元120长221 油藏注水见效及井间连通性研究

油藏注水开采过程中,详细了解注采见效状况及井间连通性,对指导注水开发全过程,延长稳产时间,提高采收率等都具有重要的作用。本文用相关系数理论,通过相关度的大小来判断油田注水见效情况及井间连通性,取得了很好的效果。研究表明Spearman秩相关系数能分析注水见效及井间连通性,本文的研究对油田开发具有重要的指导意义。     

钟市油田井组注水不见效原因分析及对策研究

目前,钟市油田存在8个注水不见效的井组,极大地影响了整个钟市油田的开发效果。通过分析其构造、注采层位对应关系、注水强度等特征,发现注水不见效的原因主要有:油水井对应关系误判导致注水不见效和注水强度不够导致注水不见效等。通过重新建立注采对应关系、缩短注采井距以及提高注水量等方式进行分类调整治理并见到了一定成效,改善了钟市油田水驱效果,避免了成本的浪费。     

合理应用高压注水技术 开发好低渗透油藏

低渗透油藏物性条件差 ,常规注水难以达到配注要求 ,注水效果不理想。采取高压注水措施 ,可以有效提高注水量 ,促进油井见效增产 ,达到提高低渗透油田注水波及效率和采收率的目的。本文总结了近几年来江汉油田高压注水的实践效果 ,对开发好低渗透油藏具有重要的指导意义     

裂缝性火山岩油藏注水开发特征—以克拉玛依油田一区石炭系油藏为例

克拉玛依油田一区石炭系油藏属低孔、特低渗透且裂缝发育的非典型双孔介质火山岩油藏。衰竭式开采产量递减大,采收率低。注水开发具有见效反应弱,含水上升快,水驱控制程度低的特征,注水后油藏能量得到补充,递减减缓,采收率提高2倍多,注水开发取得了成功,其开采经验可为此类油藏的开发提供借鉴。     

中区西部合理注水压力研究

注水压力是水驱油田注采压力系统中的重要参数,确定合理注水压力对调整层间矛盾、提高油田开发效果、降低套损等具有重大意义.合理的注水压力增加了吸水厚度和吸水层位,缓解了层间矛盾.注水压力过高导致吸水能力增强,降低了开发效果.高含水期的油藏注入压力一般通过实验获取.运用经验公式法和数值模拟法,在注水压力不超过地层破裂压力的情况下,计算该区块合理注水压力值,考察了脱气对原油黏度的影响进而对采收率的影响.该方法易于计算、精确度高,确定了中区西部合理注水压力值范围.结果 表明:中区西部合理注水压力为17.1～20.2 MPa时,有利于指导油田的高效开发.     

高含水砂岩老油田剩余油综合分析及开发实践

哈萨克斯坦高含水砂岩老油田涉及中石油中亚MMG、PK和北布扎奇项目的相关油田。经过长期注水开发,油田均已进入高含水快速递减及低效开发阶段。为了提高高含水期砂岩老油田剩余油采收率,以北布扎奇油田为例,运用物质平衡、测井解释、动态分析、水流通道、数值模拟等综合分析方法,开展了剩余油分布特征系统攻关与实践。结果表明,纵向上受储层沉积韵律和非均质性影响,层内、层间剩余油差异富集,平面上受沉积环境和储层物性影响,水驱波及弱势方向剩余油局部富集。结合注水开发矛盾和剩余油富集特点,制定注采井网调整和注水方式优化综合调控对策,实现油田合同期内采收率与经济效益最大化。     

安塞油田裂缝特低渗透油藏注水开发的思考

文章系统地分析了安塞油田坪桥北区西块注水试验区注水见效特征 ,认为影响裂缝特低渗透油藏注水开发的主要因素是人工裂缝 ,其次是天然裂缝或孔隙 ,并提出下一步注采调整的建议     

注水油田开发效果评价指标体系应用研究

江汉油田1970年投入开发 ,1975年投入全面注水开发,现阶段已进入中高含水开发阶段 ,注水开发矛盾日益突出,存在水驱控制程度低、层间出力差异大、地层压力下降快等问题 ,对注水开发效果产生了较大影响.为了提高油藏注水开发后期调整措施的针对性 ,运用模糊数学理论和层次分析理论 ,建立了油藏水驱开发潜力评价指标体系和多因素综合评价方法.运用该体系进行了注水开发单元的开发效果评价,筛选出注水开发效果较差的单元作为调整区块.江汉油田注水开发效果评价结果表明,该方法实用性强 ,效果良好.     

