低渗透油田开发规律认识研究

本文通过低渗透油田一个井组开发历程的研究,对井组实际的开发效果进行了分析,并且结合井组改造措施提出了低渗透透油田开发的几点认识:采取早期精细分层注水,可以有效控制含水上升速度,缓解层间矛盾,保持油井长期稳产;选好油井的合适压裂时间,不但取得较好增油效果,而且措施有效期长,增油效果好。     

小井距开发及生产实践

2008年,我区针对区块特点开展了以小井距注水为主的井网调整完善工作,优选4口油井转注,7口油井见到较好的效果,年累计增油2859吨。小井距井组注水见效快、水线推进速度快、含水控制难度大的先天性问题制约着井组的长期稳定上产,为此,我区在注水上采取周期脉冲注水、护理上讲求动态调整,有力的保证了井组的上产稳产、平稳运行。     

小井距开发及生产实践

2008年,我区针对区块特点开展了以小井距注水为主的井网调整完善工作,优选4口油井转注,7口油井见到较好的效果,年累计增油2859吨。小井距井组注水见效快、水线推进速度快、含水控制难度大的先天性问题制约着井组的长期稳定上产,为此,我区在注水上采取周期脉冲注水、护理上讲求动态调整,有力的保证了井组的上产稳产、平稳运行。     

缝网压裂技术在低渗透油藏应用效果浅析

低渗透油气藏在我国油气勘探开发中的地位日益重要,大庆外围低渗透油田A区块开发过程中暴露出注水压力高且上升速度快,注采井距过大,油水井难以建立有效驱替,油井受效差等矛盾,针对这些矛盾我们在A区块M井组进行缝网压裂试验,探索提高低渗透油藏单井产量的有效技术措施,以期为我国低渗透油田开发过程中挖潜增效提供参考。     

低渗透油藏压力传播特征分析

基于鸭儿峡低渗透油藏注水开发的基本生产特征,即注水压力不断升高、注水量不断降低、油井供液不足、产量递减快、采油速度低,对具体井组进行试注效果分析,发现油井主要依靠弹性介质传递能量,最终实现增油目的。针对低渗透储集层存在启动压力,且注水能量主要消耗在井筒附近,压力具有先累积后缓慢释放的传播特征,考虑到低渗透储集层压力传播特征,建议对地层进行压裂和周期注水以调整储集层压力的重新分布,降低注水井注入压力。通过对比分析周期注水与常规注水效果,发现周期注水采出程度高,开发效果好。     

石场子油区长2油层水驱动用状况分析及综合治理

石场子研究区进入中高含水开发阶段,因低产、高含水等原因已累计关井130余口,部分井组油水井注采对应关系差,水驱储量动用程度低;部分井注水突进问题明显,影响水驱储量控制程度低,油藏整体表现为油井自然递减增大、含水上升率抬升的趋势,水驱状况不清楚,严重困扰了后期的油田稳产综合治理。本文以延长组长8油藏为目标,重点研究油藏水驱动用状况,评价注水开发效果,寻找开发中存在的主要问题,提出综合治理调整意见,指导油田稳产。     

灰色关联分析在水平井注水开发中的应用

水平井注水开发是一项见效快、大的油田二次开发措施。基于灰色关联理论，将油藏水平井注水开发井组作为一个系统来研究，在水平井油井和水井间建立了灰色关联。以阿曼Daleel油田B区块为例，借助油水井生产动态数据，应用灰色关联理论分析了油层的连通情况及油井主要来水方向，为优选合适的油水井措施作基础。     

欢26杜家台油层注氮气研究与应用

欢26杜家台油层于1980年投入开发,2008年大规模实施精细注水开发,实现了区块有效注水开发,最高日产油达到120t以上,由于注入水受重力影响较大以及纵向上油层动用程度不均等问题,高部位油井见不到注水效果,上部原油不能得到有效开采,纵向上动用程度低,导致区块水驱效果变差。为提高区块采收率,2013年8月在区块注采井网完善、连通程度高、地层倾角较高部位优选2个井组实施注氮气试验。目前两口井初步见效,实现阶段增油1304t,有效提高储层动用程度。     

低渗油藏氮气驱技术研究与实践

欢26块杜家台低渗油藏1975年开始勘探,1978年试采,1980年采用500m井距、一套层系部署油井6口,正式投入开发。2008年以来通过精细水质处理、优化设计注采井网及注采参数,实现了区块全面注水开发。随着注水时间的延长,注水见到了较好的效果,区块产量稳中有升。但存在两个问题,一是纵向动用程度低;二是受重力作用,注入水优先向构造低部位推进,低部位油井见效明显,构造高部位油井难以见到注水效果。针对以上问题,2013年在该块优选了两个井组,开展氮气-水段塞驱试验,见到较高的效果。本文针对欢北杜家台低渗油藏特殊的地质条件和暴露出的特殊的开发矛盾,着重探讨改善低渗油藏开发效果的一些经验,对同类油藏具有具有较好的借鉴作用。     

注采井网精细调整技术研究及实施效果

受储层非均质性以及注水参数不合理等因素影响,H区块注水开发水窜严重,常规注水调整难以进一步提高水驱油效率,优选8个井组进行深部调驱先导试验,取得较好效果,但受地质特征复杂、注采井网及井距不合理等因素制约,难以进一步扩大深部调驱规模,为此开展调整技术对策研究,包括重新落实构造、剩余油分布规律分析以及注采井网、井距优化研究等,指导部署实施新井20口(油井15口,注水井5口),老井转注2口,新增深部调驱井组12个,取得成功,阶段累增油6.7万吨,在国际油价低迷下实现提质增效目的。     

