油田注水开发效果评价方法研究

我国低渗透油气资源十分丰富,边水与底水驱动不明显,天然能量补给差,开发难度大。为了提高开发效果,提高最终采收率,必须采取注水开发以保持地层压力。对这些水驱开发油藏,存水率和水驱指数是综合评价注水开发效果的两项重要指标,本文从存水率和水驱指数的定义出发,给出了存水率和水驱指数表达式,并以陕北某油田为例分析。     

龙虎泡低渗透油田开发技术方法研究

首先对油田天然能量的利用界限及转入注水时机,注水开发地层压力保持水平进行了论证。其次根据储层流体的流动能力确定了有效驱动井距,并结合油藏砂体规模预测了不同井距、井网下的水驱控制程度。在现场实践中实施了两种井网,反九点法井网和五点法井网,解剖了两个区块的开发特点,相同采出程度,五点法井网油井含水高,两个区块的产液强度接近。现场实践表明:龙虎泡低渗透油田在开发中应采用反九点法注采井网,地层压力保持在原始压力与饱和压力之间,水驱最终采收率最高。     

英东低渗油藏注水政策的研究

英台油田英东萨尔图区块属于中低渗透同层油藏,投产初期放套气及注水滞后,地层压力快速下降,油水井大多以压裂方式投产投注形成层间窜,以及平面上注水方向性强,导致注水开发效果差。本文通过利用Logisitic生命旋回数学模型求得合理注采比为2.28;利用数值模拟模型求得合理注采比为2.2～2.3,按照此数据制定注水政策,地层压力得到良好提升,水驱效果见好。     

靖安油田大路沟三区分层注水适应性评价

分层注水是解决油田开发中的层间矛盾,实现有效注水,保持地层能量,维持油田长期稳产、高产,提高水驱动用储量和采收率的重要手段。靖安油田大路沟三区储层非均质性强,各向物性差异、层间矛盾、层内矛盾十分突出,注水过程中的单层突进和层间干扰现象十分明显,实施分层注水,油藏吸水剖面明显改善,水驱动用程度增加,递减降低,提高了水驱开发效果。     

应用存水率与水驱指数评价油田水驱开发效果

对于低渗透油藏,边底水不活跃,天然能量不能得到及时的补充,因此开发难度较大。注水开发能够及时补充地层压力,是目前针对低渗透油藏的主要开发技术。而注水开发油田开发效果的评价对于进一步改善开发效果,提高最终采收率尤为重要。给出了两种评价指标,存水率以及水驱指数的理论计算公式,并分别分析其与含水率的变化关系,指出理论值与实际值产生差异的原因。以X油田为例,应用两种指标进行开发效果分析。     

秦家屯油田SN77-78区块综合治理研究

秦家屯油田SN77-78块位于松辽盆地南部东南隆起区梨树断陷西部,投入注水开发以来,目前出现注采对应关系差,储量动用程度低,储层非均质性严重,平面及层间矛盾突出,部分注水井吸水能力低、注水压力高,油井见水后,含水上升快,产量递减快等一系列问题,文章通过区块开发历程,区块开发现状,区块整体开发效果评价等分析,确定通过压裂、完善注水层位等手段,达到改善水驱开发效果,提高油田采收率的目的,具有重要的意义。     

薄互层砂岩油藏分层调配效果提升方法

C油田目前处于中高含水期,开发矛盾突出,表现在纵向超、亏压差异大、平面注采不均、单层水窜、稳控水难度大,迫切需要进行优化注水以改善油田开发效果。通过结合开发规律、生产阶段及井况进行产液量预测,考虑地层压力、水淹、地质因素进行分层配注实践,提出了优化注水建议及方法,在实践中进一步改善分层配注水平,最终提高水驱储量动用、改善注水开发效果。     

海外油田注水开发效果快速评判新方法

首次引入雷达图分析法对海外油田注水开发效果进行快速评价。以雷达图分析法为原理,利用五个代表性注水开发效果评价指标:月注采比,水驱储量控制程度,水驱储量动用程度、老井年自然递减率和地层压力保持水平,对海外典型油田的注水开发效果进行了综合评价及排队。实例应用结果表明,雷达图法计算简单可操作性强,得出的评价结果直观有效,对油田注水开发对策调整具有指导意义,可以作为油田注水开发效果的一种综合评价方法在实际生产中应用。     

超前注水在七棵树油田SW10区块水平井开发的应用

七棵树油田属于典型的低压、特低渗油藏。为了提高开发效果,七棵树油田SW10区块对水平井的开发采用了超前注水,根据开发理论与生产实践,对七棵树油田SW10区块的超前注水开发效果做了分析。结果表明:超前注水对SW10区块水平井压裂效果、含水率和产量自然递减产生了明显影响。超前注水后,地层压力高,压裂液返排率提高,排液期缩短,有效提高了投产初期的产油量;减小了地层压力下降造成的储层物性伤害,有效提高了原油相对渗透率,降低了水平井的含水率;采用超前注水的油井比同步注水的油井的地层压力保持水平高,地层压力下降相对缓慢,单井产量递减慢。     

低渗透油田水驱开发效果评价—以N区块为例

低渗透油田开发进入中后期,合理评价注水效果是制定合理精细注水政策的前提和基础。通过地层压力与饱和压力关系分析压力保持水平级别,利用相对渗透率曲线得出含水率与采出程度理论曲线,通过与实际曲线位置关系评价开发效果好坏。利用水驱指数与注采比关系,计算得出不同注采比条件下标准图版,将实际曲线与同类油藏存水率、水驱指数标准图版对比评价水驱开发效果。研究表明,N区块生产能力较好,采液量、注水量差异与地层压力变化保持一致,利用含水率与采出程度关系图版、存水率图版、水驱指数图版评价油藏开发效果较好。     