坪北油田特低渗透油藏超前注水探索与实践

超前注水作为特低渗透油田提高采收率的一种重要的技术方法,在我国很多油田得到广泛的应用,并且都获得了良好的开发效果。为了提高特低渗透油田探明储量的采收率和开发效果,根据坪北油田的地质特点,借鉴国内外油田及邻近油田的开发经验,探索适合油田超前注水的合理技术参数,建立有效的驱替压力系统,在一定程度上减小启动压力梯度和介质变形对地层的伤害。利用超前注水保持合理的地层压力,降低对储层渗透率的伤害,降低油井投产后的含水率和递减率,提高最终采收率。     

东辛油田特高含水期提高采收率的实践

复杂断块油田因其构造的复杂性和储层物性、流体性质的巨大差异性，严重制约着油田开发管理水平和油田采收率的提高。层系概念模糊和层系划分太粗，又直接影响着中低渗透油层的潜力发挥。1997年以来，胜利油田东辛采油厂综合运用细分开发、攻欠增注、不稳定注水等多种方法，对东辛油田辛16断块区进行综合调整，增加可采储量56万吨，采收率从32．55％提高到37．79％，探索出了一整套复杂断块油藏特高含水期提高采收率的配套技术和方法，对复杂断块油藏提高采收率具有重要的指导和借鉴意义。     

YJ油田剩余油分布规律研究

针对油田开发中油井产量低、含水高、注水不见效等问题,对YJ油田采用整体建模,并根据单井的生产动态修正地质模型,在建模基础上开展数值模拟研究.根据数值模拟结果,分析YJ油田平面以及纵向上剩余油分布特点,总结油藏剩余油分布规律,进一步认识目前水驱状况,提出调整措施.     

注水开发油藏水驱效果初期潜力评价方法

对于一个具体的砂岩油藏而言,在开发之前的一些地质特征参数不但可以对其进行地层描述与地质方面的评价,而且还可以对其油藏进行水驱效果初期潜力评价--水驱难易程度、水驱均匀程度以及水驱采收率.分别对注水砂岩油藏的水驱难易程度、水驱均匀程度以及水驱开发采收率给出了具体的评价指标,而且统计了我国部分注水开发油田的相应指标情况,为制定与调整油藏开发方案、开采方案等奠定可靠的开发基础、提供科学的理论依据.     

边远小断块油藏撬装注水工艺

油田注水是油气开采过程中提高采收率和采油速度的一项重要举措,也是补充地层能量的一种手段,目前江汉油田采用的注水工艺有两种,整装油田建注水处理系统,集中提压注水;边远的零散井点,采用单井单泵,水源未经处理直接回注。本文针对边远的零散低渗透区块对注入水质的需求开发研制出了一套适应江汉油区边远小断块油藏特点的撬装注水装置,采用就地取水、就地处理、就地回注的短流程注水工艺模式,解决边远零散低渗透井区注水开发的需要,提高边远零散井区注水开发效果和采收率。     

海上稠油油田早期调整实践与认识

为了有效解决井控储量大、注采井网不完善、采油速度低等问题,围绕渤海旅大油田主要开发矛盾及调整策略进行实践研究。经过不断探索,形成了以早期完善井网为主,结合水平井局部挖潜和分层系开发思路的早期调整模式。实施调整后,油田采收率得以提高,油田开发效果大幅改善。     

