免释放测调联动高压分注技术及在欢北油藏中的应用

欢北低渗透油藏是一个注水开发油藏,储层渗透率低、非均质强,注水井纵向上存在吸水严重不均的问题,严重限制了区块水驱开发效果的进一步提高。常规高压分层注水技术受井口压力高、层间级差大及单泵增注管柱蠕动加剧的影响,一直存在坐封压力高、分注有效期短及验封测试困难等问题。为改善注水井吸水剖面,提高储层动用程度,2012年以来开展了免释放测调联动高压分层注水技术的研究与应用,实现了高压注水井长期有效注水,油藏注水开发效果得到明显提高。     

利用吸水剖面测试资料优化分层注水措施

非均质油藏随注水开发时间的延长,层间干扰越来越严重,注水井吸水状况逐渐变差。分层注水是改善吸水剖面、提高油藏水驱动用程度的重要措施,需要采取科学合理的理论和方法来优化分层注水措施。利用层次分析方法计算不同地质开发因素对注水井吸水剖面变化的影响权重,量化不同因素的影响程度。在此基础上选择重点影响因素作为出入样本参数,以注水井小层相对吸水量作为输出样本,采用模糊神经网络方法,建立吸水剖面预测模型。根据预测模型预测不同分层条件下注水井吸水剖面变化,优化分层注水措施。     

长庆油田三叠系特低渗储层分层注水技术研究

长庆油田三叠系特低渗透油藏的特点是各层启动压力梯度差异大，剖面非均质性严重，多段动用的注水井剖面矛盾较大，部分油层段得不到能量补充，注水效果差。对油藏多层开采区域采用悬压式分层注水措施后，油藏动态特征和动态监测结果表明，分注区域油藏开发形势明显好转，水驱储量动用程度得到提高，注水单向突进现象得到缓解，见效油井增多；地层能量上升，油井产量上升，区域产量上升；注水井吸水剖面得到改善；各小层吸水量趋于均匀，水驱变好；避免注入水沿单层突进，从而抑制了油井见水，取得了良好的经济效益，区块开发水平得到显著提高。     

青海尕斯库勒油田E3^1油藏注水井压裂增注工艺技术

应用油藏模拟、水力裂缝模拟，研究青海尕斯库勒油田Ｅ３＾１油藏注水井的压裂问题，对注水井在压裂后的注水量及面积波及系数进行了预测，并用于注水井的压裂设计，施工后，取得了好的增注效果，计整了吸水剖面，使油藏得到更有效的开发。     

吴410长6油藏周期性注水效果评价

周期性注水是改善非均质油藏开发效果的一种有效途径,充分利用毛细管力和油藏流体弹性力的驱油机理,改变油水平面及纵向渗流方向,降低高渗透层含水饱和度,从而可改善注水井剖面吸水状况,减缓油井含水上升速度,提高水驱动用程度,提高油藏开发水平。     

孤岛油田剖面调整的主要做法

孤岛油田属疏松砂岩油藏,开发层系多,井段长,历经40多年的开发,注水井吸水剖面及油井产液剖面明显改变,储层剖面的改变导致油水井层间矛盾加剧,严重影响了油田的开发效果。为此,现场采用细分注水、分层注聚、水井调剖、油井堵水堵聚及氮气泡沫调剖辅助注汽等技术,有效地改善了油水井剖面现状,为孤岛油田的高效开发奠定了坚实的基础。     

中原油田开发后期改善注水井吸水剖面的途径探讨

油田进入特高含水阶段，由于储层的非均质影响，平面、层间及层内吸水状况极不平衡，如何改善注水井吸水剖面，提高注水波及系数，从而提高水驱采收率，是油田开发后期亟待解决的重大课题。文中认真分析了中原油田历年注水井吸水剖面变化趋势，并从理论和实践两个方面阐述了影响吸水剖面的主要因素，提出了改善注水吸水剖面的有效途径，为油田增产挖潜指明了方向。     

中原油田开发后期改善注水井吸水剖面的途径探讨

油田进入特高含水阶段，由于储层的非均质影响，平面、层间及层内吸水状况极不平衡。如何改善注水井吸水剖面，提高注水波及系数，从而提高水驱采收率，是油田开发后期亟待解决的重大课题。文中认真分析了中原油田历年注水井吸水剖面变化趋势，并从理论和实践两个方面阐述了影响吸水剖面的主要因素，提出了改善注水吸水剖面的有效途径，为油田增产挖潜指明了方向。     

