油井转注完善注采关系在某区块的应用

某区块以顺直型窄小河道砂发育为主,单砂层注采不完善的矛盾突出,水驱控制程度低,且以单方向连通为主,整体开发效果较差,剩余油主要以注采关系不完善类型为主。本文通过对某区块地质状况及开发效果分析,认为油井转注是该区块完善注采关系的一种措施,同时对已经油改水的井区效果进行评价,找出存在问题,寻找转注潜力。     

北部过渡带层系互补 选井选层技术探讨

针对北部过渡带油层渗透率较低、原油物性差,且河道砂呈窄条带发育,平面砂体发育零散,非均质性较严重,水驱开发存在井网控制程度低、采油速度低、含水上升速度快、产量递减幅度大等问题,靠常规措施达不到理想的增产增注效果,制约了该地区潜力的发挥,在北部过渡带选择了内有9口注水井,16口采油井的区域开展层系互补,通过加密井与基础井网层系互补,缩小井距完善窄小砂体注采关系,提高水驱控制程度和多向连通比例,改善过渡水驱开发效果的可行性。本文通过对各种剩余油分布类型的分析,优选补孔方式,从而取得了较好的社会经济效益。     

中高渗透油藏剩余油类型的分布及特征研究

基于中高深透油藏高含水期的剩余油分布规律、挖潜单元以及相对应的挖潜技术对策。中高深透油藏砂体是地质上具有成因联系、开发上相对独立的砂体单元,既是地质上的成困单元,也是与剩余油分布有关的渗流单元,既反映了砂体的沉积成圈,也决定了剩余油分布特征和注水开发特征。中高深透油藏砂体成因类型可以划分为多期河道叠加型、分支河道型、单一河道型和席状砂型4个大类;结合注水开发特点,每种类型具有高注高采、高注低采、低注低采和低注高采4种注采方式。剩余油潜力评价昀结果表明：多期河道叠加型砂体潜力最大,其次是席状砂型单砂休,分支河道型和单一河道型砂体潜力较小。     

桩106复杂河流相砂体描述及注采调整研究

老河口油田桩106块属于馆陶组复杂河流相隐蔽性油藏，砂体变化大，砂体间组合连通关系复杂，储集单元划分不清；砂体外注水，砂体内见效，同一砂体注水不见效或见效缓慢；井网不完善，注采对应率低；含水上升较快，产量递减大。针对上述矛盾，在油藏描述细分砂体的基础上，以砂体问的接触、连通关系研究为重点，以分频处理为主要技术手段，重新进行砂体描述，划分重组储集单元，完善井网，进行注采调整，以达到改善区块开发效果，提高油藏采收率的目的。     

X区块优化补孔措施挖潜剩余油

阐述了通过补孔完善注采关系进行剩余油挖潜的做法。对x区块三次加密补孔井效果进行了详细分析,包括通过补孔完善不同层系水驱注采关系、水驱井补孔完单砂体注采关系等,确定了经济有效的措施类型。实践表明,通过补孔措施,灵活运用水驱低产井完善水驱不同井网注采关系,挖潜不完善井区的剩余油,可以取得较好开发效果。     

X区块优化补孔措施挖潜剩余油

1前言 虽然目前X区块已进入高含水开采阶段，但从取心井资料和数模结果看，还存在一定比例的低未水洗厚度和零散剩余油分布，尤其在注采关系不完善、井网控制不住的部位还存在一定量的剩余油。对于一些不具备加密开采条件的高度分散的剩余油，可以通过补孔完善单砂体注采关系，进行剩余油的挖潜。     

井网加密后平面沉积微相精细划分技术研究

井网的不断加密,为精细描述创造了有利的条件,针对喇嘛甸油田河道砂体发育,叠加严重,不同区块成因单元数量不一致：同一河道内砂体连通效果差,注采关系不完善等矛盾,加密后的相带分布应重新研究,以逐步提高描述质量。本文针对喇嘛甸油田聚驱上返开发层位（萨Ⅲ油层组）,从砂体剖面旋回特征、砂体内部夹层分布、砂体渗透率分布特征、水淹情况以及砂体微相分布特征入手,按河流沉积微相展布规律,发展平面成因分析模式预测相带图的沉积微相精细划分技术。     

低渗透油藏注采井网优化调整研究

河74断块沙二下稳油藏为中常压、中孔、低渗、低饱和、稀油的岩性油藏。目前存在储量失控、注采井网不完善、能量保持水平差等问题，针对这些问题，我们根据剩余油分布特点，按照排状注水的井网方式，以300×300m的注采井距部署注采井网，使其最大限度的提高储量和水驱储量控制程度。     

精细注聚后期剩余油控制分布认识挖潜提效提高聚驱产量

随着注聚开发深入,逐渐暴露出高压注入井增加、平面层间矛盾突出、地层及防砂工具堵塞、井网不完善等主要矛盾,地下剩余油的分布变得日趋零散。剩余油分布越来越多样化,挖潜难度越来越大。以二区注聚区为例,通过对剩余油分布控制因素的研究,对注聚后期油层物性、剩余油分布规律变化进行精细分析。指导现场开发挖潜及调整,取得了明显效果。     

喇嘛甸油田水驱井网重构模式探讨

随着二类油层聚驱逐层上返,喇嘛甸油田水驱控制储景逐年减少,开采难度加大。针对目前水驱开发层系复杂、各层系间注采相互干扰、300m井距下厚油层内结构单元控制程度较低等问题,按照“细化开发层系、优化开发井网、强化注采系统”的调整思路,开展了水驱井网重构调整技术研究,调整注采不协调性,建立起合理的驱动体系,努力挖潜剩余油,达到最大限度地提高驱油效率。     

