锦271断块区注水开发效果分析

本成果简要概述了锦271块油藏基本情况，重点阐述了锦271块注水试验开发以来为实现区块高效开发所做的工作及取得的效果。并对效果进行了评价。同时也对区块目前存在的问题进行了总结和分析，提出了区块下步工作方向。     

特低渗透油田提压注水效果探讨与实践

大庆西部外围地区特低渗透扶余油层具有埋藏深、厚度薄、砂体零散的特点,针对首次注水开发的特低渗透油田注水井吸水能力差、难以有效开发动用的实际,在搞清该区块微观特征的基础上,为确保特低渗透储层达到建立有效驱替,“注够水、注好水”的目的,经过反复理论研究和论证,提出了单井增压注水试验,现场应用后注水井能够完成配注,周围油井明显见到增油效果,实现了特低渗透储层有效驱替。利用无源微地震和同位素监测资料分析,改善了吸水状况,缓解了层间矛盾,储层动用程度得到提高。随注水压力升高降低,注水波及区范围随之升高、降低,增压注     

锦98块杜家台油层切割式行列注水效果分析

1油藏概况 锦98块位于欢西油田中部，东接欢17块，西邻锦45块，南为锦16块，北为锦99块。开发目的层为下第三系沙河街组沙四段杜家台油层，含油面积0．87Km2，     

锦7-16-28块改善开发效果的研究与应用

锦7-16-28块位于锦7块东部,开发目的层为兴隆台油层。区块油井于1992年全面投产,经过多年开发,油层出砂严重、套变落物频繁发生、油层含水上升快等因素严重影响了区块的开发效果,1999年区块油井全面停产,为了提高锦7-16-28块的油井在用率,恢复油井产能,对该块展开了研究,并取得了较好的增油效果。     

克拉玛依油田吸水剖面测试方法研究及应用

在油田的注水开发过程中，油田储层的低渗透、非均质性导致吸水剖面不均衡，需采取分层注水的方式如油套地面分注和偏心配水器井下分注方式加队解决。而分层注水方式及其他异常情况如深穿透射孔与地层大孔道等因素使放射性同位素示踪法测试资料的准确性变差，难以适应复杂开发条件下吸水剖面的测试求。超声波流量法、连续流量法、脉冲中子氧活化法等吸水剖面测试方法的应用，解决了放射性同位素示踪法所无法解决的吸水剖面测试难题，取得了较好的测试效果，为新疆油田的高效开发做出了贡献。     

同位素吸水剖面在油田上的应用

在油田开发过程中，通过同位素吸水剖面可以了解不同时期的注水状况为油田动态分析、注水调整提供了可靠依据。但是在测井时会受到诸多因素的影响，这些因素都会对资料的解释精度产生一定的影响，降低准确性。通过对比分析现场施工和异常井的吸水剖面资料，对各种影响因素的识别与矫正能更好地监测单井注入动态，揭示层间、层内矛盾，调整注水剖面，间接了解相邻油井采出状况，优化注水井调整方案，对指导油田开发具有积极的指导意义。     

应用示踪监测技术改善海南3断块水驱开发效果

海南3断块由于复杂的地质条件，使得该断块在注水开发过程中平面和纵向上水驱效果极不均衡，同时也暴露出一些影响注水开发的问题。如局部构造落实不清、部分井间连通状况不清、部分断层的开启及封闭性不确定等。因此为了解决注水开发过程中遇到的一些问题，应用了示踪监测技术，取得了较好的效果，切实改善了吸水状况、提高了水驱效果。     

葡南扶余试验区裂缝分布对水驱开发效果的影响

分析了葡南扶余油层裂缝成因及葡333—462区块裂缝特性：以葡333—462区块为研究基础，探讨了裂缝对试验区块注水强度、含水、日产油开发效果的影响。分析表明：扶余油层成岩后经历了一次抬升、三次不同方向的挤压作用，裂缝发育程度较强：裂缝的存在和发育程度对油层注水开发有双重作用，即改善油层的出油能力和吸水能力，同时造成方向性水窜，影响水驱开发效果。     

分步治理，逐步提升桩54井组开发水平

桩54块是2001年投入的小断块低渗油藏,东部受岩性控制,无边底水能量补充。该块层系单一,地层能量不足,地层压力下降快,天然能量开采阶段持续时间不长,该块立足于机械采油并进行早期注水开发。开发过程中通过水井的增注、调配,油井压裂、酸化等措施,改善桩54井组的平面、纵向矛盾,控制含水上升,调整注采结构,改善水驱效果,提高了桩54井组的开发效果。     

恒压注水技术在渤南油田的应用

针对渤南油田地层渗透性差,注水井吸水差异大,普遍采用高压柱塞泵注水的特点,本文分析了注水井吸水量、柱塞泵排量与压力的关系,提出了变频恒压注水的技术方案,较好地解决了柱塞泵站注水井欠注、超注矛盾。有效注水时间平均延长9小时,注水符合率由61．7％提高到86．6％。同时,确保了高压柱塞泵站的安全生产。     

