新木油田有效注水合格率提升技术对策

新木油田木南区块属复杂的断块油田,储层主要为粉细砂岩,粘土矿物含量较高,储层胶结物含量高。长期注入不合格水必然引起粘土膨胀、分散运移,降低油层渗透率。注水开发是保障油田稳产的主要手段之一,有效注水合格率是油田开发管理的重要指标,有效注水合格率的高低直接决定油田开发效果的好坏。为了进一步提高有效注水合格率进而改善油田开发效果,针对新木油田木南有效注水合格率较低这一实际,历时一年,分析现状、查找要因、现场实践、深入分析,针对问题开展活动,完成了预定的活动目标,取得了较好的效果。     

敖南油田注水井欠注原因分析及治理对策

对于水驱开发的油田,注好水、注够水是补充地层能量、提高整个油田采出程度的可行措施。要想达到这个目的,首先要使各注水井完成配注量,然而油田欠注极大地影响开发效果。分析敖南地区注水现状,发现注水井欠注比例大,注水压力逐年上升,制约了敖南地区产能的发挥,造成敖南地区产量递减速度快。本文通过对以往采取的降压增注、解堵措施机理及效果进行分析,探讨解堵增注新对策。     

低渗透薄互层水平井注水开发实践及认识

本文针对低渗透薄互层发育的敖南油田葡萄花油层水平井的开发实践,在前人研究的基础上,确定水平井最佳水平段长为500-600m,最佳射孔段为4-5段,最佳裂缝半长为140m;总结了敖南油田水平井初期产能特征,认为采取分段压裂且水平段延伸方向垂直于最大主应力方向压裂后可获得较高的产能;对敖南油田水平井开发特征分析认为,影响水平井递减最主要的因素是注采完善程度,并定义了水驱因子,对水平井的注采完善程度进行量化;同时,对水平井的受效及见水特征分析认为,低渗透薄互层水平井注水开发对井网要求较高,敖南油田水平井井网适应性较差,平面矛盾突出,注水受效差,见水后含水上升快。应用数值模拟技术,研究了低渗透薄互层油藏水平井合理的井网形式,确定了合理的注水时机为超前6个月注水,为同类型油田水平井注水开发提供借鉴。     

聚类分析和判别分析法在敖南油田区块分类中的应用

本文根据敖南油田葡萄花油层储层微观特征、地质特征等参数进行储层分类,进而通过聚类分析和判别分析法,利用动、静态储层参数差异进行了区块分类,将敖南油田分成了三类区块,为探索敖南油田有效开发方式及调整方法提供依据。     

浅谈低渗透注水开发油田储层吸水能力

低渗透注水开发油田在开发过程中注水井吸水能力不高,开发过程中注水压力、启动压力不低,并且在不断注水的过程中,矛盾仍然会加剧,甚至注不进去水的情况也时有发生。以往研究表明,油田注水井吸水能力不高、或者不断下降,除了和孔隙结构、油层渗透率等内在原因有关外,还和注采井井距大、油层伤害有关系。注入水的水质不合格或者作业压井液不配伍,都会堵塞、污染油层,降低油层吸水量和注水量。本文研究的关键就是何为造成油层伤害的原因,应该如何采取措施解决油层吸水能力差的问题,提高油井注水能力。     

提高葡南扶余油层动用程度技术探讨

经过几年的开发实践,葡南扶余油层区块具有总体开发效果欠佳的特征,其主要原因是低孔特低渗透的扶余油层动用程度相对较低。参照低渗透油田的渗流特征与常规开发对策,发现在扶余油层开发中存在着孔隙、油层、井网、油田注水等方面的问题,提出加强油层保护、热采与笼统注水及井网调整试验、点源开发技术兼顾开发葡萄花油层等方法,对有效解决葡南扶余油层动用难的问题具有积极的参考借鉴意义。     

姬塬油田长8油藏高压欠注治理技术研究

姬塬油田长8油藏储层物性致密,导致开发过程中频发高压欠注问题,影响油田正常开发技术政策的落实,本文将从油层物性、注水现状等问题入手,重点分析导致地层注水压力高的主要原因,结合现场实际情况,类比其他区块同类地层注水压力,提出本区块如何应对开发后的高压欠注问题,提出下步治理意见。     

葡萄花油田润湿反转酸化技术可行性探讨

葡萄花油田属“三低”油田,随着油田注水开发的不断深入,欠注形势严峻、治理难度加大,截止2011年底,共有欠注井475口,欠注井数占总开井数的41.4％,平均单层日欠注12.0m3,急需开展有针对性的治理措施.本文创新性地提出了润湿反转酸化技术,通过岩石润湿特性、药剂配方优选、注入工艺优化等一系列研究,探讨了该技术在葡萄花油田应用的可行性,为探索欠注并层的低成本治理提供了一条行之有效的新途径.     

