浅谈低渗复杂断块油气田注采井组动态分析方法

低渗复杂断块油气田平面上由于受小断层影响,很难形成注采井组,即便是形成了注采井组,也常常会由于层间物性差异大而很难保持高产和稳产。论述如何在低渗复杂断块油气田中进行注采井组动态分析,最大限度地解决层间矛盾,在一定程度上尽量调整平面矛盾,以改善注采井组的工作状况,保持井组长时间的高产和稳产。     

实施综合治理改善桩34块开发效果

桩34块于先后经历了天然能量开采、注水开发、整体注采井网调整三个主开发阶段,目前处于中低含水开发阶段。针对各井组井区开发特点,在精细地质研究的基础上,加强措施论证,开展了以注采调配、完善动态注采关系、酸化、分层开采等控水稳油为主内容的综合调整工作,取得了一定的效果。     

X区块优化补孔措施挖潜剩余油

阐述了通过补孔完善注采关系进行剩余油挖潜的做法。对x区块三次加密补孔井效果进行了详细分析,包括通过补孔完善不同层系水驱注采关系、水驱井补孔完单砂体注采关系等,确定了经济有效的措施类型。实践表明,通过补孔措施,灵活运用水驱低产井完善水驱不同井网注采关系,挖潜不完善井区的剩余油,可以取得较好开发效果。     

低渗透油藏注采井网优化调整研究

河74断块沙二下稳油藏为中常压、中孔、低渗、低饱和、稀油的岩性油藏。目前存在储量失控、注采井网不完善、能量保持水平差等问题，针对这些问题，我们根据剩余油分布特点，按照排状注水的井网方式，以300×300m的注采井距部署注采井网，使其最大限度的提高储量和水驱储量控制程度。     

层块梳理深化水驱 控制河4断块递减

经过2008年的层系细分、井网重组综合调整后,河4断块稳产基础得到显著增强。但随着开发进入中后期,区块仍存在着注采井网不完善,平面、层间动用不均衡,注采关系不协调等问题。通过深化油藏分析,从完善局部注采井网人手,重点抓好合理配产配注、细分注水、欠注井治理等多项精细日常措施,确保产量不递减。     

探讨稠油热采分阶段测试工艺与解释

热采测试技术是用热采二参数测试仪、四参数测试仪来动态监测热采井注汽效果情况。在胜利油田通过应用新工艺技术对热采井从注汽到生产结束四个阶段全过程不问断动态监测。随着注汽井不断增加，注汽效果的好坏直接关系到油井产量的高低和开发效果的好坏，针对热采动态监测存在的问题，不断完善了测试工艺，使该测试在油田稠油注汽井测井中得到了良好的应用．     

某区块三次加密井注采系统调整效果评价

通过对某区块纯油区二次加密井的注采状况及存在问题进行调查分析,认为该区块进行注采系统调整是合理且必要的。本文通过对进行注采系统调整较早的某区块东部的调整效果进行评价,阐述了二次加密井注采系统调整有效地减缓产量递减,提高了区块的最终采收率,同时本文还界定出一次加密井和二次加密井转注后弥补产量损失的时间界限。     

储气库注采气井管柱优选研究

随着储气库建设工作逐步展开，对注采井管柱优选是储气库安全运行的重要保证。通过对气藏注采方案下不同管径的注采能力、携液和冲蚀情况进行分析，优选出挂采井管柱管径；同时，通过对比直井注／采过程油管的受力计算，和对丝扣连接强度校核、抗内压强度和抗外挤强度校核，并考虑到温度和压力的作用，计算出管柱受力情况，进而优选出管柱级别。基于该方法优选的储气库注采管柱在储气库注采井得到采用，效果良好。     

小井径分注井分层测试工艺技术探究

随着油田开发的不断深入,受套变、腐蚀、结盐等因素的影响。油气开发难度逐渐增大,注采失衡、配注置后的矛盾逐渐显现。为了更好的加强井组治理,降低钻井成本,采油厂决定采取侧钻或在套管变形且具有一定开发价值的井中下入小井径套管（矿套管）的方法进行井况治理,收到了较好的效果。目前文东油区已有小井径分注井22口,且逐年增加。但小井径分注井无法分层测试及分层调配,给注采分析及调整造成很多困难,对应油井也没有更好的开发措施,为解决小井径分注井无法分层测试这一难题,我们研制开发了可测小井径分注井的SELM电磁式井下流量计,并且对小井径分注井进行了分层测试、调配和投捞,取得了较好的注采效果。     

精细注采管理，有效控制区块开发自然递减

胡99块区域构造位于东濮凹陷中央隆起带胡留构造东翼,1983年9月胡99井完钻,至2008年区块自然递减大,产油量大幅下降,为有效控制区块递减,我们加大精细注采管理力度,通过上返转采、侧钻、等措施,深化注采结构,进一步完善注采井网,培养新的产量增长点。通过精细的平面注采调整,确保已受效油井的高产稳产并减缓含水上升速度,实现油藏稳产,提高油藏开发水平。     

