涧峪岔低渗透油田长2底水型油藏高含水原因及注水部位初探

涧峪岔油田长2油藏为典型的底水型低渗透油藏,随着注水开发时间的推移,区内含水率不断上升,对长2油藏注水部位各学者和油田工作者产生了不同的意见。本文在对底水型低渗透油藏水淹机理和长2油藏含水上升原因分析的基础上得出：①涧峪岔油田长2油区压穿底水的可能性较低;②生产中应重点防止底水锥进现象的发生;③注水井与生产井之间发生裂缝沟通现象可能性小;④含水上升的原因有地质的也有后期工程的,应该应用生产井堵水、注水井调剖、复合调驱等技术来解决;⑤技术手段只能缓解但不能阻止含水率的整体上升;⑥最佳注水部位应该为油层部位。     

全通径大排量注水井工艺在曹妃甸油田的应用

曹妃甸油田油藏类型属于典型的边底水油藏,主要靠大排量提液生产,进而实现"水中捞油",开发中后期生产污水处理成为油田生产运行的一大难题,研究注水开发工艺对油田开发显得尤为重要,全通径大排量注水井在渤海油田又无实际参考经验。本文介绍了全通径大排量注水井工艺在曹妃甸油田的应用,经过探索实践,总结出一套适用于该油田的注水井工艺,为渤海油田类似作业提供可靠经验。     

深度调剖技术在海上油田的研究与应用效果

埕岛油田已经过十几年开发,早已进入高含水期,海上油田独特的油藏环境和生产条件限制,调剖技术的应用需要展开深入研究。依据埕岛油田的油藏特征,使用"边胶边注"的理论,选用溶解时间短、冻胶成冻速度快、冻胶强度大的配方,并使用双管分注工艺技术对特定油层进行调剖。堵水调剖后,油层深部液流转向改善了油藏水驱开发效果,含水率大大降低,对今后海上油田开展堵水调剖具有指导意义。     

底水油藏“双高”开发期提高采收率技术研究

张渠二区为典型的底水油藏,经过14年注水开发,已进入“双高”开发阶段,面临含水持续上升、水驱油效率差等矛盾,通过实施油井化学堵水、注水井堵水调驱及改变相渗压裂等一系列技术措施,总结出了”双高”底水油藏提高采收率的有效技术对策,为同类油藏提高采收率提供经验支撑。     

复杂断块油藏注水开发中后期稳产增效技术与实践

港中油田为复杂断块油气藏,油田开发过程中由于注采井网不完善、层间矛盾等导致剩余油的分散。通过精细构造解释,储层潜力的研究,重建地下认识体系,来指导油田目标区带优选及井位部署。结合二次开发,根据不同油藏特点,依靠复杂结构井型,挖潜剩余油,配套油水井措施。开展注水工程,提升水井分注水平,酸化解堵治理欠注井,调剖调驱缓解水淹状况,完善注采系统,有效改善港中油田开发效果。     

油田聚合物驱粘损影响因素分析及治理对策

冀东油田高浅北区油藏于1991年投入开发,2008年随着含水率的上升,开始出现大幅度回落。2 0 1 3年6月进入区块注聚三次采油开发,在聚合物注入过程中,由于未知原因的年度损失,造成对聚合物注入效果的一定影响,本次试验目的是调查注聚流程各节点,各阶段浓粘度情况。通过聚合物驱先导试验,探索上第三系复杂断块边底水油藏特高含水开发阶段提高采收率技术,为油田稳产提供技术储备。     

冀东油田高104-5区块馆陶组油藏沉积模式研究

冀东油田的浅层油藏储层胶结疏松,边底水活跃,随着采液速度的提高边水沿高渗透带突进,油井含水上升速度快。油藏的复杂性给调剖调驱工艺带来一定难度,本项目针对冀东油田地质和开发情况,通过深入分析、研究,在大量室内物模的基础上筛选研制了一种适合冀东油田浅层油藏调驱的交联聚合物体系并应用到现场,取得了良好的降水增油效果,两年来累计增油4．4万吨,有效地控制了G104—5区缺边水推进速度,改善了该块开发效果,为冀东油田夺油上产提供了技术保障,同时为其它浅层油藏区缺提高原油采收率提供技术方法和参考依据。     

