曙二区杜家台水驱效果浅分析

二区杜家台经历30多年的开发,油藏开发效果显著,但受断块纵向、平面严重非均质性影响,剩余油分布高度分散,水淹、水窜问题突出,目前已经进入特高含水开发阶段,综合含水高达93%以上,开发矛盾日益突出。做好精细剩余油研究,控制断块含水上升,改善特高含水期水驱开发效果,成为区块稳产的重要手段。     

持续细分注水,不断提高卫22块水驱采收率

卫22块是卫城油田中低渗油藏,1982年投入开发,1983年进行试注,1986年建立初期基础井网。1997年以来先后开展了4次油藏精细描述研究,根据研究结果针对性地持续实施细分层系,建立了适合各阶段剩余油分布特点的注采井网,分层动用程度、水驱采收率逐渐提高,采油速度1.5%以上稳产了21年,目前采收率达到56.4%,地质采出程度49.3%。     

甘谷驿西部油田注水效果分析

通过对超前注水、同步注水、滞后注水进行了对比分析,肯定了超前注水的效果.甘谷驿油田西部注水试验已4年多了,4年多来反九点法注采井网,由于井距小、微裂缝发育、主裂缝明显,东西向油井在部分水淹或含水较高,而南北向油井压裂引效措施后产量不理想,稳产期相对较短,因此优化裂缝主向、侧向井距组合,适当调整注采井网,是提高甘谷驿油田西部注水试验井区效果的关键.     

杏西油田注水开发效果评价研究

根据相关经验公式确定区块的水驱采收率,再利用童氏校正水驱曲线,建立起含水率与采出程度的关系,推导出了存水率随采出程度的变化关系式,最后建立了含水率采出程度和存水率采出程度的典型曲线。根据区块实际的含水率采出程度和存水率采出程度曲线与典型曲线的位置关系,可评价区块目前的水驱开发效果。     

富昌区4067井区注水效果评价

瓦窑堡采油厂属于受岩性控制、受构造低部位弱边底水影响的、弹性及溶解气复合驱动的构造-岩性油藏。目前采油速度为0.55,产量递减快,含水率迅速上升。通过对注采井网,注采压力系统、注水利用状况及水驱效果评价,针对不同注水开发问题,提出井网完善,提高地层补充能量,控制注水量的综合调整方法与思路。     

提高特低渗透油藏注水开发效果方法研究

胜利五号桩油田桩74块属特低渗高温深埋油藏,由于注采井距大,回注污水在炮眼、井筒及地层中结垢严重,导致注采井间难以建立有效的驱动体系和驱动压力梯度。针对注水效果差的问题,在该块采用缩小注采井距、建立行列式注采井网、通过优化钻井泥浆、完井设计,实施软化污水防垢、水力压裂引效等工艺,累积注采比达到1.6∶1,油井动液面回升,取得较好的开发效果。     

欢26杜家台油藏转注水开发研究及应用

欢26杜家台油藏于1980年投入开发,曾经投转注水井6口,由于5口水井分布于油藏的边部,内部仍然可以天然能量开发,随采出程度不断提高,压力不断下降,导致区块开发效果很差,投产28年,采出程度仅为13.7%。早期因注水水质不合格,导致注水井吸水能力变差,注水压力不断上升,水井注不进被迫关井。为提高区块动用程度,2008年6月采用五点法面积注水方式开发,先后经过3次注采调整,不断完善注采井网,提高注入水水质,使水质达到A 1级标准,实施高压增注,有效改善了注水井的吸水状况。区块注水开发后,地层压力上升,区块产量上升,日产水平由最低29吨最高上升到最高81吨,目前稳定在65吨左右。通过分析注水受效情况,结合工艺配套措施,实施大修、压裂、补层各类措施25井次,累计增油7965吨,提高储层动用程度。     

改善泌242块注水开发的实践与认识

王集油田泌242块构造复杂,断裂发育,油层厚度薄,上下叠合较差,1994年发现泌242块,之后对该区块进行了滚动勘探开发评价,到1996年底共完成各类井10口,1997年1月正式投入开发,1998年4月进入正规注水开发,截止2011年7月泌242块共投产油井8口,注水井7口,虽经过多次调整完善,但注采对应差。本文针对王集泌242块目前存在的问题,通过酸化、调剖等措施,改善注采状况和低效井生产效果水驱动用程度,提高王集泌242块的开发效果。     

南梁西区水驱效果分析及评价

伴随油田深入开发,油层原始能量逐渐降低,必须适时引入新的能量进行补充,而水驱是较常见的补充地下能量的方法之一,长庆油田南梁采油厂的技术人员通过深入摸索,研究出一套切合实际的水驱效果分析方法,也能够为浅海石油开发公司的油田开发工作提供新的思路,从而达到提高浅海石油开发公司的现场生产管理水平的目的。     

北16井区改善注水开发效果研究

针对北16井区构造复杂,储层非均质性强的特点。在油藏注水开发中,部分水井欠注,注采压差大,渗流阻力大等问题。采取了高压注水,分注,调剖等措施,以调整注采结构,完善注采系统。该措施实施后有效控制了含水上升速度,提高了注水波及系数,使得该区块注水开发效果得到改善。     

