胶态分散凝胶深部调驱驱油技术研究与应用

处于注水开发后期的油田由于油层渗透性的差异,注入水在注入过程中进入油层相对高渗透层,造成油井水窜,为提高注水开发效果应采取有效的调剖堵水措施。普通调剖措施对处于注水多年的高渗透率油藏调剖堵水效果不理想,主要体现为"注入量小、有效期短、增产低"。我们多年来一直进行聚丙烯酰胺/柠檬酸铝胶态分散凝胶深部调驱堵水技术的室内研究,主要做了胶态分散凝胶与高升油田污水配伍性试验,并应用于现场试验,得到了很好的增油目的。     

常规测井水淹层识别方法分析

油层水驱开采是提高采收率的一种方法,水淹层测井解释是注水开发油藏监测的关键技术,其解释精度直接影响油田开发效果。针对油田注水开发油层水淹状况复杂,测井资料难以解释,分析了水驱后岩石性质的变化,这些变化在储层及测井曲线上有所显示。通过分析研究这些特征,对水淹层解释具有重要的指导意义。     

常规测井水淹层识别方法分析

油层水驱开采是提高采收率的一种方法,水淹层测井解释是注水开发油藏监测的关键技术,其解释精度直接影响油田开发效果。针对油田注水开发油层水淹状况复杂,测井资料难以解释,分析了水驱后岩石性质的变化,这些变化在储层及测井曲线上有所显示。通过分析研究这些特征,对水淹层解释具有重要的指导意义。     

卫95块多轮次调剖后深部液流转向技术的应用

在长期的注水开发过程中,随着注入倍数的增加,储层的孔隙结构和物性参数均发生了较大的变化,油层的渗透率较开发初期有了较大提高,注入水沿大孔道或高渗透段窜流严重,水驱油效率较低。进入特高含水开发期以来,随着采出程度的增加和油藏水淹程度加剧,平面上剩余油分布更加零散,措施挖潜的余地小、难度大、产量递减快等突出矛盾严重制约着开发效益的提高。在卫95块开展以油藏流体流向控制技术为主导技术的区块深部液流转向先导实验,对改善水驱开发效果,减缓递减,实现油田持续稳产,提高采收率及卫95块油藏开发效果,达到稳油控水的目的,并为下一步在该区块及类似特高含水油藏区块开展此项工作提供新的思路和方法。     

化学堵水在靖安油田控制注入水侵入的作用

油井出水是油田开发过程中的普遍现象,特别是水驱油藏,由于地层的非均质性,油水流度比的不同,以及开发方案和措施的不当等原因,均能导致油层过早水淹,使油田采收率降低。靖安油田长6层经过多年的注水开发,注入水侵入使得油井出水非常严重。特别是对于一些储层改造措施的井,由于措施选择不当,常常造成压裂裂缝与注入水层相串通,造成油井过早水淹。本文就在靖安油田在压裂改造过程中,由于措施不当,造成油井出水的而选择化学堵水的实例进行分析、探讨,与同行共勉。     

低渗透油藏注水开发存在问题分析

针对目前低渗透油田注水开发存在注水井注入压力上升快、吸水能力变差,采油井产量下降快、采收率低的一些突出问题,分析了产生这些问题的主要原因。研究表明,由于注入水水质问题、储层的敏感性、开采过程中储层有效应力增加以及低渗透油藏过度压裂造成注入水沿裂缝窜流等是造成低渗透油藏注水开发效果差的主要原因,并且储层伤害具有动态性、叠加性和不可恢复性。低渗透油藏注水开发中,应注重注水水质精细处理和注入水与地层水的配伍性,合理控制注采速度,保持地层能量,优化压裂方案,避免因过度压裂引起的注入水窜流,不能有效地开采基质中的剩余油。     

FMT测试资料在大洼油田的应用

大洼油田目前已经进入注水开发中后期,由于经过不断的注采调整,储层矛盾日益突出,而地层压力的复杂变化又影响到油田开发效果,油藏的剩余油分布,油层的水淹程度等都与目前地层压力变化密切相关。FMT测试的出现为后期油田开发调整工作提供了宝贵的压力资料。本文通过FMT测试资料在大洼油田开发动态分析中的具体应用,总结出了几种比较典型的适用方法,促进了油田更合理的开发。     

