碳酸盐岩油藏注水开发效果评价方法

碳酸盐岩油藏与砂岩油藏不同,针对碳酸盐岩油藏的特点,提出了评价其注水效果的方法,通过采用产油量递减率、水驱特征曲线、含水上升率、及压力数据四个指标来评价碳酸盐岩油藏注水开发效果.其中水驱特征曲线还可以用来分析水体能量的大小,产油量递减率还可以用来选择注水时机和注水强度.     

茨78块小井距油藏注水开发效果评价

针对小井距油藏的开发特点,以茨78块为例,从递减率、储量动用程度、注水利用率、含水上升率、水驱采收率等几个指标对水驱开发效果进行了综合评价研究,利用数值模拟技术对油田历史数据进行拟合,证实了注水开发油藏常规评价的合理性,达到了科学评价小井距注水开发油藏的目的,为油田开发提供了依据。     

沈阳油田砂岩油藏细分注水工艺技术改进研究与应用

随着沈阳油田砂岩油藏开发时间的延长,出现了区块采出程度升高、地层压力下降、油藏纵向动用程度严重不均等开发矛盾。针对以上开发矛盾,开展了细分注水技术的研究与改进。现场实施提高了油层纵向动用程度,达到了经济高效开发高凝油油藏的目的,为同类油藏开发提供了可借鉴经验。     

蒙古林油田砂岩油藏注水开发中后期孔隙结构特征研究

本文运用油田开发早期的密闭取芯井与注水开发中后期的密闭取芯井的分析化验资料 ,着重研究了该油田砂岩油藏的在注水开发后孔隙结构变化特征 ,引起变化的机理及孔隙结构变化后对油田开发的影响。综合研究认为 ,本区砂岩油藏经过长时间的注水开发引起的油层污染堵塞造成孔隙结构变差 ,采油井产量下降 ,生产指数大幅度降低     

辽河滩海油田改善注水研究与应用

辽河滩海油田海南3断块是一个层状边水岩性构造油藏,经过8年的注水开发,开发矛盾逐渐显现。针对滩海油田海南3断块东营组薄层砂岩油藏实际和不同地质特点反映出的水驱特征,开展多元化注水研究与实践。在新的构造认识的基础上,结合各小层沉积相、水井示踪剂监测资料、吸水剖面测试资料、油井产液剖面资料和油水井生产动态,对各主力油层进行了剩余油评价。根据不同井区生产特点将区块划分为7个分析单元,针对剩余油的分布特点,制定针对性措施,研究结果将区块由原来的常规面积注水方式增加了周期注水、低部位行列注水、点对点注水、层对层注水,调整产出剖面也由原来的单一的层位调整增加了压裂引效、注采吞吐。多元化注水大大提高了区块的水驱开发效果,使油藏自然递减率下降13.8%,也探索出了一条适合强非均质油藏注水开发中后期改善水驱效果的新途径。     

致密油藏渗吸采油技术研究及试验效果分析

致密砂岩油藏注水后期开发效果变差,为提高井网井距较大且注水效果较差单井开发效果,利用钻井取心通过室内实验模拟油藏环境,分析了在优选的2种不同表面活性剂注入下渗吸采油效果,反映出在表面活性剂的加入下,渗吸效果变好。在油田现场3口井渗吸注水开发应用实践表明了渗吸注水开发方式的可行性,为致密砂岩裂缝型油藏注水开发提供借鉴。     

哈拉哈塘油田碳酸盐岩油田注水工艺实践与探索

超大超复杂矿区的碳酸盐岩油田在注水开发中多受限于油藏开发特征、地理环境制约的现状,对注水开发地面建设及流程工艺的要求十分苛刻。此类油田在油藏特征上受到递减快、一井一藏、统一区块单井见水产水特点非均一性强的影响,地理上受到环保区、辖区广、村庄农田遍布的影响,从注水需求到地面注水配套设施的建设都与成熟的砂岩油田具有很大的不同。因此针对超大超复杂矿区的碳酸盐岩油田亟待设计出一套有别于砂岩油藏的具有碳酸盐岩特色的注水地面配套工艺技术。本文提出了"阵地战"、"运动战"、"游击战"相结合的注水配套设施建设思路,并在塔里木盆地哈拉哈塘油田的应用中收到了良好的运用效果。     