哈得油田薄砂层油藏水驱模型研究

塔里木盆地哈得逊油田属于典型的薄层底水油藏类型,油层有效厚度较薄,纵向上油层数较多,油井无水采油期短,若采用传统的开发方式开采,不但不能有效抑制底水的锥进,而且油藏的动用储量也较低。为此该油田采用了双台阶水平井开采,以解决单层动用储量较低等突出矛盾。虽然诸多文献已对哈得油田薄层底水油藏的地质、渗流和开采动态特征以及其注采机理做了详尽的研究,但这些理论研究还不能很好的解决哈得油田薄层底水油藏开发所面临的问题。随着油藏采出程度的增大,哈得油田薄层底水油藏的产水规律随着地层能量、双台阶水平井段相互干扰等因素影响逐渐趋于多元化、复杂化。为此必须研究哈得油田薄层底水油藏的水驱模型,以便更好的指导油藏的中后期开发。文章根据哈得油田薄层底水油藏地质特征,在建立了薄层底水油藏地质及渗流模型的基础上,从普通薄层底水油藏水驱模型入手,结合哈得油天油藏实际特征推导出哈得油田薄层底水油藏水驱模型。为油藏及早调控油井、抑制含水高度,提高油藏开发效果提供理论依据。     

姬塬油田吴420区长6油藏注水井治理对油田稳产的效果分析

姬塬油田吴420区主要开发长6油藏,储层孔隙度发育中等,属低渗透储层。随着开发年限的增长,油藏管理问题逐渐暴露。目前共有见水井145口,日影响油量131t,2011年新增见水井24口,损失油量62t,受剖面水驱不均的影响,部分注水井层间吸水不均造成对应油井含水上升,保持老井稳产和降低自然递减成为主要攻克目标,因此水井治理对油田稳产显得尤为重要。2011年实施精细注水管理、水井酸化增注、水井调剖、分层注水等一系列措施,本文主要是对以上水井实施的措施效果进行分析总结,对提高油藏的开发水平及丰富低渗透油田的开发经验,具有实践意义。     

二氧化碳辅助蒸汽吞吐在新滩油田的应用研究

新滩油田为普通稠油油藏,平均原油粘度为2465mPa·s,边底水活跃,蒸汽吞吐效果较其他开发方式效果要好,蒸汽吞吐是新滩油田稳产开发的主阵地。随着蒸汽吞吐轮次的增加,吞吐效果逐渐递减,在蒸汽吞吐开发过程中,随着弹性降压开采的进行,油层压力逐步降低,引起边底水和注入水不断侵入,使高含水井逐渐增多,热采潜力逐渐下降,注汽选井由主力层向非主力层转移,蒸汽吞吐后能量下降快,周期生产时间缩短,油层的动用程度降低,从而影响了最终采收率,自2009年以来,新滩油田引进了注汽+CO2复合吞吐工艺,改善了蒸汽吞吐效果,对其它同类油田的蒸汽吞吐开发具有借鉴意义。     

特低渗油藏长停井恢复技术

针对延长油田特低渗油藏低产、低效长期停产井的特点,根据长停井形成的不同原因,应用水力喷射径向钻孔、补孔、选择性堵水、复合堵水、DRIVE解堵、二氧化氯解堵等治理技术对长停井进行治理。在现场应用中结合完善井网、注水井分注、注水井调驱技术,改善区块整体开发水平。在现场应用后,取得了较好的措施效果,并形成了长停井挖潜配套恢复技术,提高了特低渗油田注水开发水平。     

黄沙坨裂缝性火山岩油藏注水开发影响因素分析

黄沙坨油田是裂缝性边底水火山粗面岩油藏,储层属于裂缝一孔隙型双重介质,裂缝、孔隙等发育的程度、状况控制着油井的生产状态。本文介绍了油田注水开发特征,并从油藏裂缝发育状况、驱油效率、采出程度、注采井空间位置等方面分析黄沙坨裂缝性火山岩油藏注水开发的影响因素。     

油田增产措施中堵水调剖技术的开发及应用

油田增产措施中堵水调剖技术有机械化堵水解剖技术、超声波解堵装置、化学式堵水技术、注水井方面的调剖技术、油水井的堵水调剖技术等,在油藏优势渗流通道形成机理研究、化学调剖堵水材料的研究中得到广泛的运用。浅谈了油田增产措施中堵水调剖技术的开发及应用。     

