游园沟油田上产措施效果浅析及下步开发方向

游园沟油田投入开发后初期产量较高,但因油田地质储量小,油田压力、产量下降明显。油田2009年8月注水开发后,油田三率减缓。注水开发效果明显,但油田仍面临单井产量、采油速度、采出程度低等问题。油田如何稳产、上产成为油田目前开发的重点工作。     

油砂山油田Ⅱ断块细分层系潜力分析

油砂山油田Ⅱ断块因整体抬升剥蚀导致断块整体压力值较低,自油田注水开发后取得较好效果。通过2005年《油砂山油田开发调整方案》的实施,目前该断块主体分三套至四套层系开发。随着开发的不断深入,对该区域目前形成东部及北部注水开发形势较好,32号断层以西注水开发形势较差。Ⅱ断块具有良好的储量基础,纵向上油层分布井段长,油层多,细分层系开发的潜力更加凸显,因此,Ⅱ断块效益开发的方向之一是部区域进一步实施细分层系开发,完善分层系注采井网。二是在注水受效差区域开展先期注水提高水井注水量,摸索大排量注水下一线油井受效情况     

油田高压注水计量仪表常见故障及解决办法

油田高压注水计量仪表是油田开发生产过程中一种重要的计量设备,油田高压注水计量仪表的使用好坏直接关系到油田注水开发效果。通过介绍了油田高压注水计量仪表的发展过程、高压注水智能流量计的特点、以及常见故障及解决办法。希望对计量检修人员和计量仪表使用管理人员有所帮助。同时,准确可靠的高压注水计量仪表不仅可以降低注水管网压损,提升管网系统运行效率,而且有利于提升油田注水开发效果。     

永宁双河油田北塔区长6油藏注水开发对策

在注水开发工作中,我们对开发单元进行划分,根据不同开发单元的精细地质研究成果,结合油藏开发特征及规律研究,综合评价油藏注水开发效果,分析影响目前油田稳产的因素,针对性提供稳产和上产对策,不断提高油田开发效果。本文以永宁双河油田北塔区长6油藏注水开发工作为实例,根据区内地层能量恢复程度低、 纵向吸水不均匀、局部水窜、井网不完善等问题,有针对性地提出了一系列改善开发效果的对策,达到高效管理油藏的目的。     

红山嘴油田稠油污水回注效果跟踪评价

红山嘴油田于1990年投入注水开发,在注水开发中,由于注入水水质不稳定,注水配伍性差,注水开发过程中注水系统结垢严重,注水井井况恶化,修井频繁,注水井测调合格率低。经过对红浅稠油污水可行性评价及论证,实现了红浅稠油净化污水回注红山嘴油田,污水回注后需对污水回注地层后储层伤害、腐蚀结垢趋势进行动态跟踪评价,确定净化污水对注水指标的影响程度及影响因素。通过对污水回注效果动态跟踪表明,污水回注后红山嘴油田水质得到明显改善,消除了注水系统结垢,污水回注地层后储层伤害得到有效控制,年可节约油田清水用量73万方。不仅如此,还在合理利用外排污水,减少环保压力方面,为稠油污水回注提供技术储备和技术示范奠定良好基础。     

分层注水在油田中的应用

我国大部分油田油层的层间、层内渗流特性上存在着明显差异,随着油田开发进入中后期,采用混合注水的方式已经不能适应油田开发的需要。为了提高这类油藏的注水开发效果,分层注水工艺技术在油田得到了推广应用,成为保持油田压力、调整层间和平面矛盾、控制油田含水上升的主要技术手段,对采油中后期提高采油率起到了重要作用。     

油田注水开发效果评价方法

我国低渗透油气资源十分丰富,边水与底水驱动不明显,天然的能量补给较差,增加了开发难度。随着石油的不断开采,国内大多数油田需要采取注水开发以保持地层压力,达到提升最终采收率的目的。对这些注水开发油藏,如何评价注水开发效果,到目前为止,还几乎没有系统完善的方法。在充分调研的基础上,对现阶段油田注水开发效果的评价方法进行了归纳分析。     

油砂山油田稳产上产基础及下步工作思路

油砂山油田属于超低压油藏，1997年全面进入注水开发上产阶段，由于油砂山油田油砂体“薄、多、散、杂”的特点，严重制约着油田注水开发效果。随着开发的进行、递减的加剧，油田稳产、上产工作日趋困难。     

精细注水结构调整在低渗透高含水油田开发中的应用

某油田是我国开发较早的裂缝性低渗透油田,目前油田开发进入中高含水后期,面临着含水上升快,注水效益差的问题。在研究量化常规调整技术标准的基础上,结合精细油藏描述成果,开展分层注水、注水结构调整、周期注水、化学浅调剖常规调整技术,合理进行单砂体的强、弱水驱注水结构调整,可以有效控制含水上升和产量递减,投入成本低,是高效的油藏工程节能手段。减少无效注水76.31×104m3,节约水资源费用610.48万元,少产液节约用电486.99×104k Wh,节约电费266.53万元,取得了好的节能效果和经济效益。     

