边缘零散区块注水配套研究

胡庆油田共有边缘零散区块33个,目前这些区块主要依靠弹性能量开采,采收率低只有6．03％,由于井距大,井网稀,无注水井注水补充地下能量,导致各个零散区块的单井始终处于低能开采状况,造成单井投产后能量下降快、产量递减快及单井所在零散区块采出程度和采收率偏低的现象。为了提高零散区块已发现储量的动用程度,改善零散区块的开发效果,提高油藏采收率,实现储量的保值增值,急需对零散区块施行注水开发。     

低渗敏感性油藏改善注水研究

锦150块位于辽河盆地西部凹陷西斜坡南段锦古1井以东地区,含油面积为1.2km2,地质储量209×104t。开发目的层为中生界,为低孔、低渗型油藏。初期由于依靠天然能量开发,地层压力下降快,产量呈直线递减,为改善区块开发效果,对区块进行了注水开发可行性研究,并获得成功。但随后区块出现了油井水窜,水井注不进水的问题。通过对区块进行行列式注水试验,并实施单井增注提高水井注入能力,区块的开发形势明显好转,有效地提高了储层的动用程度和最终采收率。     

同井采注施工工艺分析及应用

油田在开发过程中,随着油井开采不断的进行,地层压力会逐渐下降,油藏采收率也随之降低,一般油藏采收率在20％左右,如果进行注水,补充地层能量,则油藏采收率将会提高5-8％。同井采注水技术的首次突破,是对传统注水开发方式的一次革新,有效地解决零散区块注水问题,该工艺在同一井筒内实现了采水、注水,节省了地面水处理设施、注入设备流程等费用,为边远小断块油田完善注采井网,实现注采平衡,提高零散区块的采收率提供了有效手段。本文主要分析井内直接增压的同井采注井工艺的原理及关键技术,并结合现场实例进行分析,进一步了解、认识该工艺。     

临盘油田田3块开发方案研究

本文对开采方式、注水可行性、地层压力保持水平进行分析,并对油井单井产能、水井单井注水能力进行论证,再对区块合理井网密度及井距进行理论分析及计算,最终设计该块初期反七点注采井网,后期是开发效果,再转为交错排状注采井网。     

浅析子长油矿降沟站注水工作

一个油田油层是根本,压裂是手段,注水是关键。依靠注水开发可以有效的补充地层能量,提高单井产量和最终采收率。降沟区注水井网还不规范,直接影响到注水的整体效果,还必须完善注采井网充分发挥注水的作用,进一步提高原油采收率。     

飞雁滩油田聚合物驱后续水驱提高采收率技术

飞雁滩油田聚合物驱取得了良好的开发效果,转入后续水驱开发后,单元面临含水上升快、产量递减迅速、地层能量不足、挖潜难度大等难题.通过注采完善、分层注水和水井调剖等水井专项治理工作,提升注水量,优化注采比,地层能量得到补充,注入水水窜现象得到控制.针对单井液量偏低的状况,深入分析影响单井液量的原因,根据不同相带油井储层特点、能量状况等条件,通过实施针对性提液措施,优化区块产液结构,提升整体液量,单元递减率大幅度下降,开发效果明显改善,采收率进一步提高.对注聚合物转后续水驱开发油藏提高开发水平具有一定的借鉴意义.     

某区块油藏开发动态及注水开发可行性研究

通过注水井向油层注水补充能量,保持油层压力,是目前油田经常采用的一项重要的开发措施[1].本文叙述了某区块油藏的开发动态,对注水开发的可行性进行了分析,并用经验公式法、驱油效率法和井网密度法3种方式对注水开发后最终采收率预测:依靠自然能量开发,采收率仅为10％,而注水补充能量开发,最终采收率为23％,采收率提高1.3倍,具有良好的经济效益.     

