特高含水期井网适应性分析

1.开发现状 孤岛油田南区渤64断决于1973年7月投入开发,到1976年11月为弹性开发阶段,1976年12月投入注水开发,目前已经进入特高含水开发期,井网为南部反七点面积注采井网,北部为行列注采井网。目前断块有油井64口,开井52口,停产井12口。单元日产液水平2977t,日产油水平225t,综合含水92.4％,平均动液面433m,累计采油341.3×10~4t,采出程度27.3％,可采储量采出程度68.8％。注水井24口,开井15口,日注水平2755m~3,累积注水1365.4×10m~3。平均地层总压降1.6MPa。     

七点法井网聚合物驱数值模拟及矿场试验

孤岛油田中二中馆3-4单元自1988年实施七点法注采井网,经过十余年的强注强求开发,剩余油高度分散,水驱效率高。注聚前采出程度高达41.2％,含水95.3％。为了探索七点法注采井网聚合物驱提高采收率技术,在进行数值模拟优化的基础上,于1998年1月在该区两个井组开展了注聚矿场试验,取得了较好的效果,试验区日产油水平由实施前的81t上升到目前的278t,含水由95.3％下降到83.7％,累积增油16×104t,吨聚增油48.6t/t,提高采收率7.07％,为下步中二中区块全部注聚提供了成功的经验,对类似井网聚合物驱有较大参考和推广价值。     

裂缝性低渗透砂岩油田合理注采井网

裂缝性低渗透油田的合理注采井网要能延缓方向性水窜、水淹时间和解决注不进水的问题 ,由于压力传导慢 ,注采井距不能过大 ,开发后期要能灵活调整井网。吉林油区已开发裂缝性低渗透油田采用过 4种注采井网开发 :正三角形斜反九点法注采井网 (扶余油田 ) ,井排方向与裂缝方向错开 2 2 .5°的注采井网 (新立油田 ) ,井排方向与裂缝方向错开 45°的注采井网 (新民油田 ) ,菱形反九点法面积注采井网 (民 43 8区块和大情字井油田 )。总结注采井网调整历程中的经验和教训 ,开发初期应采用小排距菱形反九点法面积注水 ,开发后期调整为线状注水 ;井排方向应与裂缝走向平行 ;若经济条件允许 ,开发后期用密井网注采 ,尽可能缩短油、水井排距。图 2表 2参 8     

海外河油田注堵调一体化技术研究与应用

针对海外河油田注水开发中存在的问题,结合油田开发现状,提出了"注堵调"一体化技术思路.即以注采井组为单元,将油水井压裂解堵、分层注水、深度调剖、化学堵水等技术进行优化整合,最大程度地发挥技术整体作用,提高注采井组采收率.经现场应用取得了良好效果,使油田连续3 a日产油保持在1 000 t/d以上,实现了油田的高效开发.     

孤岛油田中一区Ng4聚合物驱注采动态及效果分析

孤岛油田中一区Ng4单元是清水配清水注的聚合物驱开发单元。该单元经过堵水调剖,归位射孔等前期工作后,于1997年1月正式投入聚合物驱油开发。目前已见到明显的降水增油效果,日产油水平由806t/d上升到1822t/d,综合含水由94．2％下降到84．9％,累积增油777194t。该区已于2000年11月转入后续水驱,目前仍处于注聚后增油有效期,清水配清水注聚表现出的特征良好,聚合物驱油的开发特点,在水井上表现为注入压力上升,注入能力下降,在油井上表现为日产油量上升,含水波动下降,在开发指标中表现为注水利用率得到提高。清水配注的聚合物溶液粘度高,聚合物段塞形成好,推进均匀,通过对注聚其间油水井动态变化的研究,在聚合物驱开发中要不断采取完善注采井网来建立良好的注采系统,消除层间干扰减少窜流,在低油压水井加交联剂防止聚合物突进,对难注入井进行补孔与提高注入压力来保证聚合物顺利注入,合理控制生产参数,及时进行注采调配协调注采关系,提高注聚质量等技术措施,聚合物驱油效果才能得到充分发挥。     

孤南131低渗透断块油藏改善注水的主要做法及效果

胜利油区孤南131断块是一个比较典型的低渗透断块油藏,自1989年1月投入注水开发以来,由于注水水质不合格,造成该断块注水困难,注水井近地带污染堵塞严重,停注井多,平面、层间矛盾突出,整个断块开发效果变差。在进行充分调研的基础上,通过室内实验和矿场试验,增加注水精细过滤装置改善了注水水质;采用复合解堵、水力割缝等新工艺技术对该断块注水井进行改造,使该断块6口停注井全部恢复注水;采用压裂、补孔等措施对油井进行综合治理,协调了注采关系,完善了注采井网,取得了明显的效果,单元开发形势得到了根本好转。     