葡萄花油田碱土浅调剖技术应用

葡萄花油田已进入高含水开发期,随着注水井数的增加,注入水低效无效循环严重,控水挖潜的难度越来越大,层间矛盾不断加剧,层间动用状况差异加大。为了有效调整注入剖面,提高油田开发效果,以葡萄花油田剩余油潜力及成因分析、储层非均质性发育状况为依据,选择天然碱土作调剖剂,利用木质素配合封堵。通过310井次的应用,注水井注入压力大幅上升,吸水剖面调整效果明显,主要目的层吸水率明显下降,截至目前已累计增油7738 t,扣除施工成本后可创经济效益1894万元。实践证明,木质素-碱土浅调技术对低渗透率、层间层内开发程度差异较大且储层内有较大挖潜空间的油田,可有效改善注入剖面和储层的动用状况,提高油田开发效果。     

羊三木油田注水系统提效节能技术对策研究

注水开发是油田提高采收率的有效手段,随着油田综合含水的不断上升,采出液逐渐增多,注水能耗将逐渐增大,油田开发成本也将不断上升。羊三木油田单井注水压力需求差异大,部分携排砂井动力液压力需求高,系统效率较低。为提高羊三木油田注水系统效率,采用"系统降压+单井增注"方式进行系统改造,改造后年节约电费可达84.25万元,节能效果明显。     

注水井酸液体系的研究

随着国内油田注水开发的深入,注水井污染堵塞和欠注现象越来越严重,注水井酸化增注越来越被重视。如何解除注水井伤害,以及延长注水井酸化周期是目前国内油田开发生产亟待解决的问题。分析了注水井伤害的主要原因,通过室内实验结果提出了适用于注水井酸化增注的酸液体系。     

浅谈防止海上油田地质性溢油的几个因素

油田在注水开发过程中由于注水工艺不完善、注水水质不达标、注采比不合理、井控措施无效等因素会导致地质性溢油事故的发生。文章主要针对注水性油田在开发过程中可能会导致地质性溢油的几个关键因素进行探讨,为注水性油田开发风险防范和环境保护提供参考。     

油田注水系统监测优化

目前国内外许多油田为提高采出率,保证地层压力,均采油注水驱替的方式补充地层能量进行开采。但是开发多年后,管网的维护和改造使注水井的配注量发生了改变,使得在管网系统供水能力富裕的情况下,注水量与需水量不相匹配。而在注水系统中的不同注水站之间相互影响,当一个区域出现注水不足或过剩的情况,很难找出影响它的直接因素,因而造成资源的浪费。为解决上述问题,以国内某油田某区块为研究对象,对注水系统的压力及水量进行监控,明确压力异常原因后,指导开泵方案,降低日耗电量近1×104k Wh,约6.5万元,为油田降本增效提供有力的数据支撑和理论指导。     

尕斯库勒油田复合调驱调剖工艺的研究与应用

随着注水开发的进行,尕斯库勒油田油水关系进一步复杂,原有的调驱调剖工艺无法满足开发要求。复合调剖的研究,通过改变油层深部的液流方向,实现深部调驱,提高了注水开发效果。     

红山嘴油田稠油污水回注效果跟踪评价

红山嘴油田于1990年投入注水开发,在注水开发过程中,由于注水水质不稳定、配伍性差,造成注水系统结垢严重,注水井井况恶化、检配合格率低,修井频繁。文章对稠油净化污水回注开展可行性评价研 究和论证,实现了稠油净化污水回注红山嘴油田,对净化污水回注后储层伤害、腐蚀结垢趋势进行动态跟踪评价,确定了净化污水对注水指标的影响程度及影响因素。动态跟踪结果表明：净化污水回注后,红山嘴油田注 水水质得到明显改善,消除了注水系统的结垢问题,储层伤害得到有效控制,实现外排污水合理利用,可节约油田清水用量73万m3/a,减少环保压力,为稠油净化污水回注技术储备和示范奠定良好基础。     

陆梁油田注水系统优化研究

陆梁油田陆9井区存在注水能力不满足地质配注需求、管网压损较大、两套注水压力系统分布失衡、注水系统效率低等问题。针对这些问题分别对注水系统的站区和油区进行优化。优化后提高了注水能力,降低了管网压损,达到了提高注水系统效率,降低注水单耗的目的,满足了油藏开发"注够水"的地质需求,为低渗透油田稳产、增效起到了重要作用。     

低渗透油藏井网优化及开发技术政策研究

通过综合分析国内外对低渗透油藏井网优化、开发技术政策、改善开发效果的综合调整试验等研究成果,针对油田开发中存在的问题,加强渗流理论及数值模拟技术研究,确定合理的井底流压、注水强度、注水时机、注水压力、注采比等,不断优化和调整开发技术政策,从而满足低渗透油藏开发的实际生产需要。     

葡南扩边井含水变化特点及治理对策

葡南油田开发井网边部共部署七批扩边井。目前,这些扩边井油水关系复杂含水上升较快,注水开发效果逐渐变差。通过对扩边井开发效果进行分析,总结其生产规律和含水变化特点,指出含水上升快是扩边区目前存在的主要问题。并从影响葡南油田扩边井含水主要因素进行详细分析,得出油水井比例不合理、油层平面矛盾和层间矛盾大是影响扩边区含水上升,产能下降较快的主要原因。针对这一情况提出了控含水治理对策,有效改善水驱开发效果,控制含水上升速度,起到增油控水作用,以此改善扩边区的开发效果。     

卫360块整体调整方案研究

卫城油田卫360块为低渗复杂断块油藏,注采井网完善后经历8年稳产上产阶段。近年来,受水质因素影响,注水压力上升,欠注井注井逐年增多,整体压裂后水井单层突进严重,含水上升速度快,开发效果变差,自然递减加大开发效果变差,针对这种情况编制实施卫360块整体调整方案后,区块开发效果好转,水驱状况得到改善。