姬塬油田池46区长8油藏见水特征分析

池46区长8油藏小井距开发,具有原始地层压力高,地饱压差大特征,投入注水开发以后,注水敏感性强,受储层非均质性制约,油井易见水,2010-2012年连续三年油藏含水持续上升,因此,本文通过对注水开发后油井见水特征的研究,深入分析见水成因,实施有针对性的治理,总结出姬塬油田池46区长8油藏在注水开发过程中的油井见水特征及治理手段,从而科学指导油藏开发调整。     

塔河油田缝洞型油藏注水替油井失效特征及其影响因素

塔河油田实施注水替油生产是单井缝洞单元提高采收率的主导技术,但是失效井比例逐步增大,极大影响了注水开发效果。在分析该油田注水替油改善开发效果作用机理的基础上,对注水替油井进入失效阶段的主要动态特征进行了总结。结果表明,溶洞型、裂缝—孔洞型、裂缝型3类储集体注水替油井失效特征存在明显差异,但整体上裂缝型储集体注水替油井较溶洞型和裂缝—孔洞型更易失效;注水替油井进入失效阶段的主要动态特征为周期含水率快速上升、注水指示曲线斜率明显增大、周期存水率逐渐减小、周期吨油耗水比急剧增大。影响注水替油井失效的主要客观因素为单井储集体类型和注水替油后期的底水入侵;主观因素为周期注水量偏大和阶段焖井时间短导致的周期注采参数不合理。     

应用速率关联度分析井间连通情况

在油田开发过程中,清楚了解井间连通情况、注水井水驱方向和油井见水方向是制订开发方案、调整开采措施的前提。应用灰色理论中的速率关联度分析方法,计算注水井注水量与油井的产油、产水之间的速率关联度大小,定量描述井间的连通情况。避免了通过沉积微相和数值模拟方法研究井间连通性的繁琐工作,克服了绝对关联度分析方法易受极值影响的缺点。应用实例表明,速率关联度分析方法是切实可行的。     

老君庙油田L油层沉积相研究在油田开发中的应用

本文从沉积相观点出发,利用老君庙油田L油层的注水、采油、试油、油井水淹、油层水洗等大量现场资料,分析研究了以河流沉积为主的油层非均质分布及在油田注水开发中注入水的运动规律,油层水洗特征,油井的产能、见水、水淹规律及残余油分布规律。并提出了油田开发调整意见。认为沉积相是研究和指导油田开发的重要方法之一。     

TZ402CIII油组带凝析气顶的砂岩底水油藏开发特征和稳油控水措施

TZ402CIII是塔中4油田的主要生产单元,油藏类型是带凝析气顶的砂岩底水油藏,分为砾岩段和均质段两段,砾岩段采用天然能量开发,均质段采用注水补充能量.本文总结了TZ402CIII油组两段的开发特征,提出了对向底水中注水的水平井开发的油藏,进入中高含水后油井含水率受注水的影响很大,确定合理的注采比和适当时间进行配注量的调整,是提高驱油效率和稳油控水的主要措施.     

通过注水受效分析优化油井产液量

油层的平面非均质是影响油藏注水开发效果的重要因素之一。依据注水后油井见效、见水的时间和特征,计算出两井间非均质系数,并据此调整油井产液量,使井组内不同井距、不同油层厚度的油井,在大致相同的时间内见注入水,最大限度地克服了平面非均质性给油藏注水开发造成的影响。将此方法用于渤中25-1 南油田的动态管理,取得了较好的效果。     

TZ402CⅢ油组带凝析气顶的砂岩底水油藏开发特征和稳油控水措施

TZ402CⅢ是塔中4油田的主要生产单元，油藏类型是带凝析气项的砂岩底水油藏，分为砾岩段和均质段两段，砾岩段采用天然能量开发，均质段采用注水补充能量。本文总结了TZ402CⅢ油组两段的开发特征，提出了对向底水中注水的水平井开发的油藏，进入中高含水后油井含水率受注水的影响很大，确定合理的注采比和适当时间进行配注量的调整，是提高驱油效率和稳油控水的主要措施。     

