低渗透油藏超前注水开发井网适应性分析

本文针对Z油田5个超前注水试验区,采用理论分析和区块动态分析相结合的方法,运用数值模拟手段评价了试验区的井网适应性和超前注水效果,明确了井网形式与含水上升规律、地层压力、采油速度之间的关系,为油田的开发调整和新区块开发布井提供依据。     

低渗油藏超前注水开发数值模拟研究

低渗透油田由于岩性致密、渗流阻力大、压力传导能力差,一般天然能量都不足、油井自然产能低。本文在分析超前注水开发低渗油藏优势的基础上,以新疆油田某区块为例,进行数值模拟研究。通过建立反九点井网模型,确定了超前注水开发的注水速度和时间,为油田区块的油藏开发提供了理论指导。     

新木油田高含水期稳产技术对策研究

新木油田属于复杂多断块油藏,各区块的油藏特征和开发特点差别较大,部分区块井网适应性差,剩余油高度分散,无效水循环现象严重,欠注水井逐年增加,木南区域井网完善程度低,注采关系认识程度低。为了解决上述矛盾,实现中长期稳产目标,通过开展油藏研究、有效注水和精细区块管理等几项工作,近两年油田开发水平明显提高。     

西峰油田超前注水政策研究及效果评价

针对西峰油田低孔、低压、低渗油藏的特点,采用了超前注水技术开发。本文从注水时机、注水时间、注水压力3个方面对超前注水技术措施进行了研究。对西峰油田低渗及特低渗透油藏的开发具有重要意义。同时对同类油田或区块的开发具有借鉴作用。     

低渗透油田井网井距研究

子北油田黄家川区块位于鄂尔多斯盆地东北部,主力油层是延长组长6油层,为中孔-小孔型、特低渗-超低渗储层,井网系统对开发效果影响尤其明显,因此如何合理确定井网井距对本油田的开发具有重要意义。本文运用了数值模拟法、经济法计算了其极限井距和技术合理井距,对该区块现已形成的正方形反九点基础井网进行了评价,认为目前的井网基本上是合理的,后续开发大部分注水井由目前的采油井转注,只需部署少量新注水井。     

低渗透油藏合理井网型式与油砂体适应性研究

本文根据大量低渗透油田的开发调整经验,研究认为井网不适应性因素是造成低渗透油田注水开发矛盾的最主要原因,适合低渗透油藏开发的最优井网型式是矩行五点井网系统。在低渗透油藏开发时,初始井网采用长轴平行裂缝方向的菱形反九点井网,在中后期逐步转化为线状面积注水,这样既然满足油砂体的开发要求,又能满足区块的开发要求,可最大限度的提高低渗透油藏的采收率。     

低渗透油田高效开发技术应用与效果——以木头油田125区块开发为例

开发技术的应用及开发方式的不同决定了低渗透油田开发效果及油田最终采收率。吉林油田作为东部开发的一个典型的低渗透油田,经过多年的开发,在充分掌握低渗透油田自身的特点后,依托开发实践,运用成熟的开发技术,结合前沿地质科技,最终提高油田整体开发水平。木头油田125区块是吉林低渗透油田中最为典型的一个区块,在历经三维地震详查、储层精细描述之后,结合区块自身的特点,通过井网优选、超前注水、压裂优化、工艺措施、水平井等技术最大限度的提高单井产能、改善水驱效果、降低含水上升速度、提高储层改造能力,充分挖掘剩余潜力,从而提高区块的最终采收率。     

低渗透油藏超前注水理论及其实际应用

低渗透油田在开发时容易出现裂缝性油藏,注水也很容易受到裂缝影响而不均匀,导致油田产量低、稳产难、采收率低,低渗透油藏超前注水技术很好的解决了这个现状。本文先介绍了低渗透油藏超前注水理论的机理,重点以甘谷驿采油厂顾屯区块为例,说明低渗透油藏超前注水技术的应用。     

超前注水技术在吴旗油田低渗透油藏开发中的应用

针对吴旗油田吴93区块低渗透油藏递减快、稳产难、采收率低的特点,采用了超前注水技术开发。在油藏研究基础上从水井注水时机、注水见效时间、注水压力、注水强度的确定4个方面对超前注水技术措施进行了阐述。该方法在吴旗油田实际生产中取得了明显效果,对吴旗油田低渗及特低渗透油藏的开发具有重要意义。同时对同类油田或区块的开发具有借鉴作用。     

喇嘛甸油田北北块一区过渡带综合治理研究

目前,随着喇嘛甸油田北北块一区过渡带的不断开发,暴露出了许多问题,包括原井网适应性差,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,注采井网不完善等。为了提高该区块的注水开发效果,2006年对该区块进行了井网加密,综合调整等措施。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,利用密井网的有利条件,开展各类油层地质特征与剩余潜力的深化认识,搞清了加密后各类储层沉积模式及发育特点,分析了不同油层类型动用状况特点,并通过油水井综合调整,改善了区块的开发效果。     