茂10区块调整对策

针对茂10区块加密注采系统调整后,产量递减快、采出程度低、治理潜力大的特点,依据精细地质研究,完善井组注采关系;强化精细注水管理,提高分层注水质量;实施油井分类管理,治理长关井及低效井,达到减缓产量递减的目的。     

周期注水在不同初始含水饱和度油藏中的应用——以WQ长6油藏为例

针对WQ油藏C区块地质情况与开发存在的问题,提出了适合该区块的周期注水模式。根据调研及开发实践,总结了适用于特低渗油藏的不同含水率类型井组差异化注水方法;对C区块划分了三个典型井区：原始低含水区域A、原始中含水区域B、原始高含水区域C,分析了不同区域的开发特征,并针对不同区域油井提出了差异化注水方式建议。研究将对提高注入水波及效率、改善油田开发效果提供有效指导。     

对商62新区块注采井网的分析及认识

本文主要针对商河油田商62区块井网不完善性进行分析,并结合目前该区块油水井生产情况提出改善注采结构的建议。2014-2017年该区块通过精细注水,水井动态调配,油井生产参数优化,井组精细划分,对新增欠注井攻欠增注,低液井实施补孔等措施对商62块注采井网进一步完善,并取得了良好的效果。     

庆25-3井组挖潜措施及效果

庆25-3井组由于层间矛盾突出,其它层动用程度低,对应油井存在泵挂深、负荷重、作业过程中发现出砂等问题,管理难度大。通过强化以水井为中心的动态调控,确保井组稳产;坚持小排量温和平稳注水,实现精细化注水;水井管理强化地面配套措施实施力度,确保注水到层;对应油井应用防气、防砂工艺;地面管理方面优化参数,配套先进的工艺技术,提高机采效率,达到了油井增产、降低递减、管理指标提升的目的。     

喇11-PS2603井区综合调整效果分析

随着北东块二区开发的不断深入,由于油层发育差、油水井连通差,井组出现了地层压力高,部分油井低产能等一系列问题。为了改善开发效果,及时对井组进行了注采综合调整,努力延长稳产期。本文以喇11-PS2603井区的聚驱注采井为分析对象,在储层精细描述的基础上,结合动静资料,分析井组存在问题、总结有效治理措施、评价井组开发效果,为今后喇嘛甸油田聚合物驱技术的推广应用提供了依据。     

影响低渗透油藏水驱开发效果的原因分析及对策

南翼山油田为典型的低渗透油藏,经过近10年多的水驱开发,取得了较好的开发效果,但也存在注水井吸水能力低、启动压力和注水压力高、油井受效时间长、压力和产量变化不敏感等问题。针对低渗透油田注水开发中存在的问题,分析影响水驱开发效果的主要因素,提出了有效开发低渗透油田的主要技术措施。     

通达山区长6油层注水开发可行性论证

通达山区长6油层目前主要以自然能量开采为主,仅在区块南部有15口注水井。区块注采井网不完善,地层压力保持水平低,仅为35.4%,地下亏空严重。研究区目前日产油量小于0.1t的油井占开井数的58.3%,低产低效井比例大。大量的低产低效井导致区块采油速度低,采出程度小,目前仅为5.33%。储层有丰富的剩余油及可观的开发潜能。区块油层连通性好,储层敏感性试验显示适合注水开发。因此,区块急需开展注水开发工作,尽早补充地层压力,提高油井采油速度,最终达到提高采收率的目的。     

压驱注水技术在桩西特低渗透油藏的应用

桩西采油厂五号桩油田桩74区块油藏较深、温度较高,属于典型的高温特低渗油藏,工艺措施适应难度大。目前特低渗透油藏存在注水压力不断上升、注水困难,形成了“注不进、采不出”的被动局面,严重影响了低渗油藏开发效果。针对这一开发矛盾,研究并实施了压驱技术,通过“高压力、大排量”的注水方式,短期内快速有效的补充地层能量,提高生产压差及油井产能,进而提高低渗油藏最终采收率。矿场试验1个井组,注水排量1～1.5m³/min,最高注水压力45.9MPa,累计注水4.1×10⁷ m³,对应油井井组累增油3645t。     

影响低渗透油藏水驱开发效果的原因分析

南翼山油田为典型的低渗透油藏,经过近10年多的水驱开发,取得了较好的开发效果,但也存在注水井吸水能力低、启动压力和注水压力高、油井受效时间长、压力和产量变化不敏感等问题。针对低渗透油田注水开发中存在的问题,分析影响水驱开发效果的主要因素,提出了有效开发低渗透油田的主要技术措施。     

塔河油田12区注水替油效果分析与认识

塔河12区奥陶系碳酸盐岩油藏岩溶缝洞型储层具有极强的非均质性,钻遇定容体所占比例很大,针对这类油井压力递减迅速普遍采取注水替油开发措施。本文对比了几口注水替油井,分析认为：储层物性较好,前期含水率较低的井,适合进行注水替油开发。并且针对各种不同地质情况,提出了提高注水替油效果的方法。