X区综合调整效果分析

分析了试验区存在问题及注采系统不完善的主要原因，即注水井套损关井、基础井网部分主力层砂体规模小，钻遇率低，射孔不均、断层遮挡布并不规则等影响，并提出了相应的调整原则及对策。以开采有效厚度〈0．5m表内差层和表外储层为主的二次加密调整，并同时进行了注采系统调整。     

精细剩余油挖潜 提高开发效果

本文通过对孤东油田馆陶组六区及七区西开发矛盾与剩余油分布特点的分析,积极采取相应的挖潜措施,从而提高了剩余油挖潜效果。分别从平面、层间、层内三个方面开展挖潜工作,通过逐砂体完善注采井网,砂体边部补孔,油水井堵调,小油砂体的不稳定注水,以及调整层间压力场,挖掘层间潜力的途径,提高了剩余油挖潜的效果。     

多学科油藏成果在喇8-X3204井补孔措施中的应用

自1997年喇嘛甸油田开发进入特高含水期以后,剩余油零散而分布复杂,开采难度不断增大,本文以采油井L8-X3402井组为分析对象,以储层精细描述为基础,运用多学科油藏成果,结合注采状况,井网特征,动静态等多种资料,对该井逐层进行剩余油分析,并通过补孔等措施优选完善了砂体注采关系,取得了较好的效果。     

草13沙四段潜力分析及综合调整效果评价

草13断块沙四段油藏为具有边水的构造岩性普通稠油油藏,位于乐安油田的西部,为断层切割遮挡的继承性断鼻构造,自1986年12月开始陆续投入注水井进行注水开发,已进入高含水开发阶段,存在的主要问题是边部储量控制程度差,动用程度低;油水井井况差,造成井网二次不完善,储量损失严重,油水井长期合采合注,造成储量动用程度差异大,针对存在问题对草13断块进行潜力分析及综合调整效果评价．采用补钻油水井完善井网、挤入降粘剂降粘的开采方式提高采出程度;沙四段3砂层组通过综合调整改善其开发效果：沙四段4砂层组通过完善井网增加动用程度,而稀油部分可加强注采调整改善开发效果。     

北北块二区过渡带三次加密井区综合调整方法研究

针对喇嘛甸油田过渡带原井网适应性差、水驱控制程度低、采油速度低、采液强度不均衡、油水井数比不合理的状况，通过新钻井、油井转注后，由300m反九点法面积井网变为212m五点法面积井网。井网加密后，结合动静态测试资料，找出剩余油富集层对三次加密井区进行综合调整，对提高油层动用状况，减缓水驱产量递减，提高采收率具有重要意义。     

二类油层三次采油井网优化设计新方法

通过对二类油层聚驱合理注采井距的研究,充分考虑利用现有井网资源,节约成本,兼顾新井网最大程度减少对产能的影响,提出了隔排利用葡一组井网的井网优化设计新方法,不但少钻了大量新井,减少了投资,又解决了全部利用葡一组井网带来的新井网密度过大问题,同时抽稀后的葡一组井网仍是一套注采完善的井网继续开采一类油层,为聚驱后提高采收率新技术深度挖潜剩余油提供了井网基础。     

二次加密后各套层系注采状况研究

喇嘛甸油田于1973年投入开发以来,先后经历6次开发调整阶段,调整后,开发层系增多、井网密度加大,各套层系的注水井,除了给本井网采油井注水外,还有为其它层系采油井注水,使得各套层系的注采状况较为复杂。喇嘛甸油田进入特高含水期后,为了控制无效循环和挖潜厚油层层内剩余油,针对性的采取了堵水、补孔等挖潜措施,进一步加剧了各套层系注采状况的复杂性。因此,有必要对喇嘛甸油田二次加密后各套层系的注采状况进行研究,确定出各套层系在特高含水期注采状况及区块内单砂体的完善程度,这对油田注水方案调整、挖掘剩余油潜力、提高水驱控制程度等都具有重要意义。     

北三西水驱断层区挖潜效果分析

北三西水驱区域断层较多，共发育大小断层11条，均属于正断层，受断层影响，造成局部注采不完善，在断层中间区域及注采不完善井区形成富集剩余油。井震结合后，对该区域的断层进行重新再认识，与原认识断层相比，走向和倾向基本一致，但在组合关系及延伸长度方面变化较大，断层更为破碎，增加和完全核销的断层多为小断层。断层的重新解释，为油水井的调整和措施挖潜以及注采系统调整提供了更为合理的依据。     

桩106北聚合物驱主要调整思路探索

本文以浅层河流相正韵律沉积油藏，储层岩石胶结比较疏松，地质构造简单，砂体零散分布的老河口油田桩106北注聚区为例，分析总结了在注聚前期及开发过程中的各种有效的调整措施，这些注采调整措施对同类油藏的注聚开发具有一定的指导意义。     

搞好注采调整实现老区稳产

辛50断块经过40多年的开采，已进入高含水开发阶段，近年来依靠补充新水井、调整、恢复注采井网；不稳定注水；卡堵出水高渗层，挖掘低渗层剩余油潜力等手段，控制自然递减。针对存在的问题，做好断块动态分析，搞好注采调整，控水稳油，最大限度的挖掘剩余油潜力，控制自然递减，实现老区稳产。