油田高含水期油水井配产配注技术研究

油藏储层平面非均质严重,在长期的注水开发过程中剩余油分布复杂,平面动用不均衡。通过油水井合理的配产配注,可以改变不均衡的状况。针对油藏中一注两采井组和两注一采井组在特高含水期两注采井间动用不均衡的状况,提出了特高含水期均衡驱替的标准,并在不同的储层非均质情况下,开展了井组的配产配注优化研究,建立了不同非均质储层情况下,两种井组在给定的调控时间内达到均衡驱替的注水量或液量分配比例,为油藏注采结构调整提供指导。     

油田高含水期井组配产配注方法探讨

袖藏储层平面非均质严重,在长期的注水开发过程中剩余油分布复杂,平面动用不均衡。通过油水井合理的配产配注,可以改变不均衡的状况。针对油藏中一注两采井组和两注一采井组在特高含水期两注采井间动用不均衡的状况,提出了特高含水期均衡驱替的标准,并在不同的储层非均质情况下,开展了井组的配产配注优化研究,建立了不同非均质储层情况下,两种井组在给定的调控时间内达到均衡驱替的注水量或液量分配比例,为油藏注采结构调整提供指导。     

热采井预膨胀固井模拟实验

热力采油是开采稠油的最广泛、效益较高的方法,但在热采时,油层套管因热效应破坏比较严重。针对稠油热采井套管热破坏的问题,提出了防止其热破坏的预膨胀固井技术,即在注水泥结束但没有凝固时,将油层套管预热和向油层套管施加内压强,使套管膨胀;水泥在套管膨胀状态下凝固。根据现场生产实际和预膨胀固井理论要求,设计了热采井预膨胀固井模拟实验装置。并模拟了常规固井、半预热固井和预压固井工艺以及注蒸汽和生产过程。实验结果表明,采用预膨胀固井技术能有效防止热采井套管注蒸汽热破坏。为下一步的现场试验与应用奠定了基础。     

喇嘛甸油田长关井治理分析

本文通过对喇嘛甸油田长关井现状进行了深入的调查,并根据单井地层条件、构造特点及动态变化特征等资料进行分类研究,综合考虑剩余可采储量、井组注采情况,以提高油层动用状况为中心,以完善砂体注采关系、改善油层渗流能力为原则,提出有针对性的治理措施,明确了长关井的合理治理时间,形成了一套水、聚两驱长关井综合治理方法,有效的提高了油水井利用率,弥补了产量递减。     

长庆油田陇东地区水平井压井的难点与对策

长庆油田陇东地区"先注后采"开采工艺导致后期水平井钻井中溢流频发。针对该地区井身结构简单、配浆设备简陋、压井效率低下的情况,在总结前期17口溢流井压井经验的基础上,强化了工艺堵漏、注水井停注泄压、重浆压井等措施,配套形成了陇东地区快速压井技术,在现场应用后取得了较好的效果。     

二次加密后各套层系注采状况研究

喇嘛甸油田于1973年投入开发以来,先后经历6次开发调整阶段,调整后,开发层系增多、井网密度加大,各套层系的注水井,除了给本井网采油井注水外,还有为其它层系采油井注水,使得各套层系的注采状况较为复杂。喇嘛甸油田进入特高含水期后,为了控制无效循环和挖潜厚油层层内剩余油,针对性的采取了堵水、补孔等挖潜措施,进一步加剧了各套层系注采状况的复杂性。因此,有必要对喇嘛甸油田二次加密后各套层系的注采状况进行研究,确定出各套层系在特高含水期注采状况及区块内单砂体的完善程度,这对油田注水方案调整、挖掘剩余油潜力、提高水驱控制程度等都具有重要意义。     

出砂井分层注汽配套技术研究

本文针对目前辽河油田稠油热采中遇到的防砂技术和分层注汽技术不能同井施工的问题,提出“出砂井分层注汽配套技术”来实现稠油热采井的分层段防砂技术和分层注汽技术的结合。通过该技术的实施扩大了分层注汽技术的应用范围,首次在稠油出砂井上实现了防砂技术与分层注汽技术的同时应用,发挥了稠油出砂井的纵向潜能,进一步提高了稠油油藏的吞吐效果和纵向动用程度。     

深化单元目标化管理提升河146区块开发水平

河146区块为一为中孔、低渗、高压异常稀油构造岩性油藏,该区块1997年投入开发,目前存在储量失控、注采井网不完善、主力油层水淹严重等问题,针对这些问题,我们通过深化单元目标化管理：分区域、分砂体完善注采井网,提高注采对应率;根据注水见效情况及时注采调配等有效治理手段使得区块注水效果得到明显改善,产量递减趋势明显得到缓解。与治理前相比,区块日油水平提高11t／d,动液面上升了51．3米,自然递减下降了9．38％。     

浅谈油田稠油热采测试的技术特点与现场应用

针对稠油热采测试技术的应用现状，对于热采监测技术在稠油开发中的作用进行了总结，就如何发挥测试工作在稠油热采中的作用、提高测试资料利用率等问题进行了探讨。认为利用测试资料可以指导区块注汽方案，发现低效井及异常井。     

优化注采结构调整方法研究

本文通过对高含水,高注采比井采用不同的原则和方法进行提液和控液,补孔等措施使油水井在注采平衡的基础上,减少无效、低效注采循环。通过注、采结构的精细优化调整,使含水上升率、高注采比均得到有效控制。