特低渗透油田注水开发技术研究

主要分析对象是特低渗透油田,简述其油藏特征,以及注水开发方式,并指出讨论该类开发技术的意义。进一步列举现有可用于特低渗透油田的注水技术工艺,如超前注水、分层注水、加密井网等。并以某油田为例,梳理其注水开发期间主要面临的矛盾,以及实践优化举措和效果。     

特低渗油田注水开发技术分析

本文通过详细的调研分析了低渗油田的注水开发意义,并且对相应的注水方式以及特低渗透油田的注水开发技术进行了深入的研究,希望能够有效提高特低渗透油田的开采效率。     

陕北地区特低渗油田周期注水技术应用探讨

特低渗油田注水开发过程中,注水井多为经压裂改造的油井转注而来,极易形成复杂注入系统,导致油井含水上升较快,开发效果变差。为有效缓解注采矛盾,提高注水开发效果,本文对周期注水机理进行了讨论并通过岩心驱替实验进行验证。     

安塞特低渗油田注水开发效果分析

根据安塞油田王窑区王１９－４ 井组的静态资料及生产动态资料,分析了油层吸水状况、油井见效及见水时间、产量、动液面及含水等动态变化情况,并进行了产能预测,分析了井组中存在的问题。研究表明井组内注水压力平稳,油层吸水状况良好,注水见效时间快,见效程度高,无水采油期长,大部分油井生产形势平稳,产量下降幅度不大,稳产期较长。王窑区油藏自然能量的最终采收率只有８％ ,而注水后水驱采收率提高到２１．９％ ,体现了长６１ 油层的注水开发效果较好。该研究结果对特低渗油田注水开发提高采收率具有指导意义。     

安塞特低渗油田注水开发效果分析

根据安塞油田王窑区王１９－４井组的静态资料及生产动态资料,分析限油层吸水状况、沿井见效及见效时间产量、动液面及含水等动态变化情况,并进行了产能预测,分析了井组中的存在的问题,研究表明其且内注水压力平稳,油层吸水状况良好,注水见效时间快,见效程度高,无水采油期长,大部分油井生产形势平稳,产量下降幅度不大,稳产期较长,王窑区油藏自然能量的最终采收率只有８％,而注水后水驱采收率提高到２１．９％,体现了长     

特低渗透油田精细测井解释模型

直罗油田延长组储层渗透率低,泥质含量高,油水层识别难度大。在采用多参数层次分析法对储层进行评价的基础上,分油层组建立了孔隙度、渗透率、含油饱和度、泥质含量的测井解释模型和油水层解释图版,并应用模型对研究区探井进行了二次解释。通过14口井单层的试油资料验证,油水层解释符合率超过80%。     

低渗油田注水工艺

近年来针对大庆外围低渗透油田注水工程建设工程量大、投资高等问题开展了多项研究,下面简要总结几种行之有效的注水工艺流程及适用范围。 1.集中注水工艺 (1)工艺流程。水源来水经计量后进入注水储罐,经注水泵计量、升压、控制后,输至配水间,再经配水间高压配水阀组分配至系统井网回注。 (2)工艺特点。该流程主要特点是集中建站管理方便,但投资高,单耗也较高。     

超前注水提高特低渗透油田开发效果

安塞油田是鄂尔多斯盆地石油地质储量最大的整装级大油田，也是世界著名的特低渗透油田。因此，进一步提高开发效果和经济效益及最终采收率是油田开发首要任务，安塞油田在大面积同步注水开发取得较好效果的同时，不断探索开发的新途径，通过对超前注水机理的研究及现场试验，建立了有效的驱替压力系统，使地层压力始终保持较高的水平，降低了因地层压力下降造成的地层伤害，抑制了油井的初始含水率，从而提高了投产初期油田的产量，使得油田能够保持较长的稳产期，减缓了递减，提高最终采收率。     

特低渗油田井网密度研究

运用黑油数值模型对特低渗透有底水的油气田的开采井网密度进行了探讨,并结合某油田的油层参 数和物理实验得出了井网密度为20-25口／km2为宜,运算结果指出,类似储层的采收率一般为45％左右,无水期 为3～6个月,研究结果对类似储层的开采方案具有一定指导作用。     

长庆油田三叠系特低渗储层分层注水技术研究

长庆油田三叠系特低渗透油藏的特点是各层启动压力梯度差异大,剖面非均质性严重,多段动用的注水井剖面矛盾较大,部分油层段得不到能量补充,注水效果差。对油藏多层开采区域采用悬压式分层注水措施后,油藏动态特征和动态监测结果表明,分注区域油藏开发形势明显好转,水驱储量动用程度得到提高,注水单向突进现象得到缓解,见效油井增多;地层能量上升,油井产量上升,区域产量上升;注水井吸水剖面得到改善;各小层吸水量趋于均匀,水驱变好;避免注入水沿单层突进,从而抑制了油井见水,取得了良好的经济效益,区块开发水平得到显著提高。     

特低渗透油藏超前注水技术政策研究

超前注水有利于建立有效的驱替压力系统，有利于提高单井产量和最终采收率．本文在充分考虑特低渗储层存在启动压力特点的基础上，通过渗流规律、数值模拟和矿场数理统计研究，提出超前注水期合理地层压力保持水平、注水压力、注水强度、注水时机等开发技术政策，在长庆油田现场推广应用后取得较好的开发效果。可以提高单井产量20％-30％。     

松辽盆地某高温特低渗油田注水系统防垢方法

注水开发是油田常用的提高油气采收率方法之一,但注入水结垢会造成注入水管线堵塞、增加洗泵作业次数等问题;尤其在高温特低渗储层中,结垢问题还会造成地层孔隙度降低、注入压力增加.为解决该问题,以油田的注入水样、储层岩心为研究对象,运用粒度分析仪、扫描电镜和X-射线衍射仪等分析注入水样垢晶成长规律,结合主力油层岩心孔隙结构和矿...     

