控水增油技术在沈84-安12块的应用

沈84-安12块目前油井高产液、高含水,区块采收率相对较低,油井开采井段长,层多且层薄,大多数油井处于多油层合采状态,油层动用程度差,层间矛盾大,致使油井中的"高渗透、高流压、高产液、高含水"("四高")油层占了主导作用,相对低渗透低含水潜力油层由于长期受其干扰,未能够充分发挥其应有的作用。本文通过对区块内油井的生产状况进行分析,选择注采动态关系明显,层间矛盾大、高产液、高含水的油井,根据油井动态分析和产液剖面测试资料等,对油井各个出油层的生产状况进行分析,确定高压、高产液、高含水的目标控水层段,进行控水生产,减少层间干扰,充分发挥中低含水油层的出油潜力。     

高含水油井含水数据误差分析及对策

范庄油田已处于高含水、特高含水开采阶段,油井产出液含水率波动大,无规律,由于受现场操作方法、环境条件、设备等因素的影响,化验的原油含水数据的真实性和有效性降低,数据不能准确反映油井当前含水状况,增加了原油生产的计量误差,进而影响油田开发方案的制定和实施。文章以范庄油田高含水油井为研究对象,针对原油取样、含水化验整个过程,分析造成含水数据出现误差的节点及原因,制定针对性措施,提高了油井含水化验数据的准确性。     

高含水油田剩余油再富集规律研究

剩余油富集研究是注水油田后期挖潜的重要工作,本文应用理论分析结合数值模拟方法,研究得出高含水油田剩余油再富集区域主要位于油藏构造高部位、油水井单向连通的油井关停后形成的低势能区及高含水油井关停后的水井分流线低势能区。将此研究结果用于高含水X油田G区块的调整挖潜,取得了较明显的增产效果。     

延长油田高含水油井井筒腐蚀影响因素分析及防护措施

针对延长油田高含水油井井筒腐蚀比较严重的问题,采用挂片失重法,以目标区块油井井筒钢材和采出液为研究对象,系统评价了油井采出液含水率、试验时间、试验温度、溶解氧(ρ)以及采出液pH值对井筒钢材腐蚀速率的影响,并有针对性地提出了适合延长油田高含水油井的缓蚀剂防腐蚀措施。试验结果表明：随着油井采出液含水率、试验温度以及溶解氧质量浓度的升高,延长油田高含水油井井筒钢材的腐蚀速率逐渐升高;而随着试验时间的延长和采出液pH值的升高,井筒钢材的腐蚀速率则逐渐降低。缓蚀剂HSR-2能够有效降低延长油田高含水油井井筒钢材的腐蚀速率,当其加量为800 mg/L时,缓蚀效率可以达到95%以上,缓蚀效果较好,能够显著降低油井井筒钢材的腐蚀速率,延长作业周期,提高油田的整体开发效率。     

低渗透垂直人工裂缝油藏堵压控水增产技术研究

针对高含水油井,用高强化学堵剂封堵高含水层位的人工裂缝后,通过实施压裂产生新的人工裂缝。本文主要从高含水剩余油挖潜基础及技术条件、施工工艺优化、现场试验效果等几方面论述对该项压裂转向工艺技术进行探讨。     

“堵-控-提”一体化技术在沈84-安12块的应用

本文通过高凝油油藏沈84-安12块目前开采现状进行分析,对区块内高产液、高含水油井的井史分析、动态分析,产液剖面测试资料分析等方面的研究,找出高产液、高含水油井的主要出水层段,根据出水层段的性质不同,采取"堵-控-提"一体化技术,即采取堵水提液、控水提液的的技术,减缓层间矛盾,扩大生产压差,充分挖掘中、低含水油层的剩余油潜力,提高油井各个油层的动用程度,达到"控水增油"目的,实现油井高效生产,为高含水油井的高效开发指明了一个方向。     