陕北M油田长8油藏注水井欠注原因及治理措施

针对陕北M油田长8油藏注水井高压欠注的问题,通过对储层特征、注入水和地层水的配伍性、井筒及地面注水系统的分析,找出陕北M油田长8油藏注水井的欠注原因并提出相应的治理措施,对该区块合理实施降压增注措施和保持长期稳定注水高效开发具有重要意义,为下步治理同类油藏提供了借鉴。     

敖南油田注水系统提压增注试验研究

针对敖南油田欠注井较多,严重影响油田的开发的实际情况,在敖南油田注水系统开展了整体提压增注试验。本文主要对注水系统提压注水可行性进行分析,并提出解决问题的对策,同时对试验所取得的几点认识进行总结,为其他油田增注技术的推广提供一些经验。     

油田注水井欠注原因分析

油田注水的主要目的就是为了保证油田的油层可以保证一个正常的开采运行状态。截至目前为止,我国的大部分油田已经经历了长时间的开采工作,随着开采工作的持续进行,油层里面的石油含量逐渐降低,油田注水井欠注问题正逐步成为油田注水的焦点问题之一。因此,研究油田注水井欠注原因分析具有非常重大的意义。针对这样的情况,本文将具体的结合油田的具体的油田藏油的特点,并介绍一下进行油田注水的基本技术,分析出油田注水井欠注产生的原因。     

低渗透油田注水水质优化研究

低渗透油田油层物性差,非均质性强,在注水开发过程中容易对储层造成堵塞,导致渗透率下降。注入水中悬浮物含量、悬浮固体粒径、含油量、细茵含量是诱发油层伤害的主要因素。针对低渗透油田注水水质要求及常规控制指标,结合油田实际生产情况,科学的对其水质进行优化。     

敖西斜坡葡萄花油层油水分布规律研究

敖南鼻状构造主体部位葡萄花油层探明程度高,主要为纯油层,近年在南部外扩区块取得了较好的开发效果,在茂兴向斜环洼陷油气富集程度也较高,而在西部向茂兴向斜过渡的斜坡区5口探井皆未达工业,且含水比例较高,表现出油水分布基本上不受构造、地层及岩性圈闭控制的特点。整体上敖南油田葡萄花油层油水规律为:总体西部富含水、东部贫水,底部富含水、上部贫水,构造低部位富含水、高部位贫水。     

江汉油田清改污对生产的影响

江汉油田王场注水系统由清水改注采出污水具有良好的经济与环保效益.为了研究回注污水对油田生产的影响,对注水沿程水质进行分析,对注入水地层适应性进行评价,对污水水质恶化原因进行解释.结果表明：注入水中Ca2＋、Mg2＋、Fe3＋和SRB含量较高,其中Ca2＋、Mg2＋含量因沿程管线结垢逐渐降低,Fe3＋含量因腐蚀逐渐升高,SRB含量因注水系统密闭也明显升高;污水的抑制性比清水好.;污水回注油层后因结垢、Fe3＋沉降及SRB繁殖代谢导致油层渗透率明显下降,沿程水质恶化对油田生产的影响不客忽视.     

江苏油田低渗透油藏注水水质和配伍工艺研究

注水是保持地层能量,延缓产量递减,提高开发经济效益的常用方法。江苏油田大部分区块都属于低渗透油藏,由于其本身的低渗透性质,决定了注水存在较大的风险。本文通过对江苏油田低渗透储层孔隙度、渗透率、粘土矿物含量与注水敏感性等资料分析,结合造成现场注水系统腐蚀及地层堵塞的可能因素,重点对低渗透储层的注入水质进行了研究,研究认为注入水与地层配伍不完善是导致低渗透油田注水损害的主要原因,并提出了改善江苏低渗油藏注水开发的建议。     

注水井欠注层治理方法探讨

在油田注水开发过程中,注水效果成为影响稳产的关键因素。从欠注井原因分析入手,找出影响欠注的各种因素,提出相应的治理措施,改善油层的动用程度,提高水驱油田的采收率。     

欠注井治理技术对策研究

大老爷府油田属低孔低渗油田，随着开发时间的延长，单井注入压力在逐年上升，经常出现注不进、欠注情况。经过分析研究发现地层污染、水质不合格、注水泵压力低、水井出砂、井间干扰等是其水井欠注的主要原因，针对不同原因采取了解堵、改善水质、提压增注等技术措施，对欠注井进行治理，解决了水井欠注及注不进的问题，确保了单井注水方案的有效落实，进而不断提高油田开发水平。     

多元复合酸技术在营11区块的应用研究

东辛油田营11区块具有高压低渗的特征，注水压力高，注入困难，常规土酸酸化对欠注层的改造效果不理想。通过深入分析该区块岩性特征及储层污染的主要原因，在广泛调研国内外先进油层改造工艺技术基础上，将多元复合酸酸化工艺技术在该区块进行了应用，取得了明显的降压增注效果，为同类油藏欠注层的改造提供了依据和指导。     

敖南油田降低注水单耗试验与评价

针对敖南油田同区块注水井注水压力相差大,井口损失大,管网效率低,注水单耗居高不下的实际,地面工程与油藏工程、采油工程相互协调,降低注水井口压力。为此,在敖南油田开展降低注水单耗试验。本文对注水系统存在问题进行分析,并提出解决问题的对策,同时对试验所取得的几点认识进行总结,为降低注水单耗技术的推广提供经验。     

储层裂缝对敖南油田注水开发的影响及对策

本文主要分析了敖南油田储层天然裂缝和人工裂缝的发育状况及对敖南油田注水开发的影响;根据注水井注水压力的动态变化,分析了周围油井受效及见水的过程,并初步确定了注水井裂缝的开启压力;分析了裂缝对敖南油田地层压力的影响。并提出利用天然能量、控制注水压力、堵调结合、水淹井转注等手段减轻裂缝对注水开发的影响,控制含水上升速度,减缓油田产量递减。