水平井技术在义东油田沾四区边底水稠油油藏的应用

针对义东油田沾四区边底水稠油油藏直井开发含水上升快、采收率低的问题,为了改善开发效果,提高采收率,在沾四区边底水稠油油藏开展了水平井整体调整技术研究及应用,取得较好效果,初步形成了边底水油藏剩余油分布规律研究、隔夹层研究、水平井技术等水平井整体调整技术,对义东油田沾四区边底水稠油油藏及同类油藏的开发具有较好的指导和借鉴意义.     

氮气泡沫堵水技术在边底水稠油油藏的应用

库姆萨依油田为带边底水的普通稠油油藏,具有高孔、高渗、边底水发育的特点,随着稠油蒸汽吞吐开采进入中高轮次阶段,边底水侵入严重,高含水井比例逐步增多,油田开发效果变差。为此,针对高含水井引进氮气泡沫堵水技术进行矿场试验,其原理是利用泡沫粘稠度高,遇油消泡、逢水稳定,堵大不堵小等特点阻止液体沿微观大孔道、宏观高渗层或高渗区窜流。一方面调整纵向吸汽剖面,扩大蒸汽有效波及体积,另一方面实现封堵高含水层及抑止底水锥进,以达到控水增油的目的。该技术试验在该油田取得较好效果,单井产量比试验前提高了17倍,含水下降40%。研究结果对同类油藏的开发具有指导借鉴意义[1]。     

英152区块天然水驱油藏稳产技术研究

英152区块为天然水驱构造油藏,曾是英台油田上产百万的主力贡献区块。进入特高含水开发期后,由于潜力资源日益枯竭,同时边底水的逐渐侵入,区块开发面临递减大,含水上升快,措施挖潜难等瓶颈问题,而通过油藏避射、合理流压研究来控制油藏边底水的推进速度,依靠沉积相、数值模拟、油水界面位置研究等手段,明晰地下油水运移规律,深挖措施潜力,最终实现天然水驱油藏在特高含水期的综合稳产。     

赵57断块深部调驱试验与评价

针对赵57断块油藏地质条件,采用可动凝胶和网状树脂相结合的复合深部调驱技术,对12口注水井进行调剖.通过对深度调剖井组进行注采分析,进行调驱效果评价.结果表明,该复合调驱体系取得了一定的开发效果和增油效果.     

测调联动技术提高测试效率在新木油田的应用

随着油田分层注水技术水准的不断提高,对注水配套测试技术方面的要求也逐级增高,为油田的注水井,实现足够的注水量,同时控制好含水的上升,减缓产能不断的递减,提高水驱油藏的开发效益,在整体开发中发挥了重要的作用。随着油田注水井数的不断开发和增加,注采关系成为一个主要矛盾,注水方案调整越来越重要和频繁了,测试力量逐年增加,寻求提高测试效率研究引进测试新技术尤为重要。为了不断提高注水井测试方面的效率,传统的分层注水技术已经不能完全满足油田生产的要求。因此,我们在部署和层状水井测调联动技术方面研究了智能化技术的应用。     

裂缝性油藏深部调剖、调驱评价方法研究

水井调剖、调驱措施是裂缝型油藏开发中后期改善注水开发效果的重要手段之一。注水井调剖,油井堵水的效果评价,不仅应从单井注采状况考虑,最终应归结到产油层的利用程度,注入水的波及系数、注水开发油藏的阶段采出程度、注水开发效果和注水采收率等几个方面。本文着重讨论了深部调剖、调驱的评价方法,为调剖堵水改善水驱效果提供理论依据。     

NK气顶边底水油藏合理注采比确定

注采比是研究注水开发油田地层压力的重要依据,是反映油田产液量、注水量和地层压力三者之间关系的综合指标。带气顶的边底水油藏驱替能量较为复杂,计算的注采比精度不高,直接影响油田开发效果。本次以物质平衡方程为基础,提出了综合考虑边底水能量、地层脱气等因素,对NK油田合理注采比进行了论证,较好地指导了油田生产,为油田开发制定合理技术政策界限提供了依据。