SL地层深部清防垢技术应用

随着油田开发时间的延长,油田含水不断升高,导致油层近井地带和井筒结垢严重,直接影响油井正常生产和导致油井频繁检泵。如何经济、有效地减少结垢对油井的影响,成为广大高含水油田面对的问题。清防垢技术因具有很好的防垢效果和很高的投入产出比,近年在油田逐步得到推广,本文简要介绍了清防垢技术及在油房庄油田的应用效果。     

W95块产水原因分析及治理

本文分析了 W95块这种中、高含水油藏目前的几种产水类型及原因 ,并运用油井产液剖面、水井吸水剖面资料及历年堵水效果 ,逐一进行了验证。通过油井堵水、水井调剖、堵水与调剖相结合措施的应用 ,发展到大半径深部调剖等办法 ,标本兼治 ,有效地控制了油井产水 ,提高了区块开发效果。     

南一区西部过渡带油井含水影响因素及控制含水上升方法探索

随着对油层保护的重视,需要对洗井作业后的油井含水变化情况进行科学的分析和计算,油田进入高含水期,影响含水的因素较多,包括洗井、压裂、水井调配等等,其中主要因素是洗井,原来洗井后含水恢复时间存在一定的局限性,南一区西部过渡带地层发育差,油井含蜡高,套损井数多,综合含水达到93.5%,开发形势比较严峻,2014年12月末,我们洗井后跟踪南西过油井含水恢复情况,通过跟踪,收集大量洗井前后生产数据,我们发现该区块含水恢复时间与报表含水恢复相差较多,低产液井含水恢复较报表恢复时间快,而高产液井含水恢复较报表含水恢复慢,总结出该区块一定的规律,为今后含水恢复提供了一定的依据。同时总结了控制含水上升的方法,对于控制南西过含水上升取得了明显的效果。     

选择性支撑剂在中高含水油田的应用

为改善中高含水油田压裂效果,针对目的层距离高含水层较近,无法分卡单压,合压后含水高的油井,试验应用有相渗改善功能的选择性支撑剂进行压裂,抑制高含水层产出,现场成功应用2口井,取得了很好的效果。     

国外高含水油田特高含水期主要技术措施及启示

特高含水期（含水大于90％）是注水开发油田的重要阶段,该阶段仍有较多储量可供采出。我国注水开发油田大多经历了几十年的开发与调整,绝大部分油田已进入注水开发后期,多数油井含水高达95％以上。虽然面临油层水淹严重、剩余油分布高度分散等问题,但水驱油藏仍在开发中占主导地位。通过对国外注水开发油田的调研,分析特高含水期采取的主要技术措施,对改善水驱开发效果,提高采收率进行了探讨,为我国水驱开发油田特高含水期的开发工作提供借鉴和指导。     

合水地区致密油油藏注水井转采实施效果分析

致密油是继页岩气之后全球非常规油气勘探开发的又一新热点,被中国石油界广泛关注。研究表明,鄂尔多斯盆地延长组致密油成藏条件良好,主力层系为长6、长7油层组,盆地中部及南部深湖相沉积发育区是最有利的致密油勘探区。合水地区致密油油藏发育,储层物性差,具有显著的低渗、低压、低产特征,近年来通过水平井大规模体积压裂取得了较高的初产,但油井呈现出初产高、递减大、注水不见效、裂缝性见水的突出问题。对合水地区开展了致密油油藏注水井转采措施效果分析和探究,认为有必要对注采响应关系明显、裂缝性含水上升突出、注水长期不见效的井组内注水井实施转采措施,以提高油层动用程度。     

多层合采砂岩油藏动态干扰及其影响因素

多层合采砂岩油藏中分部的含水率过高的话,那么多层合采沙岩油藏的干扰系数直线的上升。但是随着多层合采砂岩油藏生产压差增大其中低含水期也会随之减小,那么相反随着生产压差增大高含水期也会随着渗透率的降低而随着降低。从我国油井卡层及周边注水井分层调配后产生的动态干扰因素进行分析,并确定油井含水率达到什么标准才可以使周边注水井继续的进行分层调配。     