区块调驱技术在大港油田GD断块的实践与认识

区块调驱技术在大港注水开发油田中得到普遍重视。本文介绍了大港油田GD断块区块调驱可行性分析、井网优选、体系及段塞结构设计、注入量设计、现场实施效果等方面,并取得了初步认识。     

应用周期注水技术提高扶余油田开发水平

针对扶余油田由于井网大面积调整以来井距、储层非均质性强、三角洲沉积下的正韵律等原因导致的区块产液量高、含水高,储层动用状况不均衡,依照常规的注水方案调整难以解决区块递减加大的问题,结合扶余油田前人周期注水的成功经验并结合示踪剂及压力传导系数等资料,研究了不同区块周期注水的方式和周期。通过现场应用,达到了控制产量递减速度、含水上升速度,且有一定的增油量。该项技术的成功应用,为扶余油田稳产100万t10年以上提供了技术支撑。     

超前注水在七棵树油田SW10区块水平井开发的应用

七棵树油田属于典型的低压、特低渗油藏。为了提高开发效果,七棵树油田SW10区块对水平井的开发采用了超前注水,根据开发理论与生产实践,对七棵树油田SW10区块的超前注水开发效果做了分析。结果表明:超前注水对SW10区块水平井压裂效果、含水率和产量自然递减产生了明显影响。超前注水后,地层压力高,压裂液返排率提高,排液期缩短,有效提高了投产初期的产油量;减小了地层压力下降造成的储层物性伤害,有效提高了原油相对渗透率,降低了水平井的含水率;采用超前注水的油井比同步注水的油井的地层压力保持水平高,地层压力下降相对缓慢,单井产量递减慢。     

探讨如何控制塞160产建加密区老井自然递减

区块的稳产必须首先建立在加密区老井各项指标的基础之上,控制好老井自然递减显得尤为重要,考虑到需要在各方面、各角度、采用多种形式做好产建加密区超前补水、投产、钻停集中期注采调整、钻停开注后补水方案制定、不同井网适应性注水政策等等,研究控制加密区老井递减的方法尤为重要。     

龙虎泡低渗透油田开发技术方法研究

首先对油田天然能量的利用界限及转入注水时机,注水开发地层压力保持水平进行了论证。其次根据储层流体的流动能力确定了有效驱动井距,并结合油藏砂体规模预测了不同井距、井网下的水驱控制程度。在现场实践中实施了两种井网,反九点法井网和五点法井网,解剖了两个区块的开发特点,相同采出程度,五点法井网油井含水高,两个区块的产液强度接近。现场实践表明:龙虎泡低渗透油田在开发中应采用反九点法注采井网,地层压力保持在原始压力与饱和压力之间,水驱最终采收率最高。     

铁边城油田元48区块单井合理产能的确定

本文利用实测产量数据、采油指数、视流度法和类比法四种方法计算了元48区块的油井单井产能,并结合油田注水开发对油井产能的影响,对超前注水和同步注水条件下油井产能的变化进行了分析和计算,在此基础上对不同注水时机下的油井产能进行了校正,为油田产能建设提供了依据。     

影响低渗透油田开发效果的因素及对策

阐述了我国低渗透油田开发过程中存在的问题,从技术方面分析了影响开发效果的主要因素,从井网、区块、开发层系、射孔、深抽、压裂改造和注水等主要技术方面提出了有效解决措施.     

超前注水参数确定方法综述

当前,随着石油勘探开发技术的发展,低渗透油藏已在我国油田开发中占据很大比例。但由于低渗透油藏储层渗透率低且具有较强的压敏效应,使得这类油藏的单井产量较低。针对低渗透油藏的这些特点,我国学者提出超前注水方法。目前长庆、新疆、吉林,大庆等油田都已开展了低渗透油藏超前注水的矿场试验,取得了很好的效果,也在超前注水技术提高采收率机理及注水参数确定方面形成了一些初步的认识。当前针对超前注水参数确定方法以及各区块应用效果评价的文章较多,本文通过文献调研,对当前已有超前注水技术参数确定方法进行总结。     

某油田某区块加密后综合调整效果分析

某油田区块油层埋藏较深,储层致密物性较差,油层憋压严重。通过注水及加密综合调整后,井网发生较大变化,水驱控制程度和水驱动用储量都得到相应提高,有效提升了开发效率和效果。本文对该区块综合调整效果进行了分析。     

木125区块提高井网适应性方案研究

自2005年以来油水井大面积套变,严重影响了区块的开发效果,开发矛盾极其突出,导致区块较高含水条件下采出程度偏低。本文针对此问题从提高井网适应性等方面入手进行了论述,立足于调整完善注采井网、理顺注采关系,提高分层有效注水,实现区块良性开发。