陕北油田注水开发对油层的损害及保护的综合探究

以陕北油田定边采油厂油房庄油区为研究对象,研究注水开发过程对影响效果的主要因素进行分析,注水技术是把水注入油层,以补充和保持油层压力的措施。为了弥补原油采出后所造成的地下亏空,保持或提高油层压力,实现油田高产稳产,并获得较高的采收率,必须对油田进行注水。     

尕斯库勒油田N_1-N_2~1油藏调剖工艺技术研究

尕斯库勒油田N1-N21油藏属注水开发油田,目前已进入中高含水开发阶段,由于油藏储层自身非均质性强,注入水沿高渗透带窜流严重,小层单层突进现象越发严重,致使有些井的主力小层出现水淹的情况,油藏综合含水进入快速上升阶段。目前解决油藏注水中存在的矛盾的主要方法是水井调剖以及高含水油井堵水。本文通过油藏工程的各种方法以及对调剖工艺体系进行系统研究,对调剖效果进行评价,总结出一套适合油藏开发的调剖液体系(可动凝胶配方),并为油藏下一步改善水井纵向吸水剖面、控制油井含水提供有效的措施建议。     

稠油古潜山油藏高温化学堵水技术研究与应用

[前言]油井出水是油田开发过程中普遍存在的问题,它给油井生产、油气集输和油田开发等工作带来严重的影响.由于地层非均质性、流体流度差异以及其他原因,在地层中形成水流优势通道,导致水锥、水窜、水指进,使一些油井过早见水或水淹.从而也就增加了采油成本.堵水调剖技术一直是油田改善注水开发效果、实现油藏稳产的有效手段.曙一区稠油...     

新民油田民3区块地层压力特征与开发技术对策

新民油田民3区块属于典型低孔低渗油藏,1990年投产注水开发以来区块含水不断上升,目前已进入高含水开发期后期,地层压力分布不均,局部水淹水窜特征明显,控水稳油难度较大。本文着重介绍了民3区块目前地层压力分布特征,并阐述了不同压力特征下油井生产动态反应,初步探索了层间高压力状态下周期注水开发技术,区域高含水高压力平面和层间矛盾突出集团压裂技术以及井组普遍水淹水窜氮气泡沫驱三次采油技术,均取得较好效果。     

影响已见水油井的因素及分布规律

对于水驱开发油田,在油田开发中后期,油井见水且含水不断上升是不可避免的,这都是由于油层的非均质性以及油水井措施调整方案的不当,导致注水推进不均匀,引起注水突进,造成部分油井含水迅速上升或水淹,形成低效无效井,影响产量。因此归纳总结油井见水的原因,见水井的分布规律及影响因素,选择合适的堵水调剖技术显得十分关键。     

渤海疏松稠油油藏调堵技术及新发展

我国油田开发的中后期,常用注水的方式来提高地层能量。由于油层的非均质性,会出现水"突进"以及"窜流"等问题。如果严重的话,还会极大影响油田的开发效果。渤海湾海上稠油砂岩油藏,长期实施注水开发,加剧了储层的非均质性,导致含水率上升过快,产量下降快等问题。为了改善注水效果和提高采收率,在油田开发的过程中应用堵水调剖技术。对渤海湾调堵技术的发展现状进行了相关的分析。     

非均质油藏提高水驱动用储量方法探讨

非均质油藏在注水开发过程中由于渗透率在剖面上的差异 ,使得高渗层吸水多 ,油层动用好 ,采出程度高 ,渗透率低的油层因层间干扰造成油层动用差或不动用 ,因油层平面非均质的影响 ,物性好 ,注采完善的部位水淹程度高 ,而物性差的部位水淹程度低或未水淹 ,从而影响油藏的开发效果 ,胡 7-94块 S3中层系利用分测分治技术调整吸水剖面、增加水驱动用储量、取得显著效果。     