大庆油区头台油田扶余油层小排距注水中后期综合调整方法

大庆油区头台油田扶余油层属于特低渗透裂缝型储层,基质渗透性差,裂缝比较发育,进入小排距线状注水中后期以来,随着注水压力上升,油井综合含水率上升速度加快,表现出非东西向裂缝水淹特征.为控制油田含水率上升速度,改善开发效果,以扶余油层特低渗透裂缝型储层基质-裂缝系统渗流特征和注水开发过程中现代地应力场变化特征为基础,研究了非东西向裂缝水淹与水平主应力的关系,提出以改变局部应力场为主的小排距综合调整方法.通过限压注水、周期轮换注水及注采系统调整,恢复储层局部水平应力场,控制非东西向油井裂缝水淹,改善小排距井网开发效果.在茂11区块开展现场调整试验以来,局部应力场的非均一化得到恢复,含水率上升速度减缓5.42%,自然递减率减缓11.39%,取得了明显的调整效果.     

低渗透油藏中高含水油井提高单井产量技术研究与应用

长庆油田储层属于典型的低渗透,需要注水进行开发,随着开发时间的延长,部分区块进入开发中后期,油井含水不断上升,给油井增产改造带来了很大困难。本文通过对长庆低渗透储层特征、开发现状、见水原因分析的基础上,通过室内研究,形成了注水井深部调剖、油井堵水、堵水压裂、裂缝深部暂堵酸化等中高含水油井提高单井产量技术。目前在现场应用61口井,取得了较好的措施效果,为长庆油田低渗透储层中高含水油井提高单井量进行了有力探索。     

层状油藏高含水期油井液量优化方法研究

进入高含水期的多油水系统层状油藏,经过长期的注水开发,平面和纵向上的双重矛盾进一步加剧,产量递减快,稳产难度大。为进一步挖潜该类油藏,通过建立多层非活塞式水驱油计算模型,合理优化油井液量,对地下流场实施控强扶弱,从而最大限度地实现注入水的均衡驱替。研究结果表明:油井合理液量受储层物性和剩余油分布等动静态因素的双重影响。该技术通过定量计算油井的合理液量,不需要额外的投入便可对地下流场进行有效调整,为高含水油藏的"控水稳油"提供新的思路,是改善老区油田开发效果最经济有效的方法。     

特低渗油藏CO_2非混相驱生产特征与气窜规律

基于吉林腰英台油田CO2非混相驱先导试验区生产动态数据、吸水(气)剖面监测、示踪剂监测、原油和地层水组成分析,研究CO2非混相驱油井生产特征和气窜规律。先导试验中较好地利用了CO2的萃取、降黏、膨胀原油体积、增大地层有效孔隙等特点,增油效果较明显。对于特低渗、强非均质性油藏,水驱或气驱过程均存在单层突进、平面指进现象,水气交替注入可有效提高波及体积,有助于缓解气窜,注水转注气后产油量增幅低于注气转注水,水气交替注入过程中注水半周期的调整对气驱开发效果改善起主要作用。腰英台油田油井见气类型包括沿裂缝方向见气、沿高渗条带见气和低渗区域见气。根据建立的油井气窜标准,保持油井见气但不气窜、减缓气油比上升速度是改善非混相驱效果的关键。关停气窜井、调整生产井井底流压、实施水气交替注入是控制气窜的良好措施。     

堵水调驱在三叠系胡X区长4+5油藏应用分析

胡X长4+5油藏属于典型的"低孔、低渗"油藏,且开发层系多,层间非均质强,自2007年开发以来,油藏开发矛盾突出,注水见效差,油井多方向见水,含水上升速度快,通过常规注采调整难以控制油井含水,油藏递减增大,采收率降低。近年来通过实施注水堵水调驱、聚合物微球驱,油井含水上升速度得到控制,油藏递减降低。本文对该区堵水调驱及聚合物微球驱进行效果分析,指导后期油藏开发。     

