵水调剖在该区适应性较好,下步建议扩大试验,提高区块整体单井产能,降低递减,确保该油藏持续稳产。     

罗1长8油藏中部提高水驱效率技术研究

姬塬油田罗1长8油藏局部储层微裂缝发育,随着开发时间延长平面矛盾突出、油井见水、注水井欠注、地层能量分布不均等问题严重影响水驱开发效果。结合区块见水、见效、压力等开发特征,对储层物性、裂缝特征、注水政策、生产参数适应性进行分析研究,归纳出影响水驱效果的主控因素,通过均衡平面采液、提高地层能量、优化注水政策、微球调驱封堵优势渗流通道,达到了控水稳油、提高水驱效果、降低自然递减的目的,为油藏的高效开发提供保障。     

长庆城壕油田西259区见水原因分析

长庆城壕油田西259区是2008年采油二厂的一个重点产能建设区块,区块储层物性差,微裂缝发育,投产初期暴露出见水早,见水快、部分油井投前水淹、产量递减大、注水不受效、稳产难度大的开发矛盾。本文针对油井见水早、见水快、投前水淹的现状,结合地质及开发动态特征从沉积演化、井网布置、注水方式、采液强度、加砂强度等10个方面分析了油井见水原因,并分析治理对策及效果评价,为后期油田开发提供相应依据。     

开发后期储层孔喉半径变化规律研究及治理对策

不同沉积相带在注水开发过程中的吸水规律不同,水驱油藏随着注水对储层不断的冲刷改造,储层物性好的沉积相带受注入水改造作用更加明显,导致注水井层间差异逐渐加大。针对开发后期日益加剧的层间矛盾,封堵大孔道强吸水层,启动弱、未动用层,成为开发后期提高注水波及体积,实现层间产量接替的必然选择。由于对强吸水层的大孔道缺乏定量认识,影响了调驱的效果。文中通过油藏渗流规律研究,提出利用注采井组之间的调配见效时间来计算开发后期强吸水储层的孔喉半径,并提供了高渗透条带突进流量的计算方法,对封堵强吸水层提供了理论依据。     

鲁克沁油田深层稠油注水开发技术

鲁克沁中区深层稠油采用常规注水开发后因油水黏度比大,平面、剖面注采矛盾严重,注入水单向突进十分严重。采用分层系开发、分层系注水、精细注水、化学调剖等开发对策,平面和剖面矛盾不断改善,水驱动用程度从2008年的17.1%提高到目前的40.9%,地层压力逐年恢复,自然递减得到有效控制。研究表明,由于油水黏度比高,见水后流度比即大于1,而且随着含水上升,流度比上升迅速,注入水的指进、突进会更严重;水驱见效区半径为100~300 m,见水前缘与水淹前缘的距离为10~30 m. 单井及油田水驱特征均表现为凸型,中高含水期为主要采油期。     

巨厚层砂砾岩底水油藏注水开发研究

雷64块为块状砂砾岩底水油藏,油层巨厚,最厚可达200 m,储量丰度大.在油藏天然能量、储层特征分析和应用解析公式、数模方法对注水开发采收率变化、采液和采油指数变化趋势、注水方式、注采井网、见水时间研究的基础上,认为雷64块应该采用两套层系、人工注水开发.下层系以注底水层为主,在局部底水与油层之间隔层较发育的部位,进行层内注水.与潜山油藏不同,块状砂砾岩油藏仍具有层状特性,实际工作中需要认真分析隔层因素,在实施两套层系、正方形井网210 m井距的情况下,注采井距成为影响注水开发效果的主要因素.采用分采合注,将因部分注采井距达到150 m而大大加速水淹水窜,影响开发效果.     

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏多井缝洞单元注水开发模式

针对塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏试注阶段出现见效井组少、有效期短和含水率上升快等问题,在系统分析前期现场注水试验并结合室内研究成果的基础上,提出了碳酸盐岩缝洞型油藏多井缝洞单元注水开发模式,即保压、多阶段、立体注水开发.保压开发是指保持地层压力开发,减缓由于能量衰减而造成的递减或抑制底水锥进;多阶段开发是指在不同注水开发阶段,采用不同的注水方式、注采参数及配套技术进行开发,注水受效前适当大排量试注验证连通性并建立注采关系,受效后至效果变差前期采用温和注水,后期则适当提高排量周期注水,并考虑换向注水及注水调剖;立体注水开发是指根据缝洞发育规律、剩余油分布以及连通状况,建立立体开发的注采井网,实行双向或多向注水、分段注水、低注高采、缝注洞采等注水开发方式及配套技术进行开发.     