静35块高凝油热采工艺的研究与应用

静35块是沈阳油田储量较大的高凝油砂岩区块,注水开发。初期注水井一般吸水能力较强,但压力上升很快,多数井在30~50天时间内压力普遍上升到15 MPa。由于注水后注水压力上升,注水困难,而油井见不到注水效果。分析研究认为:高凝油注水开采过程中地层压力降低,温度下降,析蜡导致了油层近井地带堵塞,从而降低了地层的渗流能力。尤其是沈84-安12块由于调驱过程中油井近井地带受污染较重,表皮系数较大,因此实施蒸汽吞吐,即注入高温高压蒸汽不仅可以提高地层温度,解除近井地带油层的蜡堵,而且可以增加地层压力,从而提高油井的生产能力,认为蒸汽吞吐是对高凝油较为适用、成熟且有效的开采方式。     

高深堡南区含水率突变原因研究

注水开发是油田保持地层能量、实现稳产、降低递减率、提高最终采收率的最主要方法。高尚堡南区油田在注水开发过程中,油井含水率在短时间内急剧上升,注水见效效果较差;为找出含水率突变的具体原因,重点分析了高尚堡南区油田的断层、注采比、层间非均质性、射孔层位、采液速度和油藏构造对含水率突变的影响,针对该油田所存在问题提出了高尚堡南区油田的措施和建议。     

高深堡南区含水率突变原因研究

注水开发是油田保持地层能量、实现稳产、降低递减率、提高最终采收率的最主要方法。高尚堡南区油田在注水开发过程中,油井含水率在短时间内急剧上升,注水见效效果较差;为找出含水率突变的具体原因,重点分析了高尚堡南区油田的断层、注采比、层间非均质性、射孔层位、采液速度和油藏构造对含水率突变的影响,针对该油田所存在问题提出了高尚堡南区油田的措施和建议。     

复杂断块B油田提高注水井单井注水效率技术研究与应用

B油田为复杂断块油藏,以3%以上采油速度实现连续5年稳产高效开发。目前油田处于老井含水加速上升阶段,稳产具有一定困难,油井的自然递减率逐渐增加,注水井不同幅度出现注水压力逐渐升高,注不进去水,注水井面临单井注水效率低问题。本文结合断层失稳压力研究理论,结合全油田实际精细注水,采用油藏工程与数值模拟相结合,首次对单井进行注水井口压力优选,通过研究有效提高单井注水效率,确保油井稳定生产。该方法为类似油田开发提供了很好的借鉴经验。     

吴起油田BH区油藏递减及含水规律研究

吴起油田BH油区勘探开发初期获得较好工业油流,显示出该区域具有很好的开发潜力。但随着开发的进行,地层能量出现亏空,产量呈现出递减趋势。研究油藏递减及含水规律对后期注水开发具有重要的指导意义。本文通过历史拟合,回归分析油藏递减及含水规律。研究表明：（1）该区总体递减符合指数递减模型,月递减率为3.7%。其中,长6油藏注水后递减率明显低于其他油藏,说明注水取得了一定的效果。（2）由含水变化规律分析可知,含水率与注水量呈正相关,因此要控制注水强度。（3）研究区水驱控制程度57.4%,目前为三类开发水平。     

低渗砂岩储层注水开发研究

作为低渗砂岩储层开发的主体开发技术,注水工艺运用频率越来越多。低渗砂岩储层的物性差、孔隙结构复杂、非均质严重、天然能量不足以及压敏性强等特点,这些决定了注水工艺与中高渗油田不同,技术要求更高。为了高效开发低渗砂岩油藏,本文着重研究了注水时机和超前注水倍数,并利用容积法建立了超前注水倍数与地层压力升值之间的关系模型。然后结合低渗储层两相渗流特征,分析了超前注水倍数对两相渗流的影响;另外从岩石力学模型出发,研究了超前注水对地层应力和地层破裂压力的影响。最后,通过低渗砂岩油藏实例注水开发进行了系统分析和设计。     