低渗透砂岩油藏注采井网调整对策研究

低渗透油藏注水开发后,注采井网难以满足后续开发需求。应用油藏工程和数值模拟预测等方法,对低渗透油藏合理油水井数比、注采井网调整方式、调整时机以及调整后新、老井合理注水调整方法进行系统研究,形成了低渗透油田井网调整技术。考虑低渗透储集层的渗流特性、启动压力梯度导致油水井地层压力的差异,推导了适应低渗透油藏的油水井数比计算公式。根据储层裂缝发育状况以及剩余油分布特征,选择水驱面积波及系数较高的井网进行调整。敖南油田合理的调整方式是将裂缝不发育井区反九点法井网调整为五点法井网,裂缝发育井区转线性注水。对不同调整时机下的开发效果预测表明,调整越早,效果越好。井网调整后要适当控制老井注水,加强新井注水,使地层压力分布更加合理。研究结果表明,利用上述调整对策对低渗透油藏实施注采井网调整是可行的,可以为低渗透油田井网调整提供新的技术支持。      

多层聚合物驱影响因素

1 试验区基本情况孤岛油田中二中Ng3- 4单元 1972年投产 ,1975年采用 2 2 5m四点法井网投入注水开发 ,1988年改七点法注水 ,1998年 1月开始注聚试验 ,试验区采用了笼统注入分层采油的开发方式 ,共有注入井 9口 ,注入层Ng3- 4 ,共有油井 19口 ,其中Ng33 -4油井 4口 ,Ng35层油井     

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏多井缝洞单元注水开发方式

利用油藏数值模拟手段,通过对前期试注阶段注水效果的系统评价,探讨了塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏多井缝洞单元的注水开发方式,包括注水时机、注采井网、注采井的储集体类型、注采井高低部位等。研究结果表明,碳酸盐岩缝洞型油藏不同类型储集体应在不同地层压力保持水平下注水,溶洞型储集体压力水平为80%～90%,孔洞型储集体压力水平在90%以前,裂缝型储集体要更早开始注水效果较好;注采井网应采用不规则面积井网;注采井储集体类型和高低部位以缝注洞采、缝注孔洞采、低注高采较好。     

KS油田OBJ1生产层产量递减原因分析及调整对策

KS油田OBJ1生产层已进入特高含水、高采出程度阶段,自2010年开始产量递减加快,日产油水平由2010年的766 t下降到2013年的318t。通过分析,确定造成产量递减加大的原因是降低注水量后产液量的下降和注采结构不合理。为改善开发效果,制定的调整对策是完善注采井网,调整注采结构,进行合理配注来降低产量递减。     

肇州油田芳483区块葡萄花油层井网适应性分析

肇州油田芳483区块葡萄花油层采用反九点法面积注水,在开发的过程中暴露出一些问题:一是油井排油井受效缓慢或没有见到注水效果;二是水井排油井见水早,含水上升速度快;三是注水井注水压力上升快。通过理论分析及现场试验,发现该区块存在东西向的非贯穿型裂缝及高渗透条带,认为该区块不适合反九点法面积注水,而应该采用行列式注采井网,并提出了行列井网的布井原则和需要注意的问题。     

鄂尔多斯盆地致密油藏水平井开发井网论证

鄂尔多斯盆地致密油藏资源丰富,勘探开发潜力大,其特点适合采用水平井体积压裂法来开采。文
章以华池－南梁地区山１５６井区长６致密油藏为例,对其水平井开发井网进行论证。开发实践证实,当采用水平
井体积压裂法开采长６致密油藏时,初期单井产量高,增产倍数大。由于储层中存在着大量的缝网结构,在采用水
平井开采长６致密油藏时,注水井排方向与裂缝方向平行,且水平段方向与裂缝方向垂直时,水驱波及体积大,开
发效果好;当采用直井注水＋水平井采油的开采模式时,合理的水平段长度为６００～８００ｍ,此时,采用七点法注采
井网的开发效果好;七点法井网的合理井距为７００～８００ｍ、排距为１００～１５０ｍ。文章得出的结论可以为鄂尔多斯
盆地致密油藏水平井开发提供技术参数。     

海一块综合治理研究

针对海一块注水开发中存在的矛盾,结合油田开发现状,提出综合治理思路,即以注采井组为单元,将注水井分层注水、深度调剖、调驱,油井进行化学堵水、提高采液强度等技术进行优化整合,不断扩大注水波及体积,提高注采井组采收率,改善注水开发效果.现场应用后取得了良好效果,使区块连续3 a日产油保持在340 t/d以上,实现了区块的高效开发.     