吸水剖面预测模型在层系优化组合中的应用 ——以濮城油田文51块沙二段下亚段油藏为例

濮城油田文51块沙二段下亚段油藏层间矛盾突出,非均质性强,通过建立吸水剖面预测模型进行层系优化组合,从而提高Ⅱ类和Ⅲ类层的采收率。利用地层物性资料及油水井参数,采用智能群算法,计算不同地质开发因素对注水井吸水剖面变化的影响权重,量化不同因素的影响程度,建立吸水剖面预测模型,进而预测不同分层条件下注水井吸水剖面的变化,优化分层注水措施,提高该类油藏Ⅱ类和Ⅲ类层的水驱动用程度,实现了濮城油田文51块沙二段下亚段油藏特高含水期开发对象的转移。自2008年12月应用以来,研究区综合含水率降低了4.7%,产油量连续5 a稳步提升,累积增油量为1.2×104 t,开发效果得到了明显改善。     

北三区注水井吸水能力变化规律研究

北三区西部自1974年以来经历了30多年注水开发,目前已进入高含水开采阶段,地下油水分布更趋复杂,注水井吸水能力变化和注水效率也呈现不同的特征。本文从油藏开发动态资料入手,结合该区注水井动态资料和注入剖面资料,从注水量、吸水剖面变化特征和吸水指数等方面着手,对注水井的吸水能力变化类型和产生原因进行归纳分析。剖析了该区注水井的吸水剖面特征,包括小层吸水厚度和吸水强度对比、底部油层吸水强度、正韵律油层底部突进、上部剖面周期性特征和小层吸水量分布特征等方面,进一步了解注入水的纵向分布。并通过分析注水井的视吸水指数变化规律和区块视吸水指数与含水率的关系,得出了整个注采系统流体流动性质的变化以及油层吸水能力的变化趋势。     

QK111井分层注水工艺及效果

分层注水工艺应用于非均质多油层注水，通过分层配注量的调整，缓解层间吸水差异，提高注水纵向波及系数、增加动用地质储量及提高周边采油井的产量，获得良好的经济效益。近年来，在调研国内主要油田分层注水工艺的基础上，选择了一套两级空心定向分层注水工艺及技术，并在苏北QK111井中应用成功，取得了可喜的地质增油效果。     

姬塬油田罗1长8油藏合理注水方式研究

对于注水开发油藏,选择合理的注水方式进行开采,实现油田的稳油控水是关键。运用油藏工程、数值模拟结果结合生产动态,通过对低渗透油田罗1区块注水时机、注水方式、注水强度及水井分注等方面的研究,总结出适合该类油藏的注水方式,有效提高水驱效率、补充地层能量、减缓递减,实现油田高效开发。     

姬塬油田罗1长8油藏合理注水方式研究

对于注水开发油藏,选择合理的注水方式进行开采,实现油田的稳油控水是关键。运用油藏工程、数值模拟结果结合生产动态,通过对低渗透油田罗1区块注水时机、注水方式、注水强度及水井分注等方面的研究,总结出适合该类油藏的注水方式,有效提高水驱效率、补充地层能量、减缓递减,实现油田高效开发。     

弱凝胶体系地层流体转向技术在海上稠油油田的应用

稠油油田注水开发过程中,受不利流度比和非均质性的影响,注入水沿高渗层突进,造成油井暴性水淹,严重影响水驱开发效果.针对海上稠油油田的开发特点和存在问题,对弱凝胶体系的适用性进行了分析,对影响凝胶体系调驱的关键参数进行了优化.结果表明,原油黏度影响弱凝胶调驱效果,随着黏度的增大调驱效果有变差趋势.在含水率40%以后,注入...     

