二类油层周期注水在聚驱控水提效中的应用

为了改善二类油层的开发效果,抑制区块含水上升速度,为二类油层聚驱后进一步提高采收率提供科学依据。充分利用油藏精细描述静态资料和注采井的动态资料,应用油藏数值模拟技术研究了四种周期注水的方式。通过四种周期注水方式,改变油层原有压力场分布,使油层内平面和纵向上剩余油得到有效动用。在有效降低注水量的同时,提高注入水质量,控制含水上升速度,最终达到控制低效无效循环,进一步挖掘区块剩余油的目的。     

高含水后期二三类油层水驱阶段挖潜方法

本文结合新钻井地质特征再认识及剩余油描述方法,确定了二三类油层调整对象标准、调整单元和调整区域,搞清了二三类油层剩余油分布规律。针对二类油层和三类油层剩余油分布特点,在化学驱井网条件下,对不同类型的剩余油采取了不同的挖潜对策,取得了较好的效果,为后期研究认识二三类油层水驱开发规律、开展高含水后期控水挖潜方法研究提供了依据。     

耦合注水在高含水油藏的有效应用

孤东油田二、六区,均为水驱开发单元,现已进入注聚后续水驱开发,处于全面高含水阶段。经过长年强注强采,导致油藏水淹严重,储量接替层少,剩余油驱替难度大,通过常规注水挖潜剩余油难度大。因此采用耦合注水新思路,运用到日常注采管理中挖潜了层间平面剩余油,有效控制含水上升,从而提高了采收率。     

聚后水驱区块深入挖潜剩余油方法研究实践

聚后水驱的采出井通过上调参数,换大泵等方式放大生产对含水上升不能有效控制,因此对剩余油的挖潜效果不好。中区东部聚驱聚后水驱注入井采取分注措施,利用水驱偏芯管柱,采取定量恒流配水技术,有效限制注入水无效循环,是控制含水上升速度、深入挖潜剩余油,提高聚后水驱采收率的最有效方法。     

高含水后期薄差油层周期注水方法研究

S区块为薄差层低渗透砂岩岩性油藏,经过长期注水开发,已进入高含水期开采阶段,结构调整的潜力越来越小,挖掘剩余油的难度越来越大,为进一步改善区块的水驱开发效果,对S区块进行了周期注水可行性研究,并对部分注采井组制定了周期注水试验方案,有效地控制了试验区产量递减速度和含水上升速度,改善了薄差油层的吸水状况,开发效果得到明显改善。     

敖古拉油田塔2井区整体聚合物驱潜力挖潜

塔2井区发育单一河道砂体,通过采取注采系统调整、早期周期注水、调剖、外扩钻井等措施,取得了较好的开发效果,目前已进入高含水期开发阶段,层内矛盾调整难度大。利用聚合物驱油的科学性并结合该区块实际开发情况,对塔2井区开展剩余油饱和度监测和分析,研究整体聚合物驱油的可行性,挖潜厚油层剩余油。     

利用细分注水调整方法有效改善油田开发效果

萨中开发区经过50年开发,纯水驱已进入高含水开发后期,主要目标是控制含水上升速度、减缓产量递减。细分调整能提高各类油层的动用程度,是高含水后期改善注水效果的有效措施之一。     

密井网开采矛盾及治理认识

某水驱区块于1986年投入开发,2011年进行三类油层加密调整,合采SⅢ、PⅡ、高台子三套油层组,注采井距近(106 m),井段长(231 m),层间层内矛盾突出,油层动用差异大,导致含水上升快。通过精细地质研究,以改善薄差油层动用状况、控制含水上升速度、恢复地层能量为重点,不断摸索特高含水期"控含水、控递减"的有效方法,改善区块开发效果,实现稳油控水的目的。     