D油田高渗砂岩稠油油藏调剖技术研究及应用

D油田为河流相沉积的稠油油藏,储层非均质性强,经过长时间的注水开发,油层内部形成大孔道,注入水在大孔道内低效或无效循环,严重影响了水驱开发效果。注入水突进严重,利用软件模拟,该油田强水窜通道渗透率高达10 D,目前该井日配注量1 750 m3,综合含水为95%。因此,有必要进行D油田高渗砂砾岩油藏进行调剖技术研究,通过对油藏的分析、体系的研发、配方的筛选、工艺的设计,得到了一套针对高渗砂岩稠油油藏调剖技术,通过该技术在D油田的应用,在有效期内受效井增油4 924 t,取得了较好的稳油控水效果。     

非均质油藏提高水驱动用储量方法探讨

非均质油藏在注水开发过程中由于渗透率在剖面上的差异，使得高渗层吸水多，油层动用好，采出程度高，渗透率低的油层因层间干扰造成油层动用差或不动用，因油层平面非均质的影响，物性好，注采完善的部位水淹程度高，而物性差的部位水淹程度低或未水淹，从而影响油藏的开发效果，胡7-94块S3中层系利用分测分治技术调整吸水剖面、增加水驱动用储量、取得显著效果。     

超低渗油藏注水开发制约因素综合分析--以吴起油田白河吴52井区长8油层为例

超低渗透率油田,油层相对密集,饱和度比较高,储层孔道颗粒细小,孔隙结构比较复杂,物性很差。根据超低渗透油藏的渗流特征及储层结构,我国对于超低渗透率油藏的开发大多都是采用"注水保持能量"的注水开发方式。注水开发是一种常见的能够提高油井单井产量,提高油田的最终采收率以及确保油田能更够长期稳产的开发方式。根据超低渗透油藏的特点及长8白河吴52井区油层的地质特点,分别从超低渗透油藏的孔隙结构、润湿性、敏感性分析、注入水的配伍性分析、启动压力梯度、压敏效应等来分析超低渗透油藏注水开发的困难因素和影响机理,以及对于超低渗透油藏注水开发采用增产措施分析。     

坪桥前山区水淹井成因分析及综合治理方法研究

注水开发是对油藏补充能量的重要措施,是油田提高采收率的有效手段。因此,对于注水导致油井水淹问题,有必要开展专项研究。在对油藏精细描述、测试资料分析和生产动态研究基础上,准确判断出水层及剩余油分布规律。通过采取对油层平面、层间和层内调整改造,尽可能地使水淹井恢复生产,以提高油井利用率,并使未被水淹的油井得到进一步的稳油控水,提高油田水驱效率和最终采收率。开展水淹井综合治理技术研究,旨在探索出一条油田预防水淹、治理水淹的新思路和新方法,使油田注水开发产能建设上,以较小的投资成本,获取较大的经济效益。     

国外高含水油田特高含水期主要技术措施及启示

特高含水期（含水大于90％）是注水开发油田的重要阶段,该阶段仍有较多储量可供采出。我国注水开发油田大多经历了几十年的开发与调整,绝大部分油田已进入注水开发后期,多数油井含水高达95％以上。虽然面临油层水淹严重、剩余油分布高度分散等问题,但水驱油藏仍在开发中占主导地位。通过对国外注水开发油田的调研,分析特高含水期采取的主要技术措施,对改善水驱开发效果,提高采收率进行了探讨,为我国水驱开发油田特高含水期的开发工作提供借鉴和指导。     

油田注水开发矛盾机理研究

油田开发过程是一个最优化的过程,油田开发到底选用哪一种开发方式,是由油藏自身的性质和当时的经济技术条件所决定的。通过注水井向油层注水,是保持油层压力,提高油藏采油速度和采收率而被广泛采用的一项重要开发措施,注水开发已经成为油田开发的主要方式,在油田的开发过程中得到了广泛的应用。鉴于油田注水开发过程中的突出矛盾:部分井水淹、水串现象严重,大部分井受效程度差,产量递减快,面临严峻的稳产形势。因此,对于油田注水开发矛盾机理的研究很有必要。