盘古梁侏罗系油藏提高水驱采收率技术研究

针对盘古梁侏罗系油藏注水上存在的平面水驱不均和剖面吸水状况变差的问题,分析影响油藏注水水驱采收率的沉积韵律、重力作用、储层非均质性、边底水发育、压裂改造等控制因素,研究出精细注采调整、完善注采井网、"三小一低"措施引效、开展周期注水等均衡平面水驱的技术手段,以及改善剖面水驱的化堵调驱、补孔调剖、暂堵酸化和选择性增注等技术手段,从而提高油藏注水水驱采收率,有效减缓含水上升、降低油田递减,确保盘古梁侏罗系油藏稳定高效开发。     

盘古梁侏罗系油藏提高水驱采收率技术研究

针对盘古梁侏罗系油藏注水上存在的平面水驱不均和剖面吸水状况变差的问题,分析影响油藏注水水驱采收率的沉积韵律、重力作用、储层非均质性、边底水发育、压裂改造等控制因素,研究出精细注采调整、完善注采井网、"三小一低"措施引效、开展周期注水等均衡平面水驱的技术手段,以及改善剖面水驱的化堵调驱、补孔调剖、暂堵酸化和选择性增注等技术手段,从而提高油藏注水水驱采收率,有效减缓含水上升、降低油田递减,确保盘古梁侏罗系油藏稳定高效开发。     

高效低成本改善注水区块开发效果配套技术

稀油老区注水开采区块进入中后期,油井含水升高,严重影响开发效果.为此进行了以井组、区块为整体的大剂量深部调剖、调驱工作,调整吸水剖面,但受堵剂成本和注入设备等因素的影响,限制了其应用规模.在不改变调堵效果前提下,采用弱凝胶降低堵剂成本,使堵剂费用控制在80元/m3以内,可实现大剂量应用.同时针对泵注设备不能满足现场大剂量注入的现状,开发引进了地面智能泵注系统,实现了现场连续不问断配注施工,施工参数均通过智能控制,可自动记录压力、流量、总流量的变化情况,操作简单,降低了劳动强度,节约了大量运输费用.现场应用表明,该技术可达到高效低成本改善稀油注水区块开发效果的目的.     

特高压注水技术在中原油田的研究与应用

中原油田深层低渗透及特低渗透油藏在井口注水压力小于31.4MPa条件下,注不进水或完不成地质配注水量,造成采油速度低、自然递减幅度大。为此,进行了特高压注水技术研究,将井口注水压力提高到接近于地层破裂压力,使地层产生微裂缝,从而提高地层渗透率,将水注到油层,实现补充地层能量、增加水驱动用储量的目的。开展了特高压注水方式及选井原则、套管保护技术、地面工程配套技术研究,制定了特高压安全注水操作规程、设计规范等,形成了系列特高压安全注水工艺。经过3年的推广应用,确保了特高压注水工作的安全生产,取得了显著的经济效益和社会效益。     

渤海稠油油田高含水期提高水驱采收率技术研究及应用

为探索稠油油田进入高采出程度、高含水率阶段提高水驱采收率的新技术,改善油田开发效果,以渤海S稠油油田为例,开展了高倍数水驱技术研究和联合井网注水方法研究。其中,高倍数水驱实验结果表明,当驱替倍数达到300~400倍时,与驱替倍数30~50倍时相比,驱油效率提高约10%,为S油田提高水驱采收率提供了方向;利用灰色关联分析方法所建立的多因素调控注水方法,综合考虑了有效厚度、渗透率、注采井距、注采井数、方向地层系数等因素,能够满足S油田具有海上特色的水平井与直井联合井网的注水需求。将研究成果在S油田G区应用后,G区2016―2019年自然递减率由6.0%降低至4.4%,含水上升率由2.2%降低至1.8%,改善了G区的开发效果,表明该方法对海上注水开发油田进入高含水期后的调整具有一定的指导意义。     

低渗透油藏提高水驱效率技术对策——以胡尖山油田H区长4+5油藏为例

胡尖山油田H区长4+5油藏为鄂尔多斯盆地典型低渗透油藏,低孔、低渗、低压。长4+5油藏为多期河道叠加复合砂体储层,隔夹层发育、非均质性强,多层合采、多层分层注水。经多年开发及井网加密调整后,注水沿高渗带及诱导缝突进,油井多方向见水,水驱开发矛盾突出,水驱开发效率低。通过梳理影响H区长4+5油藏水驱效率提高的关键影响因素,有针对性地采取治理对策,达到提高低渗油藏水驱效率的目的。结果表明,影响研究区油藏水驱效率提高的主要因素为储层砂体连通程度、储层非均质性、水驱后诱导裂缝及高深渗带发育、水驱后储层物性变化及分注井分层注水有效性等。通过采取油水井补孔、单层增注、深部调剖调驱、均衡平面采液、优化分注工艺等治理技术对策,油藏水驱效果得到改善,油藏最终采收率提高,油藏向良性开发转变。