中低渗透油层增压注水技术应用

一般而言,中低渗透油层注水井大多启动压差大,要求注水压力高,注水难以达到配注要求,其结果是地层能量得不到有效的补充,注水效果不理想。受平面非均质性的影响,整体增压运行成本高,效率低。通过单井装增压泵的增压注水方式,可以有效提高注水能量,促进油井见效增产,并且达到提高中低渗透油田注水波及效率和采收率的目的。     

分析超强凝胶深度封堵裂缝性油藏的研究与应用

油田对西33-23区块块属于低渗透油藏,通过采用综合调整技术,实现了高效开发。开发初期,为充分利用萨尔图油层天然能量,仅对高台子油层实施同步注水,当萨尔图油层地层压力降到饱和压力附近时,对注水井的萨尔图油层进行补孔,实施笼统注水。中含水初期阶段,由于萨尔图油层层间矛盾突出,含水上升快,及时对萨一组和萨二组进行细分和层段调整,缓解了层间矛盾,2003～2004年进行了注采系统调整和整体调剖,扩大注水波及体积。中含水后期阶段,由于萨一、萨二油层组动用趋于均衡,依靠常规注水调整控制递减难度大。为此,在精细油藏描述和数值模拟的基础上,2007年对该区块实施加密调整,65口加密井初期平均单井日产油2.2t,加密后区块暴露出油水井数比高、注水井负担重的矛盾,为此在跟踪数值模拟研究的基础上,计划2009年实施注采系统调整,提高油田最终采收率。     

秦家屯油田SN77-78区块综合治理研究

秦家屯油田SN77-78块位于松辽盆地南部东南隆起区梨树断陷西部,投入注水开发以来,目前出现注采对应关系差,储量动用程度低,储层非均质性严重,平面及层间矛盾突出,部分注水井吸水能力低、注水压力高,油井见水后,含水上升快,产量递减快等一系列问题,文章通过区块开发历程,区块开发现状,区块整体开发效果评价等分析,确定通过压裂、完善注水层位等手段,达到改善水驱开发效果,提高油田采收率的目的,具有重要的意义。     

低渗透油田注水井高压欠注对策探讨

针对某区块存在的高压注水井欠注问题,从区块地层、注入水水质以及地面注水系统三个方面进行综合分析,制定科学的整改措施。通过实施地层有效治理,对欠注井平均注水压力降低和单井日均增注效果明显。对地面注水系统实施改造,会大幅降低管网末端管损和欠注率,有效解决区块高压欠注问题。     

海上油田生产动态分析及优化水驱开发政策研究

本文研究了涠洲S油田的生产动态和水驱政策优化。通过分析生产历史数据和储层地质情况,详细分析了衰竭开发、天然水驱、注水开发三类方式下各区块的产能情况和存在的问题。针对地层能量不足、部分储层近井地带污染和单井含水率上升快等主要问题,本文提出了补充注水井、优化注采井网、酸化解堵和细分层系卡水等开发优化对策。预测结果显示,这些对策有助于提高涠洲S油田的采收率并增加产量。     

复杂断块注水效率的提升

油田注水区块开发主要是通过合理调整注水井注水效果达到注好水、注够水、注全水从而补充地层能量保持原始地层压力,确保区块长期稳产、提高开发效果。复杂断块油藏注水开发过程中受储层断层多,构造复杂,平面井网不完善,纵向上地层物性差异大等影响,注水难度大。为提高复杂区块注水效率,加强地质储层孔隙度、渗透率等物性分析及油水运移特点研究,深入开展复杂断块注水效率提升工作,合理调整注水井纵向注水情况减少储层非均质性差异带来的注水效率下降。     

复杂断块注水效率提升探讨

油田注水区块开发主要是通过合理调整注水井注水效果达到注好水、注够水、注全水从而补充地层能量保持原始地层压力,确保区块长期稳产、提高开发效果。复杂断块油藏注水开发过程中受储层断层多,构造复杂,平面井网不完善,纵向上地层物性差异大等影响,注水难度大。为提高复杂区块注水效率,加强地质储层孔隙度、渗透率等物性分析及油水运移特点研究,深入开展复杂断块注水效率提升工作,合理调整注水井纵向注水情况减少储层非均质性差异带来的注水效率下降。     

