组合注采调整方法在井组调整中的应用

坨七断块沙二8—10单元是胜坨油田整装多层油藏的典型代表,单元2004年进入特高含水开发后期,采出程度达到40．6％,综合含水达96．4％。由于在开发过程中受注采不均衡、现有井网不完善及薄差层水驱难度大等多方面因素影响,在单元进入特高含水开发阶段后,采用传统注采调整技术来提高水驱采收率的效果逐年变差,措施效果降低,导致单元递减加快。为提高水驱效果、提高采收率,应打破原有注采调整的界限,实现多种注采调整手段组合实施。根据油藏特征及开发现状进行一体化调整,针对井组闻不同的矛盾,制定与之相适应的组合注采调整模式。     

深化单元目标化管理提升河146区块开发水平

河146区块为一为中孔、低渗、高压异常稀油构造岩性油藏,该区块1997年投入开发,目前存在储量失控、注采井网不完善、主力油层水淹严重等问题,针对这些问题,我们通过深化单元目标化管理：分区域、分砂体完善注采井网,提高注采对应率;根据注水见效情况及时注采调配等有效治理手段使得区块注水效果得到明显改善,产量递减趋势明显得到缓解。与治理前相比,区块日油水平提高11t／d,动液面上升了51．3米,自然递减下降了9．38％。     

提高采收率研究

油田经过长时间的开发,形成了固定的注采模式和对应关系,最终含水上升,产油量下降。由于油层的非均质性和多层开采,导致油层动用不均,降低了油田的采收率。通过实施调整注采井网、强化注水、封卡等措施,充分挖掘老油田的潜力,达到最终提高采收率的目的。     

关于提高采收率的研究

油田经过长时间的开发,形成了固定的注采模式和对应关系,最终含水上升,产油量下降。由于油层的非均质性和多层开采,导致油层动用不均,降低了油田的采收率。通过实施调整注采井网、强化注水、封卡等措施,充分挖掘老油田的潜力,达到最终提高采收率的目的。     

如何提高采收率分析

油田经过长时间的开发,形成了固定的注采模式和对应关系,最终含水上升,产油量下降。由于油层的非均质性和多层开采,导致油层动用不均,降低了油田的采收率。通过实施调整注采井网、强化注水、封卡等措施,充分挖掘老油田的潜力,达到最终提高采收率的目的。     

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。     

油田采收率提高研究与分析

油田经过长时间的开发,形成了固定的注采模式和对应关系,最终含水上升,产油量下降。由于油层的非均质性和多层开采,导致油层动用不均,降低了油田的采收率。通过实施调整注采井网、强化注水、封卡等措施,充分挖掘老油田的潜力,达到最终提高采收率的目的。     

油田提高采收率研究

油田经过长时间的开发,形成了固定的注采模式和对应关系,最终含水上升,产油量下降。由于油层的非均质性和多层开采,导致油层动用不均,降低了油田的采收率。通过实施调整注采井网、强化注水、封卡等措施,充分挖掘老油田的潜力,达到最终提高采收率的目的。     

提高油田采收率分析

油田经过长时间的开发,形成了固定的注采模式和对应关系,最终含水上升,产油量下降。由于油层的非均质性和多层开采,导致油层动用不均,降低了油田的采收率。通过实施调整注采井网、强化注水、封卡等措施,充分挖掘老油田的潜力,达到最终提高采收率的目的。     

精细调整 均衡流线 改善T143单元水驱效果

坨143单元自1999年5月投入开发,经过多次扩建产能、高速开发阶段,一直处于强化开采状态,目前已进入含水上升期。由手储层非均质性严重,经过长期的注水开发,油层易形成相对固定的注采连通对应关系．注入水沿着主流线率先到达采油井底,而非主流线上的油层不容易被注入水波及到,水驱动用程度低。本文通过对存在问题进行剖析．积极探索注采调整对策,有效提高单元水驱效率。     

