葡萄花油层注采调整效果分析

随着葡萄花油层开发的不断深入,油田注采关系不协调的矛盾暴露出来。一是加密区存在注采不完善、油井水驱方向单一的特点。二是老井网下受断层遮挡、裂缝影响,井组存在有采无注、低效无效循环的弊端。为了完善注采关系,提高水驱控制程度,通过转注、补充井等方式对井网进行优化。调整后注采不协调井组水驱方向改变,水驱控制程度提高;同时井组产量保持稳定,递减幅度得到有效控制。     

齐家北油田注采调整及效果分析

随着齐家北油田开发的不断深入,油田注采关系不协调的矛盾也逐渐被暴露出来。积极采取有效措施,努力完善注采关系,才能为油田可持续发展创造基本条件。本文分析了注采调整的必要性,阐述了注采调整方法及效果。     

某区块注采系统调整及调整方法浅析

某区块已经有10年的开采历史,基础井井距大,水驱控制程度低,于是我们在2006年进行了经过一次加密调整及油井转注,已经使水驱控制程度得到了大幅度的提高,但是还存在一定注采不平衡。本文通过对某区块注采关系的分析,提出对某区块进行油井转注完善注采关系进一步挖掘剩余油。     

注采系统调整区块压力特征分析及调整方法研究

本文重点分析该区块注采系统调整见效初期的地层压力特征,针对油井压力上升较快,以及全区地层压力在平面和纵向上的不均衡状况,分析问题成因,研究合理注采比的确定及调整方法,使北三东压力不均衡状况得到改善,保护注采系统调整效果。     

葡36区块注采系统调整技术探讨

敖包塔油田葡36区块于2002年投入开发,开发初期采取东西走向直排布井,在反九点注水方式开发过程中表现出与裂缝走向一致的注采井见效快、含水上升快,甚至暴性水淹,而与裂缝走向垂直的注采井见效差,地层压力低、油井产液能力低。而后在2004年扩边时布井采取井排转角为N45°还是没有杜绝暴性水淹的现象,因此通过分析研究得出对该区块进行注采关系的调整使高含水井得到充分的利用。从而提出高含水井转注形成线性注水这一方案,实施后取得了良好实验效果,为后续高含水期油田开发奠定基础。     

杏一～三区西部乙块注采系统调整效果研究

杏一～三区西部乙块经过40多年的水驱开发,已进入特高含水期,部分区块层系注采系统不适应的矛盾越来越严重,该块自2005年采用补钻新井、转注、转抽和油水井补孔相结合的协同模式进行注采系统调整,本文对区块调整效果进行了分析,水驱特征曲线预测提高采收率情况,应用数模跟踪评价注采系统调整后各类油层动用状况。     

敖南油田敖342-28井区注采系统调整效果分析

针对敖南油田反九点法注采井网开发中表现出的油井受效差,多向连通比例低,地层压力低的油田注水开发特征,对敖342-28井区进行注采系统调整,转注13口井,形成五点法注水。通过注采系统调整,增加注水井点,提高多向连通比例,扩大水驱波及体积;同时,实施油水井对应压裂,缩短驱替距离,建立有效驱替,恢复了地层压力,促进油井受效,有效的改善了油田开发效果。     

A区注采系统适应性评价方法

A水驱挖潜示范区注采系统适应性随着油田不同含水、不同开发阶段四项主要指标的变化而变化。通过对影响注采井网适应程度的若干项开发指标的研究,分析A区治理前后的开发效果,建立了注采系统适应状况的多项评价指标及相应标准。     

低渗透油藏注采系统调整技术探讨

通过对外围低渗透油田注采系统调整效果分析,提出适合外围油田不同裂缝走向与井排方向夹角井网转线状注水的合理调整方式,为油田注采系统调整提供了理论和实践依据。     

确定合理注采井距 改善文99南块开发效果

文99南块是文东99块向南滚动扩边逐步投入开发的,由于注采井距大,井网密度小,储量控制程度低,水驱运用状况差。通过不同方式注采井距的研究,确定文99南开采合理井距为200-210米,并依此结果进行部署,取得较好成果。     

水驱注采系统适应性评价方法研究与应用

本文通过对影响注采井网适应程度的若干项开发指标的研究,建立了注采系统适应状况的多项评价指标及相应标准。利用该成果指导萨东过渡带300m加密井网的注采系统调整工作,取得了明显的效果。从理论上为我厂今后的注采系统调整工作提供了理论依据。     