聚驱后剩余油潜力的分布特征研究及挖潜措施

针对聚驱后剩余油少且高度分散,油层中残留聚合物的存在使流度控制更加困难、聚驱后没有可行的提高采收率方法、开采难度大的实际情况,为了进一步提高采收率,系统地开展了聚驱后剩余油分布特征及剩余储量潜力研究。明确了聚驱后剩余储量潜力及挖潜方向,聚驱后油层含水饱和度的上升及残留聚合物的存在使流度控制更加困难,必须在调堵的基础上扩大波及体积,在扩大波及体积基础上提高驱油效率,优化确定了合理的井网。本文利用二类上返井的水淹层解释资料,给出了聚驱后的剩余油潜力的分布特征,对今后油田改善聚驱后开发效果和进一步挖潜地下剩余资源具有重要的指导意义。     

油田高含水期剩余油精细挖潜方法研究

注水油田进入高含水期,剩余油分布复杂,挖潜难度大,为提高水驱采收率,提出了将研究单元细化到油砂体的剩余油精细挖潜方法。在精细地质研究的基础上,结合生产动态数据和测试资料,根据油砂体上井网控制情况、水驱特征和边水能量特征,将油砂体划分为弹性驱、注入水驱、注入水+边水驱、边水驱和未动用等类型,详细解剖不同类型油砂体的动用情况,分析不同类型油砂体的剩余油分布模式和潜力,提出了不同类型油砂体的剩余油挖潜方法。利用该方法对注水油田的剩余油进行了挖潜,水驱效果大大提高。研究表明,以油砂体为对象的剩余油挖潜方法可以有效提高注水油田高含水期的开发效果,为剩余油的挖潜提供了新的思路。     

低渗透油田中反向调驱堵水技术的应用探析

通过调查研究发现,低渗透油田往往只有较差的储层物性,没有足够的地层能量,在油田注水开发后期,油层高含水时,没有水洗部分厚度的油层,那么就会出现诸多的剩余油。针对这个问题,就可以将反向调驱堵水技术给应用过来,以此来促使含水非均质砂岩油藏采油速度得到有效的提高,促使开发效果和采收率得到提高和改善。     

喇北东块一区水驱综合调整挖潜做法及效果

目前喇北东块一区已进入特高含水期开发阶段,剩余油分散,挖潜难度越来越大。为了进一步改善特高含水期水驱开发效果,我们以注好水、注够水,提高有效注水、强化提液挖潜、增加可采储量为原则,以精细调整、精细挖潜为手段,不断拓宽特高含水期控水挖潜新途径,努力控制产量递减与含水上升速度,不断提高水驱开发效果。本文针对水驱开发中存在的问题,应用精细油藏研究成果,分析水驱井的开采状况,分析剩余油分布状况,积极寻找剩余油富集区。通过对水井采取压裂、细分、测调等措施,改善注水井的注水状况;同时对油井采取补孔、压裂等措施,进行综合调整,有效挖潜剩余油,从而改善特高含水期水驱开发效果。     

浅谈抽油机井进入高含水后期措施挖潜

油田进入高含水后期开发阶段,如何提高措施效果挖潜剩余油,对控制含水上升、减缓递减,实现油田可持续发展至关重要。特别是薄差油层地区,由于油层物性较差,提高挖潜措施效果更是非常重要。针对油井的具体情况,提出根据综合含水、沉没度制定下步措施,以达到提高产能、控制含水上升、减缓递减的目的。     

密井网小井距综合治理效果及认识

西区与中区西部水驱井于2010-2012年进行三类油层加密调整,注采井距由250米缩短为106米,井网密度90.7口/Km~2,斜井比例达到49.83%,开采层位多,层间层内矛盾突出,油层动用差异大,导致含水上升快。通过精细地质研究,以改善薄差油层动用状况、控制含水上升速度、恢复地层能量为重点,不断摸索特高含水期"控含水、控递减"的有效方法,改善区块开发效果,实现稳油控水的目的。     

