探讨低渗透油藏高效开发配套技术

低渗透油藏开发初期大部分油井都实施了压裂投产,取得了较好的生产效果,然而随着开发时间的延长,由于人工裂缝闭台,加上前期注入水质不合格,地层堵塞伤害严重,注水井欠注,注水效率低,地层能量下降大,导致油井产量低,注采矛盾突出,开发效果不理想。针对以上问题,开展高压注水、酸化解堵增注、水力压裂、小泵深抽和井网加密等配套技术的研究和集成应用,为油藏开发提供了强力的技术支撑,实现低渗透油藏的高效开发。     

低渗透油田注水开发规律与调整对策

本文论述了低渗透油田开发动态特征，针对油藏地质一动态特征，多年来通过室内研究和现场试验，初步形成注水与采油同步进行技术系列，保持油井具有较高的产量，初期采用高注采比注水，恢复地层压力和油井的生产能力，进行井网加密调整，缩小注采井距，提高水驱控制程度等措施，大大提高注入水的波及系数，提高油田的注水开发效果。     

河52-1断块注水开发可行性研究

河52-1断块为稀油、高渗、低饱和、常压的构造油藏。由于该区块构造、储层异常复杂,未注水开发,但断块目前面临着油井含水上升快,地层能量保持水平低等问题。为改善区块开发效果,本文章对河52-1断块注水开发可行性进行了研究,部署了注采井网。     

分步治理，逐步提升桩54井组开发水平

桩54块是2001年投入的小断块低渗油藏,东部受岩性控制,无边底水能量补充。该块层系单一,地层能量不足,地层压力下降快,天然能量开采阶段持续时间不长,该块立足于机械采油并进行早期注水开发。开发过程中通过水井的增注、调配,油井压裂、酸化等措施,改善桩54井组的平面、纵向矛盾,控制含水上升,调整注采结构,改善水驱效果,提高了桩54井组的开发效果。     

低渗透油藏注水开发的主要做法及效果

近几年,针对低渗透油田水井注不进,油井采不出的现状,滨采二矿对低渗透油藏注水开发以提高水驱控制储量和有效动用程度为中心,加强水质处理,强化注采完善和攻欠增注技术配套,油藏开发形势得以稳定。     

低渗透油藏注水开发分析

近几年,针对低渗透油田水井注不进,油井采不出的现状,滨采二矿对低渗透油藏注水开发以提高水驱控制储量和有效动用程度为中心,加强水质处理,强化注采完善和攻欠增注技术配套,油藏开发形势得以稳定。     

滨南油田采油206队提高有效注水量的做法及效果

围绕滨南油田采油206队注水开发中的突出问题和矛盾,从油藏需求出发,突出老区块长效治理,依靠水井投转注和停注井大修扶停,完善井网;以有效注水为目标,提高分注率,配套攻欠增注和地面系统优化等措施,同时加大测调力度,提高有效注水量,及时合理地补充地层能量,为全面完成原油生产任务提供有力的技术支撑。     

提高乔庄油田采收率方法的探讨

乔庄油田梁20块是一低渗透区块，86年投入开发，87年注水开发。进入注水开发阶段后，油井暴性水淹，含水迅速上升，因此95年实施衰竭开采试验，注水井全部停注，到2002年12月，大部分油井因产量低而停产，仅开油井213，储量控制程度差，标定采收率只有8％。为改善这一状况，自2004年开始，进行综合调整并恢复注水，调整优化注采井网，实施温和注水与不稳定注水来控制含水上升，取得了一定的效果，采收率由8％提高到13．5％，增加可采储量19．5万吨。     

欢2-16-304块二次开发技术研究

欢2—16—304块是上世纪80年代初投入注水开发的油藏。面对开发后期油井开井率低、产量低、采出程度低,接近废弃的现状,近几年,在精细油藏描述的基础上,细化开发单元,以小层为开发对象,完善注采井网。最大限度的提高油层平面和纵向动用程度,进一步提高最终采收率,改善油藏开发效果。通过深度开发,区块产量大幅上升,日产油从最低的10t上升到了最高值70t,进一步提高了断块的开发水平,对于国内外一些同等类型的油藏有很好的借鉴作用。     

论油田超前注水技术的分析

超前注水技术是针对低渗透油田发展起来的一项注水新技术。与同步注水和滞后注水相比，超前注水这种先注后采的开采方式，在合理的补充地层能量，提高地层的压力以及保持油井的高产稳产有突出的优势。目前，企业采用超前注水延长油井见水时间、降低产量综合递减率、稳定产量已经成为一种趋势。本文主要对油田的注水技术的效果分析。     

低压油藏超前注水矿场试验研究

牛圈湖油田西山窑油藏是低孔特低渗低压油藏,油井自然产能低,通过压裂、水平井技术不能有效提高单井产量,达不到经济开发的要求。随着近几年研究的深入,决定以超前注水为主体思路,对牛圈湖西山窑油藏的开发开展重点评价,通过超前注水,提高地层压力系数,辅助水平井、压裂等增产措施,提高单井产量,单井初期产量从1.8t/d提高到11t/d,产能提高了6.1倍,达到经济界限要求,使难采储量得到经济有效动用,为三塘湖盆地低压油藏储量升级动用奠定了基础。     