克拉玛依油田八区下乌尔禾组油藏小井距开发试验

克拉玛依油田八区下乌尔禾组油藏为巨厚的特低渗透砾岩油藏,前期采用 275 m 井距反九点井网注水开发,油井见效低、压力保持程度低、采油速度低,低渗透储集层较大注采井距难以建立有效水驱是开发效果差的主要原因。小井距试验通过细分开发层系、缩小井距、改变井网方式以建立有效水驱体系。将开发层系细分为 3 套,逐层上返,首先试验 P₂w₄ ,由 275 m×388 m 反九点井网加密为 138 m×195 m 反九点井网,后期转为五点井网平行裂缝方向注水。同时,控制单井注水量,采用点弱面强的注采政策。试验 3 a 后,与八区正常井距区块相比,各项开发指标明显好转,预计可提高采收率 8.5％.     

鄂尔多斯超低渗储层智能注水监控技术

鄂尔多斯超低渗油藏的注水开发存在如常规分注工艺配套费用高、人工作业复杂、分注合格率下降快且无法长期监测分层动态数据等问题,为此提出了智能注水全过程监控技术。该技术包括井下自动控制配水器、地面传输控制一体化装置及远程监控系统,应用流体波码技术及井下流量智能调节理论,实现了井下分层流量自动测试、自动调节,动态数据长期测试及存储,地面与井下远程无线数据传输,油田数字化系统实时监控等功能。2016年超低渗典型区块开展20口井现场试验,分注合格率95%。智能注水监控技术实现了精细配水,有效控制单层突进,减少无效水循,并真实掌握油藏开发动态过程,为实现油藏高效注水开发奠定了工艺基础。     

多层复杂断块油藏开发策略研究

开采低渗复杂断块油藏时,为了获得最大的开发效益,需要设计最优的开发策略与方案。对于多层复杂断块油藏,划分和组合开发层系总的原则是一套开发层系内小层数不能太多,层间差异不能太大,并且开发层系具有一定的物质基础,达到一定的生产能力。在细分调整时,一套开发层内主力小层数一般不超过3个,小层总数约为5～8层。注采井距过大,砂体储量控制程度低,注采连通率低;注采井距过小,水淹早。因此,需要对井距进行优化设计。针对多层复杂断块油藏的地质特点,井网形式以三角形井网为好,采用分套逐段上返开发方式效果较好。     

考虑启动压力梯度的油水两相渗流压力分布

针对目前低渗透油水两相油藏渗流压力分布规律研究较少,且未考虑含水饱和度沿径向不均匀分布等问题,在充分考虑到水驱前缘突破油井后,含水饱和度沿油藏径向不均匀分布的情况下,建立了考虑启动压力梯度的油水两相径向稳定渗流模型,并推导出了压力分布方程。利用实验数据,结合径向Buckley-Leverett方程获得油水两相启动压力梯度以及两相流度与径向距离r的函数关系,代入到求解的压力分布方程中求出该油藏的最终压力分布,并结合实例进行计算。     

低渗透油藏注水诱导裂缝特征及形成机理——以鄂尔多斯盆地安塞油田长6油藏为例

以鄂尔多斯盆地安塞油田长6油藏为例,在分析低渗透油藏注水开发动态特征的基础上,阐明了注水诱导裂缝的基本特征并研究其形成机理,最后利用数值模拟技术对该区注水诱导裂缝的主要形成机理进行了模拟。注水诱导裂缝指低渗透油藏在长期的注水开发过程中,当注水压力超过各类裂缝开启压力或地层破裂压力而形成的以水井为中心的高渗透性开启大裂缝或快速水流通道。它是低渗透油藏长期注水开发过程中所表现出的新的开发地质属性和最主要的非均质性,对于长期水驱的低渗透油藏来说具有普遍性和必然性。注水诱导裂缝有3种形成机理,当注水压力过高,超过天然裂缝的开启压力使天然裂缝张开、扩展和延伸,或超过地层破裂压力使地层中不断产生新的破裂,或使注水井周围因射孔、压裂等生产或增产措施所导致的不同类型的人工裂缝张开等均可形成注水诱导裂缝。安塞油田长6油藏普遍发育与现今最大水平主应力方向近一致的以雁列式排列的高角度构造剪切裂缝,当注水压力超过这类裂缝的开启压力并使裂缝张开、延伸扩展并相互连通,是该区注水诱导裂缝的主要形成机理。油藏数值模拟表明,随着注水诱导裂缝规模的不断扩大,注水井井底压力相应的表现出连续的不规则的周期性变化。