裂缝扩展注水技术机理

注水效果差的问题一直制约着低渗透油藏的开发.基于低渗透储层裂缝扩展注水机理,建立油水两相渗流模型,采用有限元数值模拟方法研究了储层裂缝周期扩展后的水驱油过程.结果表明,随注水时间增加,裂缝扩展注水技术明显优于压裂后注水工艺.裂缝扩展注水方式下,对应油井见水时间受裂缝方位的影响较大,裂缝与注采线平行时,对应油井见水最早;而裂缝与注采线垂直时,油井的无水采油期较长.含水率受黏度变化的影响较小,且黏度比较大时,对应油井无水采油期相对较短.裂缝扩展注水是简单可行的提高低渗透油藏开发效果的新技术,能够实现恒排量注水.     

油井经济极限含水率的计算

我国不少注水开发油田都已进入特高含水阶段，水油比急剧增大，经济效益显著变差，因而迫切需要研究油井经济极限含水界限问题。     

黄D1长C1油藏见水原因分析及稳产技术研究

姬塬油田黄D1长C1油藏发育边底水,且油水接触关系复杂,油藏开发半年后,油井转注,改为注水开发,开发实践表明油田开发初期含水高、后期水淹快,主要表现为底水锥进和注入水突进,导致产量损失严重,油藏稳产形势严峻。本文针对不同见水类型分析见水原因,并分类研究不同接触关系油井的开发技术政策,指导黄D1长C1油藏后期开发。     

面积注水的计算方法

本文分析了不同面积注水系统基本方程式的简化处理,这些预测开发动态的方程式,包括了油水流度比,面积波及系数和生产井间干扰的综合影响。同时,考虑了水驱油的非活塞性,但忽略了重力和毛管压力的作用。本文提供的方法,可以用来预测不同面积注水系统在油井见水前后的注水量和开采历史。它同样可以用于非均质油藏的计算工作。     

通过注水井分层注水量计算采油井分层产液(油)量的方法探讨

对于机械采油井,目前分层资料的监测方法还不能普及,使油井分层调整工作目标不明。本文根据注水油田的注采平衡原理,结合油层地质条件、驱油条件和开采条件,提出了通过注水井分层注水量计算采油井分层产液(油)量的方法,经实际资料验证,效果较好。进而综合渗流机理、水动力学研究及油田实际注水资料,可计算出分层的含水率。为油井针对性地进行分层调整工作提供依据。本计算方法已编制成微型计算机程序,基础参数易于收集,应用方便,适于现场应用。     

新22区提高油井单井产能可行性方法研究

新22区长9油藏属于高水饱、高渗透率油藏,注水调整难以抑制油井含水上升,需通过精细治理提高油井单井产能,通过分析认为,结合新22区长9油藏开发形势及生产现状,细分注水单元,针对性控制采液强度、提高井底流压,选取高渗透射孔层位进行封堵、合理调整油井生产制度以及为井筒结蜡、结垢制定针对性治理措施,是提高新22区油井单井产能的可行性方法。     

提高姬嫄油田元87区块低渗透油藏注水效果研究

姬塬油田元87区块长6油藏为低渗透-特低渗透油藏,2010年开始投入规模开发,开发过程中表现注水开发困难、油井见效缓慢、油田稳产能力差、采收率低等特点。目前该油藏处于注水开发调整期,结合相关资料对油水井作出及时的调整措施,达到提高该油藏注水效率和采收率目的。     

王场背斜构造裂缝性油藏注水开发特征研究

江汉油田王场背斜构造储层裂缝发育方向受油藏构造形态及邻近断层的影响,天然裂缝为北东40~70°,人工裂缝为北西40~70°。注入水水线推进受其裂缝发育及油水井所处位置的影响,油井远离注水井裂缝线,注水水线推进均匀,水驱效率高,注水开发效果好;油井靠近注水井裂缝,注入水首先沿裂缝方向朝近距离油井方向推进,该方向油井见效快,水淹快,水驱效果差。在裂缝特征及其对注水开发影响研究基础上,通过注采井网调整、把握注水时机,掌握合理的注采比及采用不稳定注水、高压注水等工艺,提高了油藏的产量和采收率,取得了较好的开发效果。