蒙古林油田砂岩油藏开发中后期剩余油的分布规律

蒙古林油田砂岩油藏是二连油田主力油田之一,伴随着油田开发工作的不断深入,油田的综合含水逐渐升高,开发效果越来越差。本文从构造、注水出发,研究了剩余油的分布规律,指导了油田的滚动勘探开发和老井措施优选,有效地改善了油田的开发效果。     

邵伯油田高速开发技术对策研究

邵伯油田近年来一直保持高速高效开发态势,但因含水上升速度快,未注水单元产量递减快等原因,自然递减率较高,本次课题根据不同油藏的类型、开发阶段、客观存在的问题等,结合近两年实施的工作效果,深入研究与分析,确定适合邵伯油田的开发技术政策,实现油田稳产。     

探讨超前注水技术理论及应用

超前注水主要是针对低渗透油藏开发出来的一项注水技术。它主要是在采油井投产之前就注水,从而使地层的初始压力得到了提高,以免其压力降低得太快而使油藏的渗透率下降,从而延长了油井的见水世界,使单井的产量大大提高,并且在一定程度上降低了综合递减率,使油田能够长期保持稳定的产量。此外,超前注水还能对指进现象进行有效预防,提高了油藏的采收率。本文主要介绍了超前注水技术的基本原理及作用,并对目前的一些应用情况进行了分析。     

高升油田砂岩底水稠油油藏二次开发研究——以高18块莲花油层Ⅴ砂体为例

高升油田主要开发层为古近系沙河街组三段莲花油层,油藏类型为砂岩底水稠油油藏,目前多采用蒸汽吞吐或注水开发,已进入开发中后期,凸显"两低、一高"的开发矛盾,严重制约了油田开发,油藏处于低速开采状态。本文以高升油田高18块莲花油层Ⅴ砂体为例,在对油藏开发效果评价、剩余油分布规律研究的基础上,针对油藏特点和开发中存在的主要问题,提出了重构井网的二次开发思路,旨在探索高升油田开发中后期合理的开发方式。     

浅析低渗透油田注水开发注水水质问题

低渗透油田只有借助提高注水速度与注采压力差,进而通过提高注水压力的措施,才能够有效实施低渗透油田的开采。在我国,低渗透油田占据了油气田的半数以上,并且其建设也具有一定规模。低渗透砂岩油藏在我国不仅分布区域较广,而且多分布在高温与高压的粉砂岩及细砂岩之中。在我国,低渗透油田属于重要的石油资源,在油气开发中具有重要意义。     

高升油田砂岩底水稠油油藏二次开发研究——以高18块莲花油层V砂体为例

高升油田主要开发层为古近系沙河街组三段莲花油层,油藏类型为砂岩底水稠油油藏,目前多采用蒸汽吞吐或注水开发,已进入开发中后期,凸显“两低、一高”的开发矛盾,严重制约了油田开发,油藏处于低速开采状态.本文以高升油田高18块莲花油层V砂体为例,在对油藏开发效果评价、剩余油分布规律研究的基础上,针对油藏特点和开发中存在的主要问题,提出了重构井网的二次开发思路,旨在探索高升油田开发中后期合理的开发方式.     

浅析周期注水在特低渗油田应用的适应性

人工注水是当今世界石油工业提高采收率的一种主要方法,注水可保证原油采收率达30%—40%或更高。目前我们对注水开发油田的了解多限于稳定注水的方法,当注入层系的非均质性增强时,注入水的波及程度就会降低,从而影响最终采收率。尤其针对陕北东部特低渗透油藏(非均质性较强)注水开发过程中存在着油井含水上升快、递减率高、采收率低等问题,注水效果很难显现,加之面临当前国际原油价格低下的严峻形势,注水开发成本较高,注水开发效益不能突显,因此论证周期注水在特低渗油田的适应性尤为重要。