海上油田首次规模井网加密调整研究与实践

S油田是渤海辽东湾海域的大型整装稠油油田,作为海上最大的亿吨级自营油田,目前已进入开发中后期,逐步暴露出层间和平面上水驱动用不均、单井控制储量过高、采油速度和采收率较低等问题.针对海上稠油开发面临的挑战,首次提出海上油田规模井网加密调整研究.但海上油田的开发方式特殊,且经多年注水开发后水淹规律复杂,油田整体调整研究面临诸多技术难点.以地质油藏再认识为基础,剩余油分布研究为统领,克服了小层含水半定量研究、水淹层定量评价、水平井和定向井联合开发等技术瓶颈,完成油田整体加密调整研究和方案编制工作,总结出一套海上油田加密调整研究技术体系,为相似油田调整研究提供借鉴.     

深层低渗透油藏大幅提高水驱采收率开发实践

王场油田潜43油组是江汉盆地潜江组含油面积与地质储量最大的一个低渗透油藏,埋藏深、油层薄、物性差。通过不断深化地质认识,依托大型压裂、深抽配套、高压注水、水平井等工艺技术进步,实施细分层调整与精细注水开发,油藏在产量大幅递减后又重新实现了大幅上产与稳产,标定采收率提高了10.65个百分点,2014年底达到44.05%,实现了低渗透油藏的高效开发,为同类型油藏提高采收率提供了借鉴。     

习家口油田中高粘度油藏盐水驱油提高采收率验证

高矿化度盐水比淡水驱油效率高,许多断块油田有高矿化度边底水存在,有条件利用天然水驱或边缘注水,充分发挥盐水驱油的优越性,提高油田水驱采收率。借鉴国内、外油田注高矿化度盐水提高采收率试验,根据油气田地质开发力学,分析习家口油田断块油藏地质基础和边水驱动开发特点,对比了五个中高粘度油藏盐水驱油采收率,表明已超过或将超过通用方法预测的最终采收率指标,作为盐水驱油提高采收率全过程的油田开发验证。结合一次采油和二次采油成果,建议开展习家口油田三次采油矿场试验,进一步提高最终采收率。     

注水开发油田水质优化方法研究

油田注水是保持一定地层压力水平提高原油采收率的有效措施，保证油田正常注水，达到预期的油田注水开发效果就显得非常重要，尤其对中低渗透砂岩油藏更是如此。大量研究表明，其主要的影响因素是注入水水质方案和操作与管理水平。在综合考虑油田注水水质的配伍性、水质处理工艺、注水井吸水能力、注入水增注措施、油田配注要求以及注入水综合成本等因素的基础上，以经济评价为手段，以降低注水成本提高注水开发效益为目标，提出了全新的注水水质优化概念。这一水质优化技术思路和方法具有广泛的指导意义和应用前景。     

渤海Y油田开发模式总结与开发效果评价

为了得到针对海上河流相油田的高效、高速开发模式,首先基于渤海Y 油田的地质及开发特点,从4个方面论述了该油田的开发模式,分别为精细注水保持地层压力、基于单砂体划分和组合开发层系、依托单砂体井网优化技术调整井网以及提液与控水相结合的综合调整。利用相关油藏工程方法,计算并评价了在渤海Y 油田的开发模式下进行生产的各个指标的开发效果,根据单指标计算结果,进行开发效果综合评价。结果表明,渤海Y 油田的开发模式适用于大多数海上河流相油田,应用该开发模式能够有效地缩短海上油田的开发年限以及提高油田最终采收率。     

稠油注水油田中后期改善开发效果技术研究

普通稠油注水开发油田由于油水粘度比大,面临进入高含水中后期水驱开采效果越来越差的普遍矛盾.针对海外河油田地质条件复杂,开发中存在油藏认识程度低、注采系统不完善、水驱动用程度低等主要矛盾,以"注够水、注好水"为核心,通过精细地质和剩余油分布规律研究,采用完善注采井网、细分注水单元、"提、控、治"等多种有效手段调整优化注采结构,使油田开发效果得到明显改善