探讨稠油热采分阶段测试工艺与解释

热采测试技术是用热采二参数测试仪、四参数测试仪来动态监测热采井注汽效果情况。在胜利油田通过应用新工艺技术对热采井从注汽到生产结束四个阶段全过程不问断动态监测。随着注汽井不断增加，注汽效果的好坏直接关系到油井产量的高低和开发效果的好坏，针对热采动态监测存在的问题，不断完善了测试工艺，使该测试在油田稠油注汽井测井中得到了良好的应用．     

层块梳理深化水驱 控制河4断块递减

经过2008年的层系细分、井网重组综合调整后,河4断块稳产基础得到显著增强。但随着开发进入中后期,区块仍存在着注采井网不完善,平面、层间动用不均衡,注采关系不协调等问题。通过深化油藏分析,从完善局部注采井网人手,重点抓好合理配产配注、细分注水、欠注井治理等多项精细日常措施,确保产量不递减。     

实施综合治理改善桩34块开发效果

桩34块于先后经历了天然能量开采、注水开发、整体注采井网调整三个主开发阶段,目前处于中低含水开发阶段。针对各井组井区开发特点,在精细地质研究的基础上,加强措施论证,开展了以注采调配、完善动态注采关系、酸化、分层开采等控水稳油为主内容的综合调整工作,取得了一定的效果。     

精细注采管理实现孤岛油田二类油藏聚合物驱增油接替

针对近年来投注聚的二类油藏油层发育状况差,非均质性严重,断裂系统复杂,原油粘度高的特点,攻关形成了二类油藏聚合物驱精细注采管理配套技术：通过深化储层连通性认识,努力提高二类油藏注采对应率;优化注聚参数技术,提高聚合物对二类油藏适应性;较大幅度提高了原油采收率,实现了孤岛油田聚合物增油的接替。     

化学驱转后续水驱稳效对策研究及应用

孤东油田自进入特高含水期开发,三次采油成为油田可持续发展的重要技术措施。而目前一类、二类主力化学驱单元已转后续水驱或即将转后续水驱,含水面临快速回返。为探索研究孤东油田转后续水驱单元稳定、延长化学驱增油效果的技术对策,开展了六区西北部后续水驱技术应用研究。通过精细油藏管理,优化方案部署,及时实施注采调整、明确剩余油分布及动用状况、完善注采井网、工艺解堵等稳效措施,现场应用效果良好,实现了后续水驱稳效增油,提高了区块整体开发水平,对其它同类油田的后续水驱开发具有借鉴意义。     

热采油藏注采特征曲线的修正及应用

注汽开发的稠油油藏在井网相对稳定的条件下，其累积注汽量与累积产油量之间在半对数坐标上成直线关系，即双参数注采特征曲线。但曲线形态往往是向累积产油量坐标轴弯曲，用以确定可采储量和采收率的直线段在注蒸汽开发达到一定阶段后才会出现。为了从注蒸汽开发开始就可用于计算可采储量和采收率，对公式进行校正，引入了c值，即为一条三参数注采特征曲线，将三参数注采特征曲线应用于SAGD先导试验，求解C值，经过验证曲线满足线性规律，C值可靠。可根据曲线进一步求解出先导试验区的可采储量及采收率，相邻的同类油藏开发过程中可按照注采特征曲线确定合理的注汽量，预测生产效果。     

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。     

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。     

大王北油田大373块产能建设方案

本文通过地质研究、开发及潜力分析，论证了对大王北油田大373块进行注采调整的可行性，设计了注采井网，并对各项指标进行了预测。     

低渗透油藏的特点及提高采收率的研究

油田在勘探开发的各个环节均可造成低渗透层油层损害,再经过长时间的开发,形成了固定的注采模式和对应关系,最终含水上升,产油量下降。由于油层的非均质性和多层开采,导致油层动用不均,降低了油田的采收率。通过实施调整注采井网、强化注水、封卡等措施,充分挖掘老油田的潜力,达到最终提高采收率的目的。在外在条件变化时,包括钻开油气层、射孔试油,酸化、压裂等,储层不能适应变化情况,就会导致油层渗透率降低,造成油层损害。对低渗透油层特别强调油层保护并不是因为这类油层比高渗透油层更易受污染,而是因为低渗透油层自然渗透能力差,任何轻微的污染伤害都会导致产能的大幅度降低,因此,低渗透油藏的油层保护尤为重要。