特低渗透油田提压注水效果探讨与实践

大庆西部外围地区特低渗透扶余油层具有埋藏深、厚度薄、砂体零散的特点,针对首次注水开发的特低渗透油田注水井吸水能力差、难以有效开发动用的实际,在搞清该区块微观特征的基础上,为确保特低渗透储层达到建立有效驱替,“注够水、注好水”的目的,经过反复理论研究和论证,提出了单井增压注水试验,现场应用后注水井能够完成配注,周围油井明显见到增油效果,实现了特低渗透储层有效驱替。利用无源微地震和同位素监测资料分析,改善了吸水状况,缓解了层间矛盾,储层动用程度得到提高。随注水压力升高降低,注水波及区范围随之升高、降低,增压注     

辽河油区锦271块注水开发效果评价

针对锦271块大凌河油层在开发过程中地层能量和产液量下降较快的突出问题,开展了断块注水开发试验。通过两口井试注试验发现,注水后油层吸水相对较好,吸水均匀,注水受效情况受沉积相影响,生产井段与注水井吸水层段对应的油井容易受效。锦271块注水试验结果表明,注水开发可以提高锦271块整体开发效果。     

桩106复杂河流相砂体描述及注采调整研究

老河口油田桩106块属于馆陶组复杂河流相隐蔽性油藏，砂体变化大，砂体间组合连通关系复杂，储集单元划分不清；砂体外注水，砂体内见效，同一砂体注水不见效或见效缓慢；井网不完善，注采对应率低；含水上升较快，产量递减大。针对上述矛盾，在油藏描述细分砂体的基础上，以砂体问的接触、连通关系研究为重点，以分频处理为主要技术手段，重新进行砂体描述，划分重组储集单元，完善井网，进行注采调整，以达到改善区块开发效果，提高油藏采收率的目的。     

运用“三化”管理模式提升采油井工况水平研究

根据油藏特征和开发规律，对注采单元进行全面分析，通过注水量效果对比优化管理对策，并结合“一井一方案”差异化管井的分析管理模式实施精细化管理，利用数据信息及时有效的优势了解和发现生产数据变化给油井工况带来的影响。     

采油分层注水工艺研究

在目前油田开采中,为了有效提高原油产量,采取井下分层注水的方式成为了原油开采的重要方法。为了保证分层注水取得预期效果,在分层注水工艺的选择上,要根据油井的实际地层情况以及原油性质选择合理的分层注水工艺,满足原油开采要求。目前来看,在采油分层注水工艺中,主要有偏心投捞分注、同心集成式分注、地面分注等几种主要形式。要想提高分层注水效果,就要对这三种分层注水工艺进行深入研究,了解分层注水工艺的适用范围和条件,重点解决层间矛盾问题,达到控制原油含水率的目的。由此可见,开展采油分层注水工艺研究是十分妊要的,是保证采油取得积极效果的关键。     

低渗透油藏开发技术研究、

低渗透油藏在油田开发中所占比例逐年加大,低渗透油藏的开发技术也需不断提高。本文从井网井距的优化、油层压裂技术、早期注水的重要性、注采井网的布署、注采调配技术的配套及油层保护技术共六个方面对低渗透油藏的开发技术进行了总结,并以梁4块等为例阐述实施过程及效果,对低渗透油藏的良性开发有一定的指导作用。     

分层注水井异常变化的原因

注水在油田开发中是一项十分重要的工作,油田投入开发以后,随着开采时间的延长,地层本身的能量在不断消耗,油层压力在不断降低,注水的目的就是补充地层能量,保持油层压力,提高驱油效率,稳定油井的生产能力。在非均质多油层油田的注水开发过程中,要提高分层注水合格率,但是由于多种因素的影响使注水井经常出现异常变化,降低了注水井的分层注水合格率。本文从计量仪表误差、注采关系的变化、井下水嘴问题和封隔器失效四个方面的影响因素进行分析,采取有效的措施,提高注水井的分层注水合格率。     

纳米聚硅材料室内实验及应用研究

保持合理注水量是影响低渗透油田注水开发效果的重要因素之一.开发过程中普遍存在注水井长期注入压力居高不下、注入量低、单井注入压力差异大等问题.纳米聚硅材料是解决这一难题的新技术之一.利用油田现场提供的聚硅材料和油藏等资料,通过室内物理模拟,对聚硅材料增加注水效果、改善水相相对渗透率进行了研究,同时研究了纳米聚硅材料的吸附和界面张力等特性,探讨了聚硅材料降低注水压力增加注水量的机理.结果表明,纳米聚硅材料通过其强憎水特性改变岩石的润湿性,提高水相相对渗透率(以及驱替吸附在孔隙内表面的水膜等机理来提高注水量.现场应用也表明,纳米聚硅材料能降低注水压力,提高注水量.     

喇北西块水驱注采结构优化方法研究

油田已进入特高含水期,无效循环严重,开发经济效果变差,能耗不断增加,使成本上升。针对北西块水驱老注水井封堵后,区块进行了整体加水,总压差增大,地层压力偏高,合理井比例较小,注采参数不合理的问题,通过预测合理注采参数,与2011年12月生产数据进行比较进行调控,在保持注水量基本不变的前提下,通过细分注水,控制无效注水,提高低含水层产液强度。通过井组平面上的调整,提高合理井比例。2012年9月份,日产液为31285t,流压为5．6MPa,统计2012下半年油井静压值为11．19MPa,总压差为0．3MPa,都比较接近理论水平。