鱼骨状分支水平井注采井网研究

针对鱼骨状分支水平井对应的典型注采井网,提出按照微单元的思想进行划分,采用数值模拟方法分析注采微单元的注采关系,流动特征,优化了注采微单元的注采对应关系,在此基础上针对斜向微单元开展了注采偏角、分支长度,分支位置的敏感性研究。根据优化结果提出对应的调整策略,预测结果显示这种调整策略可以有效地改善鱼骨状分支水平井注采井网的注水开发效果。     

水平井注采井网和注采参数优化研究

水平井注采井网开发低渗透、薄层油藏可以增大注水量、降低注水压力、有效保持地层压力、提高油藏的采出程度。结合M油田油藏地质特征,应用数值模拟和经济评价方法对该油田的水平井注采井网类型、方向、排距以及转注时机与注采比等开发指标进行优化,达到经济、高效地开发目的。结果表明,水平井注采结构采用完全正对排状井网可获得较好的开发效果,优化后的井距为100 m,水平井与最大主渗方向呈45°夹角,注采井排距为300 m,地层压力水平在85%以上时注水保压,推荐注采比为1.0。研究方法和研究结果可为同类型油藏水平井注采井网部署提供参考依据,具有很好的借鉴意义。     

水平井注采井网优化

为查明水平井注采井网的开发效果及其与传统直井注采井网的区别，采用数值模拟方法研究水平井注采井网部署方案。结果表明：与直井注水相比，水平井注采井网可形成线性驱动，推迟注入水突破时间、提高波及效率、改善油藏开发效果；水平井水平段压力损失影响水平井注水开发效果，平行对应反向井网考虑了压力损失的影响，可有效地克服压力损失造成的注入水局部突进现象，平行交错反向指指井网既考虑了水平段压力损失的影响，又可扩大井网控制面积，为最优的水平井注采井网；对于均质薄层油藏，水平井在油藏中位置的变化对开发效果的影响不明显。水平井注水技术在哈得4薄砂层油藏的开发中起到了降低注入压力、增加注入量、有效保持地层压力的作用，所设计的水平井注采井网应用效果良好。图13表4参31     

七个泉油田开发井网适应性评价研究

七个泉油田目前分三套层系开发,采用反九点法注水开发,井距240～260m。目前注水油压范围为4～20MPa,浅部一、二层系大部区域很难形成有效注采系统,注水效果较差,深部三层系通过压裂大部分区域能形成有效注采井网。本文通过实验,运用非达西渗流理论对七个泉油田进行注采压差和极限注采井距计算,并对七个泉油田目前开发井网适应性进行评价。     

鱼骨状分支水平井注采配置优化

针对鱼骨状分支水平井注采配置关系,对鱼骨状分支水平井复杂的注采特征进行了研究,并根据微单元划分的思想,结合注采微单元水驱效果差异,确定五点井网是最适宜的鱼骨状分支水平井基础井网.在此基础上按照发挥有利微单元、调整不利微单元、实现均衡驱替的原则,从调整鱼骨状分支水平井井形参数和注采关系2方面,系统研究了改善注水开发效果的...     

孤岛油田中二南区块聚合物驱的主要做法及效果

孤岛油田中二区块含油层系为Ng3- 6砂层组 ,面积1 8km2 ,有效厚度 31 2m ,地质储量 95 8× 10 4t。于 1972年 7月投产 ,1973年 4月采用四点法面积注采井网注水开发 ,1997年 12月开始聚合物驱开发 ,根据注聚过程中不同时期的动态特点 ,做了一系列工作 ,取得了明显的效果。1 注聚情况根据聚合物驱油筛选标准 ,在中二南选取 2 8口井作为注聚井 ,矿场采用清水配制、母液污水稀释的两段塞注入方式。方案设计注入总量 5 5 0PV·ppm ,PV数 0 30 3,干粉10 82 8t。经过 3年多的注入 ,全部完成注入方案。2 注聚期间的主要做法2 1　强化注聚前准…     

缝洞型碳酸盐岩油藏注水井间干扰特征及其影响因素

根据缝洞型油藏注采单元特征,设计并开展了9组注水干扰物理模拟对比实验,分析了注水干扰特征及其影响因素;基于渗流理论建立了注水干扰反演模型,研究了不同因素对干扰特征的影响规律。研究表明:注采井距、渗透率比值、溶洞储量、溶洞分布均对水驱干扰特征有较大影响;溶洞位于注采单元内渗透率相对较高的裂缝带上、井距相对较小的方向、距离生产井较近时,有利于注水开发;较大溶洞位于高渗或小井距方向时,低渗透或较大井距方向生产井早见水;溶洞在高渗方向且注采井间储量差异较大时,不同注采方向导流能力差异性对注水开发有利。注采井网构建或重组时,尽量使注水井不同注采方向上渗透率与溶洞储量成正比、注采井距与溶洞储量成反比;距离溶洞较近的井应为生产井、较远的井应为注水井。不同洞缝储量比对应不同的最优井距比和最优渗透率比值,且最优井距比和最优渗透率比值随洞缝储量比增大逐渐增加。图18表2参12