呼和诺仁油田提压注水可行性探讨

呼和诺仁油田贝301区块位于区块边缘,断层附近注水井储层物性差,中含水期注水启动压力上升,难以形成有效压力驱替场,地层能量未能及时补充,影响油田的注水开发效果。本文以贝301区油井压裂数据为基础,核算出区块实际破裂压力梯度,在此基础上,制定微超破裂压力注水下注入压力范围。现场试验成果表明,提压后水井能够实现连续有效注入,吸水状况得到改善,油井见到注水效果,为其他同类型油藏提供经验。     

花土沟油田精细注水开发实践及认识

花土沟油田为典型的长井段薄互层复杂断块油藏,非均质性严重,油水关系复杂,注采对应差,注水单层突进,地层压力下降快,产量递减幅度较大。为了改善该油藏的水驱开发效果,在精细油藏描述的基础上,通过实施改善水质、井网完善、层系细分、水井分注、剩余油挖潜等精细注采调整工作,达到“注好水、注够水、精细注水、有效注水”目的,注采井数比由1：2.7提高到1：1.7,水驱控制程度和动用程度明显提高,地层压力稳中有升,自然递减率由14.37%降低到8.7%,综合开发效果得到了明显提高。     

台9区块开发井网进行井网适应性评价

针对台9区块存在的单井产能低,注水强度大,地层压力保持水平低,水驱效果不明显,注入水利用率低水驱控制及动用程度低等一些问题,从可采储量及采收率,采油速度及比采油量,采液强度、采油强度及注水强度,地层压力保持水平等几个方面对台9区块开发井网进行井网适应性评价,为以后井网的开发调整和油田的产量提高起到一定的积极作用。     

河川南湾油区长6油层注水开发的可行性分析

河川南湾油区位于鄂尔多斯盆地西部,其主力油层为长6油层。截至目前,区块未进行注水等措施补充地层能量,地层能量亏空严重,压力下降快,从而造成储层天然及人工裂缝闭合,油流不能有效进入井筒,单井产油能力下降,含水上升。为能够进行区块高效开发、进一步提高区块采收率,急需对区块进行注水开发。本次对研究区长6储层注水开发可行性进行论证,为下一步注水开发奠定理论基础。研究区储层砂体连通性好,胶结物以方解石、绿泥石为主要成分,菱铁矿和硅质胶结物占次要。敏感性试验结果表明,本区属于中等速敏、弱水敏、中等偏弱盐敏、弱酸敏、弱碱敏、弱亲水性特征。水驱油试验显示该区长6油层无水期驱油效率平均41.8%,最终驱油效率平均58.2%,有利于注水开发。根据理论计算及相关邻区注水开发实践预测本区水驱采收率比天然能量采收率高9%。由此可见,本区域储层适合注水开发,采用注水开发,可有效地提高研究区长6油层最终采收率,为油田带来可观的经济效益。     

稠油油田稳油控水技术对策研究

鲁克沁油田2000年全面进入开发阶段,油田包括已经投入注水开发的中区及目前试采的西区和东区。投入注水开发的中区油井见效规模不断扩大,产能相对稳定,区块水驱开发形势整体较好,但也存在注水单向突进、含水上升导致产能下降等矛盾;试采区块衰竭式开发,单井产能下降。因此我们将以"油田开发基础年"、"稳定并提高单井日产量"活动为契机,进一步精细油田注水,改善水驱效果,提高油井见效率,夯实稳产基础,同时通过措施、新技术试验与推广稳定并提高单井日产量,提高油田开发效果。     

台9区块开发井网进行水驱控制程度评价

本文针对台9区块存在的单井产能低,注水强度大,地层压力保持水平低,水驱效果不明显,注入水利用率低水驱控制及动用程度低等一些问题,从水驱控制程度这个方面对台9区块开发井网进行评价,为以后井网的开发调整和油田的产量提高起到一定的积极作用。     

延长油田纸坊区长2油藏开发效果评价

应用低渗透油田注水开发效果评价方法,对延长油田纸坊区长2油藏注水开发储量动用及水驱控制程度、地层能量保持状况、注水见效特征、含水变化规律等方面进行了分析,按照行业标准进行了综合评价,针对该油层目前注水存在问题,提出下一步工作方向及建议,以改善油田开发效果,提高油田采收率。     

敖南油田敖342-28井区注采系统调整效果分析

针对敖南油田反九点法注采井网开发中表现出的油井受效差,多向连通比例低,地层压力低的油田注水开发特征,对敖342-28井区进行注采系统调整,转注13口井,形成五点法注水。通过注采系统调整,增加注水井点,提高多向连通比例,扩大水驱波及体积;同时,实施油水井对应压裂,缩短驱替距离,建立有效驱替,恢复了地层压力,促进油井受效,有效的改善了油田开发效果。     

正南水井出砂调研及应用

正理庄油田正南区水井油藏埋深浅,出砂严重,注水井注水压力高,注不进的现象非常突出,周围油井供液跟不上,区块的开发效果明显变差。为了实现正南注足水,注好水,提高区块地层能量,近几年,因井制宜,分门别类地实施了机械防砂分层注水技术和化学防砂技术,确保了正南区块的良性开发。     

所图油田SN301块水驱开发效果评价及潜力分析

所图油田SN301块青山口组油藏为弱边底水油藏,2005年注水开发至今,开发效果逐渐变差,油藏挖潜困难。结合该区块开发特征,选取储量动用状况、压力保持状况、含水率、存水率等水驱开发指标,对开发效果进行评价。利用油藏数值模拟技术研究剩余油分布,结合油藏实际情况,分析认为该区需通过补孔、分注、扩边、加密等综合治理措施,改善水驱开发效果,提高采收率。