靖安油田三叠系油藏注采开发井网适应性调整分析

国内外油田开发实践表明,在非均质油层中,井网适应性调整对油藏采出程度有很大影响,特别是在油田开发后期,井网调整对油田开发效果起决定性的作用。因此,油田井网适应性研究和调整是油田必须研究的课题,本文结合靖安油田三叠系油藏就提高采出程度对注采开采井网分析。     

完善注采系统井区跟踪调整对策研究

完善注采系统调整缓解了调整井区特高含水期注采不相适应的矛盾,但局部井区供采不协调的问题仍待改善,需适时进行跟踪调整。通过油水井合理调整,可进一步协调井区注采关系,实现注采平衡,提高注采系统调整的效果。     

注采井网精细调整技术研究及实施效果

受储层非均质性以及注水参数不合理等因素影响,H区块注水开发水窜严重,常规注水调整难以进一步提高水驱油效率,优选8个井组进行深部调驱先导试验,取得较好效果,但受地质特征复杂、注采井网及井距不合理等因素制约,难以进一步扩大深部调驱规模,为此开展调整技术对策研究,包括重新落实构造、剩余油分布规律分析以及注采井网、井距优化研究...     

依托补孔技术改善油田开发效果

某油田A油层组非主力油层是三次井的调整对象,油层发育差,注采井距大,薄差油层无法得到充分动用。分析了现阶段A油层组非主力油层开采存在的问题,结合二、三次井的低效井治理,补开二次井的A油层组非主力油层,与三次井组成一套井网,共同开发B油层组和A油层组非主力油层,实现平面上缩小注采井距,提高水驱控制程度,效果显著。     

河111断块注采矛盾分析及治理

河111断块合油面积3．2平方千米,沙三段地质储量405万吨,可采储量89万吨,采收率22％。储层以沙三中3、4砂层组为主．沙三段属于低渗透、低饱和、稀油、埋藏深,具有高压异常的岩性油藏。1994年10月至目前为注水开发阶段,油藏注水开发后延缓了产能递减,地层能量逐渐恢复,地层压力呈现上升趋势,通过深入剖析该断块目前主要开发矛盾,找出下步调整的潜力方向,并制定出针对性的治理对策,确保河111单元产量稳升．为高压低渗透油藏开发中期提高开发水平摸索一些成功的经验。     

欢26兴注采配套技术研究与应用

欢26兴作为欢喜岭油区稀油主力开发区块,已进入开发中后期,如何通过调整注采配套技术从而达到改善老区块开发效果成为日常工作的重中之重,欢26兴隆台油藏（简称欢26兴）作为调整注采配套技术试验的代表区块,取得较好成绩,也为辽河油田尤其是欢喜岭油区其他稀油老区块的后续开发提供经验。     

浅谈新疆油田稠油热采热注系统节能潜力

自20世纪60年代开采稠油以来,稠油开采技术有了突飞猛进的发展,到目前为止,形成了以蒸汽吞吐、蒸汽驱等为主要开采方式的稠油热采技术,以及以碱驱、聚合物驱、混相驱等为主的稠油冷采技术。大部分技术已被广泛应用于稠油开发,并取得了较好效果。与此同时稠油经济开发已成为油田生产的重点,各项节能技术在生产中起到了巨大作用。     

萨北东部过渡带周期注水效果及分析

周期注水的实质是油水井工作制度的合理调整与优化。大量的矿场试验表明,随着油田综合含水的上升,周期注水效果逐渐变差,同时由于周期注水方式的不适应,带来一定的负面影响。东部过渡带四条带周期注水试验从92年到目前已进行10多年,范围从初期5口井逐步扩大到整个四条带27口井,并结合四条带实际情况,进行了多个周期多种停注方式的试验,从而延长了中、低含水采油期,改善了油田开发效果。2002年在总结四条带周期注水试验的基础上,对二、三条带也实施周期注水,进而推广到整个水驱,取得了一定效果。通过对历年周期注水试验进行总结分析的基础上,以周期注水原理为依据,研究出适合萨北开发区过渡带高含水后期的周期注水方法,并在实践中取得了较好的效果。     

龙虎泡油田龙26井区加密与注采系统调整方案优选

本文在分析龙虎泡油田龙26井区实际开发状况的基础上,充分考虑低渗透油田平面非均质性的影响,根据龙虎泡油田龙26井区现井网及其动态特征,借鉴已加密区块加密调整方式,应用数值模拟技术,研究不同加密方式的开发效果,设计了4套方案。分析4套方案的可行性,优化加密方式并结合注采系统调整,使油田开发效果得到提高。