东河塘石炭系CIII油藏开发调整对比及油藏开发效果评价方案

位于新疆库车县境内东河塘石炭系CIII油藏,自1990年投产以来,先后经历了多个调整阶段,随着开发方案的实施,油藏的一些问题逐渐暴露出来,长期稳产形势严峻。本文运用动态资料开展油藏开发效果评价、对油藏进行注水方式优化、合理注采井网参数进行优化。最后设计出设计了7套开发调整对比方案及开发效果评价方案,综合分析得出：按方案调整最后可以达到提高油藏采出量、维持地层压力不变及减少含水率的目标,采出程度比目前执行的方案提高了3.70%,达到43.15%,增加产油量63.98×104t。     

注水利用率方法评价油藏开发效果

本文通过注水利用率方法对水驱砂岩油田进行水驱效果评价。以阶段存水率为基础,引入了无因次注入曲线和无因次采出曲线,回归出不同水驱采收率条件下,阶段存水率与采出程度关系式,并绘制成了二者关系标准图版,利用该图版可对开发调整效果进行评价。     

渤南义941区块S32砂组开发效果评价

渤南义941区块S32砂组储量动用程度低,井网不完善,近年来我们精细研究,探寻改善义941区块S32砂组开发效果的有效手段,通过对油水井的综合调整取得了明显增油效果,积极有效的改善了开发效果,同时也取得了显著的经济以及社会效益。     

苏北条带状中低渗油藏注水开发政策研究--以台兴油田为例

苏北断块油田构造复杂,不同时期发育的断层相互切割,将油藏分割成不同形态的断块油藏。条带状油藏是断块油田中常见的构造形态之一。本文选择台兴油田作为典型区块,对其地质特点、开发特征进行了研究,提出该类油藏注采井网部署、注水方式及合理注水开发政策。认为开发好条带状中低渗油藏必须以每个断块为单元,立足于断块形态及地质特征,制定好相应的开发政策,进行合理开发,才能获得较高的采收率。     

莱36单元进行二次井网完善后的水驱开发效果分析

随着井网完善程度降低,断块地层能量供应不合理,潜力区地层压降逐年增大,影响了莱36单元的水驱开发效果。通过阐述完善注采井网的必要性和可行性,提出了在对断块油藏特性、注采关系再认识的基础上,通过大修、转注、调剖等手段,完善注采井网,提高水驱控制程度。通过平面上改向注水,纵向上强化潜力层注水,提高莱36单元注水有效波及体积,改善水驱效果。     

腰英台特低渗裂缝性油藏注水开发实践与认识

腰英台青山口组油藏低孔特低渗弱边水驱油藏,储层微裂缝较发育,一般无常规产能,须压裂改造;地层能量不足,油井压后投产,弹性产率低,递减快,需立足注水开发。为此对储层微裂缝方向进行监测,确定线性注水井网;对油藏注入水质及配伍性分析研究,确定适合该油藏注水工艺,开展注水时机、压力保持水平研究,实施先期注水试验。经生产验证,先期注水有效地保持了地层压力水平,油田生产呈高产、稳产的良好态势。     

大路沟油区长2油藏注水开发对策研究

大路沟油田长2油藏,地层能量不足、局部注采井网不完善、注采剖面问题突出、长停井及低产低效井比例高。共有注水井30口,控制油井72口,水驱储量控制程度为71.0%。长2油藏油水井比例达到2.9:1,整体注采井网较完善。长2目前地层压力保持水平、含水上升率均较低,需要加强注水补充地层能量,长2油藏预测采收率分别为22%。在前期大量地质研究的基础上,制定注水开发对策。     

卫4块开发后期改善开发效果的做法

受层间矛盾突出和井况损坏的影响,卫4块近几年开发效果逐渐变差。在分析区块存在主要问题的同时,积极研究区块潜力和挖潜对策,有针对性地实施调整措施,使区块开发效果得到明显改善,为同类小断块油藏的开发提供了一个难得的实例。     

注水开发油藏合理压力系统评价

油田在进入高含水期开采后,进行注采系统的调整包括两个方面：一是调整油田现有井网系统;二是调整油田的注采压力系统。本文应用注采平衡分析的方法,采用理论分析和动态分析相结合的方式,确定了注水开发油藏合理的压力保持水平,为油田的开发规划、综合调整及日常生产管理提供重要的依据。     

张金庆水驱特征曲线的推导及应用

张金庆提出一种新的适用于描述水驱油田的不同含水上升规律的水驱特征曲线,该曲线在油田应用较为广泛.本文运用该研究方法将另外两条水驱特征曲线结合起来推导出张金庆水驱特征曲线.并结合现场生产数据,利用试凑法通过改变n值对实际的fw-R*曲线进行拟合,结果表明:利用张金庆水驱曲线描述含水率上升是可行的,并且当n值为8.4时效果更佳.