水井增注多氢微乳酸体系的研究与应用

随着尕斯库勒油田不断的注水开发,因地质因素、储层潜在伤害、外来诱导伤害等因素的综合作用下,地层吸水能力下降,导致水井注水压力升高,达不到配注要求。从近几年尕斯主力油田注水开发情况分析,注水井欠注已经严重影响到了注水开发效果,部分注水井长期欠注导致油藏局部地层能量亏空,采收率低下。因此,通过注水井增注作业,降低注水压力,提高注水井吸水能力的需求极为迫切。     

曲堤油田分注工艺应用及效果分析

油田注水是开发过程中补充地层能量,提高采采收率最经济、最有效的方法。采用合注技术虽然可以满足注水保持地层压力的工艺要求,但因曲堤油田部分区块、井组油层的非均质性较强,笼统注水时出现注入水沿高渗带单层突进,而低渗、薄差层未能发挥应有的潜力,使层内、层间、平面矛盾更为突出。因此,随着油水井精细化管理水平地不断提高,为满足不同区块、不同开发层系对能量的需求,采用分层注水工艺分层补充地层能量,通过分层注水,一些薄差层、难动用层的能量得到了有效补充,油藏采收率得到提高,开发形势日趋好转。     

单井注水流程的优化

通过对注水井管网、注水水源和水质的选择、注入系统压力分析、注水管柱设计、注水井投注、注水井增注及调剖,来提高单井注水效率,从而达到节约工程投资。     

单井注水流程的优化

通过对注水井管网、注水水源和水质的选择、注入系统压力分析、注水管柱设计、注水井投注、注水井增注及调剖,来提高单井注水效率,从而达到节约工程投资.     

河川南湾油区长6油层注水开发的可行性分析

河川南湾油区位于鄂尔多斯盆地西部,其主力油层为长6油层。截至目前,区块未进行注水等措施补充地层能量,地层能量亏空严重,压力下降快,从而造成储层天然及人工裂缝闭合,油流不能有效进入井筒,单井产油能力下降,含水上升。为能够进行区块高效开发、进一步提高区块采收率,急需对区块进行注水开发。本次对研究区长6储层注水开发可行性进行论证,为下一步注水开发奠定理论基础。研究区储层砂体连通性好,胶结物以方解石、绿泥石为主要成分,菱铁矿和硅质胶结物占次要。敏感性试验结果表明,本区属于中等速敏、弱水敏、中等偏弱盐敏、弱酸敏、弱碱敏、弱亲水性特征。水驱油试验显示该区长6油层无水期驱油效率平均41.8%,最终驱油效率平均58.2%,有利于注水开发。根据理论计算及相关邻区注水开发实践预测本区水驱采收率比天然能量采收率高9%。由此可见,本区域储层适合注水开发,采用注水开发,可有效地提高研究区长6油层最终采收率,为油田带来可观的经济效益。     

鄂尔多斯盆地王渠则地区延安组延9油藏注水开发论证及部署

鄂尔多斯盆地王渠则区侏罗系延安组延9油层组为研究对象,在油藏地质条件研究、精细储层描述及油藏开发中存在的问题研究基础上,通过注水开发适应性、注水方式和注水时机的分析,对延9油藏进行了注水开发部署,以期提高油藏最终采收率。研究认为：王渠则区延9油藏自然能量较低,天然能量采收率不到13％,而理论计算水驱采收率为30％左右,明显优于采用天然能量开采。同时该区储层连通性较好及中等酸敏、弱或无速敏、中等水敏,有利于注水进入地层。本次方案共新部署采油井32口,注水井5口,转注采油井23口。