敖包塔油田综合治理效果探讨

针对敖包塔油田欠注井多、油层条件差、剩余油潜力分布零散及措施增油难度大等问题,采取了一系列注采关系完善、注水结构及产液结构调整等对策,认识到改善各类油层的水驱效果,有效控制产量递减、含水上升速度是改善低渗透油田开发效果的关键。     

马厂中渗复杂油藏高含水期有效挖潜研究

马厂油田构造上位于东濮凹陷中央隆起带的南端,1987年投入开发,经连续20多年的注水开发,油田已进入特高含水开采阶段,主力油层水淹严重,油田含水上升,递减加大,开发形势十分严峻。通过强化地质基础研究,夯实油藏开发基础;通过厚层潜力井网提前注水,适时开展有效提液;强化剩余油分布研究,实施长关井恢复;强化注采管理政策研究,实施脉冲周期注水,改善层内水驱油效果等的主要做法对油田实施有效挖潜,实现了油田原油产量稳步上升。     

S区块聚驱后强碱三元复合驱初期动态变化特征分析

为挖潜聚驱后剩余油,根据萨南地区油层较均质、连通好、水洗程度高的特点,开展16注25采的聚驱后缔合聚合物强碱三元复合驱矿场试验。针对聚驱后剩余油分布特点,以注采参数匹配、液流转向为调整重点,配合分层、堵水等有效措施进行综合调整,取得了较好的开发效果,动态特征表现为:注入压力上升、渗流阻力增大,部分井剖面得到有效改善,采出井见到增油降水效果。试验区综合含水由试验初期98.9%下降至94.7%,降低4.2个百分点,累计增油30769t。     

卫城油田卫10块低渗富集小断块中高含水期层间挖潜研究

针对卫10块已进入中高含水开发期,区块综合含水上升快,自然递减居高不下等问题,在地层精细对比、构造精细解释、沉积微相、储层综合评价、剩余油分布规律研究的基础上;通过以中部封堵、拉大注采井距,边部加强平面及层间动用为主要治理方向的实施,提高了注入水利用率,提高区块分层动用程度,控制了区块含水上升速度,改善注水开发效果,探索出了一套适合中高含水期低渗透复杂断块油田剩余油挖潜治理的方法。     

大庆杏树岗油田水淹层录井评价技术研究

经历四十多年开发,大庆杏树油田主力油层已进入高含水后期。针对高含水后期调整挖潜的剩余油评价难题,利用水驱油实验资料、密闭取心与井壁取心对比分析实验资料、试油及投产资料,系统总结了随含水上升,地化色谱和荧光图像特征的变化规律,揭示了水淹层录井响应机理,建立了以地化色谱、荧光显微图像分析等新技术为手段的水淹层录井评价方法。该评价方法可直观、准确地评价剩余油,进而确定剩余油挖潜部位,在调整井中应用见到了明显的效果,成为在高含水主力油层深化挖潜和薄差层有效动用过程中,剩余油评价和射孔选层的关键技术之一,对于科学合理开发调整、提高油田开发效果具有重要意义。     

水平井在正韵律厚油层油藏开发后期剩余油挖潜中的应用——以官142区块为例

官142区块是正韵律巨厚砂岩油藏,经过多年注水开发,油藏底部产生"次生"底水,受储层垂向物性的差异及层内隔夹层的不稳定分布影响,油层水淹严重,剩余油分布零散,挖潜难度大。为进一步提高采收率,本文应用动态监测资料,采用数值模拟技术,对区块水驱规律及剩余油分布规律进行了深入研究。结果表明:剩余油主要分布在厚油层的顶部,结合水平井即可提液增油,又可控制底水锥进的优势,在该区块实施水平井挖潜剩余油潜力,取得了较好的应用效果。水平井技术在官142区块正韵律厚油层次生底水油藏的成功应用,为同类型油藏开发后期剩余油挖潜提供了借鉴。