低渗油田注水过程中储层保护技术研究

低渗油田注水过程中储层保护的关键是保护孔喉.以张天渠低渗油田为例,对储层敏感性和注入水水质进行评价,对储层伤害的内部潜在因素和外部诱发因素进行分析,诊断出储层损害的主要因素有水敏、速敏,注入水中固相颗粒堵塞及结垢堵塞,同时存在细菌堵塞、腐蚀物堵塞的可能.根据储层堵塞伤害原因,选择综合保护技术措施.     

特低渗透油藏注水开发技术研究

近年来,特低渗透油藏的开发已逐步成为华池油田原油生产稳定发展的主要潜力;但其物性差、产量低,多属岩性油藏,天然能量匮乏,故提高此类油藏的注水开发水平和相关经济效益,已成为华池油田持续发展的关键技术.根据华池油田长3油藏的地质特点和近7年的开发实践,提出提高特低渗透油藏注水开发水平的一些认识,希望对同类油藏的开发有所帮助.     

低渗油田改善注水效果实验研究

方法根据低渗透油田普遍存在注水困难，地层压力下降快，油井产量递减快等问题，对辽河油区曙光油田进行了一系列注水评价实验。目的寻找注不进水的原因，考察地层对盖度、酸碱度、机械杂质、防膨剂的敏感性，确定地层堵塞的原因。结果改善了注水井的污染，控制了注水水质，提高了地层的渗透性。结论注入水中的机械杂质可能是地层污染的主要原因，定期进行反排可大大改善污染情况，在注入水中加入少量盐酸，对改善地层渗透性可起到良好的效果。     

低渗多层油田注水工艺技术研究

大老爷府油田属于低阻、低渗,无自然产能,非均质程度严重、无纯油层砂岩油藏。几年来,注水工艺通过确立并不断完善中深斜井分注及配套测试工艺技术,各项开发指标显著提升,自然递减同期对比下降2．79％,综合递减3％,两个递减明显减缓,并逐步形成中深斜井分注、优化测试、地面仿真优化等三项配套技术。     

鄯善特低渗透油田高含水期提压注水技术研究与应用

鄯善油田是埋藏深度3018m的特低渗透油田,主要开采层位侏罗系三间房组砂岩储层,平均有效孔隙度12．8％,空气渗透率6．2×10^-3μm2,具有非达西渗流特征。高含水期启动压力上升,难以形成有效压力驱替场,储层吸水及供液能力下降,层间矛盾加剧。应用泊松比法和水力压裂经验法研究破裂压力界限,从超破压注水和形成有效驱替压力梯度两方面论证了提压下限;通过理论计算、试井分析及现场试验确定了井层合理注水强度,确定了建立有效驱替压力梯度的合理压力。提压后,吸水剖面得到改善,对应采油井大面积见效。为同类型油田开发后期注水结构调整提供依据,补充完善了特低渗透油田注水开发配套技术。     

延长油田特低渗油藏适度温和注水方法与应用

为解决裂缝性特低渗油藏注水开发水窜、水淹问题,提高水驱开发效果,以延长油田南部地区长8油藏为研究对象,建立了裂缝-基质动态渗吸室内实验评价方法,确定了制约渗吸效果的关键因素,获得了渗吸速度的数学表达式,建立了考虑渗吸-驱替双重作用的渗流数学模型,确定了研究区最佳注采参数。研究表明,水驱油过程存在使渗吸驱油效率达到最高的最佳驱替速度,且随着渗透率的降低最佳驱替速度变小;储集层品质指数和岩石水相润湿指数越大,渗吸驱油效率越高,而初始含水饱和度、油水黏度比越大,渗吸驱油效率越低;延长油田南部长8特低渗油藏最佳注采比为0.95,含水率95%时预测的水驱采出程度为17.2%,较常规注水(注采比1.2)增加2.9个百分点。充分发挥渗吸-驱替双重作用的"适度温和"注水技术可显著提高裂缝性特低渗油藏注水开发效果。     

特低渗透油田注水地层结垢矿物特征及其影响

通过注入水和地层水的配伍实验、检查井岩心矿物鉴定、孔隙度与渗透率恢复实验,研究了安塞特低渗透油田注水地层结垢对地层孔隙度和渗透率的影响.结果表明,注入水为Na2SO4型,地层水为CaCl2型且含Ba2+,由于注入水和地层水不配伍.储层长期注水后形成了较为丰富的结垢矿物即方解石、重晶石.结垢矿物的生成量与孔隙度、渗透率的下降幅度具有很好的相关性.注水开发20年后,孔隙度平均下降幅度为15%.渗透率平均下降幅度为31.73%.就储层伤害而言,碳酸钙垢大于硫酸钡垢.