水驱前缘监测技术在呼和诺仁油田贝X区块的应用

注水开发是适用于低渗透油田的主要开采技术，注水开发过程中注人水朝哪个方向推进、主力注水方向、水驱前缘位于何处等问题是油藏工程师设计和调整开发方案的重要依据。水驱前缘监测就是针对这些问题应运而生的一项动态监测技术，本文针对水驱前缘在贝X区块5口井的应用，对贝X区块水驱现状进行了分析，针对监测成果对断层和水淹解释情况做了简要分析。     

多参数吸水剖面组合测井方法研究

油田开发进入中后期,准确掌握注水井各小层的吸水状况能够为油藏综合调整,挖替增效提供可靠的依据。同位素吸水剖面测井已愈来愈不满足实际生产的需求,采用电磁流量计与同位素示踪吸水剖面组合测井能很好地解决诸如地层大孔道以及注聚合物等注入剖面测井难题。在分析测井过程的基础上,提出了多参数组合吸水剖面测井资料解释方法。实例应用表明,多参数组合吸水剖面测井较传统的同位素吸水剖面测井能有效地解决放射性沾污、大孔道等难题,具有良好的应用前景。     

M地区Z井区油藏含水分析

针对目前生产中存在的油藏含水高、产油量低的问题．利用油藏工程原理深入研究了侏罗系油藏Z井区不同层位、不同区块的含水上升规律,预测了采出程度与含水变化特征的关系,认为侏罗系油藏含水上升主要受储层非均质性、边底水发育程度、吸水剖面的水驱特征及累计注水量的影响。提出针对性的油水井治理措施．取得良好效果,对同类油藏开发调整有借鉴作用。     

注水井个性化酸化方法探讨

通过室内实验对地下不同类型油层物理性质、粘土矿物含量变化、注水开发过程中粘土矿物的速敏、水敏性质以及注入水杂质对地层的堵塞类型及伤害程度进行深入分析，并针对不同的堵塞类型选取相适应的酸化工艺技术，同时根据油层受污染程度，确定出适合的酸量，达到最大程度消除油层污染、提高油层渗透性、吸水强度、动用程度的目的。     

完善井网，精细调配 努力减缓梁23块自然递减

梁23块于1979年投入开发，1982年进入注水开发，先后经历了弹性开发阶段、注水开发产量上升阶段、注水开发产量递减阶段。该块共计有本层系井47口，套坏套破、有落物大修不成功等原因停产停注油水井8口，再加上油井因高含水停产及水井因油层污染注不进停注等原因，造成2008年初油水井开井数仅剩14口，注采井网变得极不规则，井网适应性很差。为改善这一状况，自2008年开始，进行综合调整并恢复注水，调整优化注采井网，实旋控制注水与不稳定注水相结合来控制含水上升，取得了一定的效果，含水上升率逐年下降，自然递减率呈下降趋势。     

提高乔庄油田采收率方法的探讨

乔庄油田梁20块是一低渗透区块，86年投入开发，87年注水开发。进入注水开发阶段后，油井暴性水淹，含水迅速上升，因此95年实施衰竭开采试验，注水井全部停注，到2002年12月，大部分油井因产量低而停产，仅开油井213，储量控制程度差，标定采收率只有8％。为改善这一状况，自2004年开始，进行综合调整并恢复注水，调整优化注采井网，实施温和注水与不稳定注水来控制含水上升，取得了一定的效果，采收率由8％提高到13．5％，增加可采储量19．5万吨。     

浅谈对注水井浅调剖的认识

大庆油田属于非均质多油层砂岩油田，目前已进入特高含水期开发，层间和平面矛盾越来越突出，层间吸水差异较大、吸水剖面极不均匀，驱油效果变差，产量总体处于递减阶段，为了实现特高含水开发期4000万吨持续稳产的目标，加细注水层段，加大措施力度，改善吸水剖面，是精细注采结构，增加水驱可采储量的主要方法。     

台1区块限压注水试验探讨

低渗透裂缝性油田,在注水开发过程中,随着注水压力上升,裂缝逐渐开启,如何控制油井含水上升速度成为一个迫切要解决的重要问题。本文针对台1区块扶余油层裂缝和应力场研究,应用注水指示曲线确定合理的注水压力上、下限,始终控制在非东西向裂缝开启压力下注水,保证非东西裂缝不开启,避免裂缝水淹。     

纯梁滩坝砂油藏注水井防膨研究及应用

主针对纯梁滩坝砂油藏低孔、低渗、储层敏感性强,注水工作难度大,注入压力高、注入水不配伍、水敏等一直困扰着低渗滩坝砂油藏注水开发。为此采油厂围绕“做大滩坝”的工作目标,与地质院、采油院结合,开展了滩坝砂油藏防膨技术研究,并在樊147块、樊15l块和高890块应用实施,取得了显著的效果。     

油田注水增压泵密封系统改造及效果分析

本文针对注水系统为维持最高注水井的注水压力，造成的能量和电量的消耗问题，提出了增压注水泵把配水间来水压力根据吸水压力重新分配，同时产生一个高压，从而为高压欠注井注水，达到为高压欠注井增压注水之目的。