低油价形势下改善稠油热采开发效果对策研究

针对胜利油田边底水能量强、原油黏度高、油层厚度薄、储层物性差、强水敏等油藏特征,以及稠油油藏热采开发成本高的特点,分析了当前低油价形势下稠油热采无效直井的治理对策。通过研究,提出了强边水油藏一线井提液二线井调剖、优化注汽参数、组合吞吐、分层注汽和氮气补充地层能量等技术措施,有针对性地解决了高含水井、无效益井的问题。现场应用表明,该系列技术对策有效提高了热采直井的开发效果,取得了良好的经济效益。     

高含水后期剩余油挖潜研究

近年来,由于大规模的勘探开发和强注强采,各大油田已近入商含水开发后期。油减开发中存在一系列问题,怎么样提高采收率成了首要任务。文章主要从三个方面入手,介绍了高含水开发后期提高采收率的方法。（1）实施事故井的大修恢复,完善：三类注采井网;（2）建立高效的注水开发方式;（3）开展二氧化碳驱油技术,提高采收率。     

水驱流向改变剂的研制及应用

针对安塞油田部分区块进入中高含水期,天然微裂缝发育,裂缝方位多的特点,以丙烯酰胺、阴离子型耐温单体C为单体,N,N-亚甲基双丙烯酰胺为交联剂,以水溶液共聚的方式,研制开发了一种堵水调剖用水驱流向改变剂,该水驱流向改变剂可封堵裂缝大孔道,改变液流方向,提高波及面积。检测表明该水驱流向改变剂具有良好的抗盐效果、热稳定性好,在I型、III型盐水中抗压强度分别达到4564 N和3216N。2012年在安塞油田王窑区应用2口注水井,注入压力升幅为1.9～4.1 MPa,吸水厚度分别从6.4 m、4.5 m上升为10.2 m和12.1 m,取得了显著的调剖效果。     

互穿聚合物网络凝胶调剖堵水剂的研究进展

综述了互穿聚合物网络凝胶调剖堵水剂的国内外研究现状;阐述了互穿聚合物网络凝胶调剖堵水剂的制备方法、原料、配方、性能以及现场应用效果;同时指出了互穿聚合物网络凝胶调剖堵水剂的发展趋势。研究成果对改善高含水油田注水开发效果具有一定的参考价值和指导意义。     

改性脲醛树脂用于水平井堵水的实验研究

陆粱油田大部分水平井已进人中高含水期,为稳油控水,提高采收率,介绍了一种可应用于水平井堵水的新型改性脲醛树脂,在分析其固化机理的基础上,通过性能影响实验和单管岩心流动实验评价了该堵剂体系的性能以及影响因素。改性脲醛树脂固化结果受温度影响大,低于40℃的条件下不能固化成韧性固体;通过调节剂控制固化时间,固化时间调节范围广;封堵强度高,注人性和耐冲刷性好,适宜于陆梁油田水平井堵水应用。     

甘谷驿西部油田注水效果分析

通过对超前注水、同步注水、滞后注水进行了对比分析,肯定了超前注水的效果.甘谷驿油田西部注水试验已4年多了,4年多来反九点法注采井网,由于井距小、微裂缝发育、主裂缝明显,东西向油井在部分水淹或含水较高,而南北向油井压裂引效措施后产量不理想,稳产期相对较短,因此优化裂缝主向、侧向井距组合,适当调整注采井网,是提高甘谷驿油田西部注水试验井区效果的关键.     

文中-文东油田低压高含水油井增产技术研究与应用

随着油田注水开发时间的延长,地层能量不断下降,主力油层水淹严重,部分油水井间形成水窜导致低压高含水油井逐年增多,剩余油分布零散,油井原油采收率无法提高,为此对低压高含水油井产生原因进行调查分析,并在室内用岩芯进行实验研究,2010年开发了适合文中-文东油田的低压高含水油井增产技术,并进行了先导试验。2011年通过对该技术配方和施工工艺不断完善,现场实施了9口井,平均单井日增油1.7t/d,年累增油1528.9t。该增产技术的实施,不仅降低了油井无效产液量,而且减缓了油层压力递减速度,提高单井产油量,还促进油田综合经济效益提升。