高含水后期薄差油层周期注水方法研究

S区块为薄差层低渗透砂岩岩性油藏,经过长期注水开发,已进入高含水期开采阶段,结构调整的潜力越来越小,挖掘剩余油的难度越来越大,为进一步改善区块的水驱开发效果,对S区块进行了周期注水可行性研究,并对部分注采井组制定了周期注水试验方案,有效地控制了试验区产量递减速度和含水上升速度,改善了薄差油层的吸水状况,开发效果得到明显改善。     

曙1612块实施多元化治理,改善区块开发效果

曙1612块于1978年4月投入开发,1980年转注水开发。采取中部注水,边部吞吐的复合开发方式。近年由于中部区含水上升速度加快、边部区吞吐效果变差,区块开发效果逐年变差。针对该块存在的问题,2010年我们在精细油层分析的基础上,实施多元化综合治理,来控制区块递减速度。     

周期注水在A油田注水调整中的应用

A油田是一个受断层、构造、岩性多种因素控制的复合型低渗透油藏,油层非均质性严重,裂缝较发育,渗吸作用明显。从1997年开始周期注水试验后,周期注水技术在A油田不断完善,应用规模逐年扩大,已经成为中高含水期油田开发的主要调整手段。通过实施周期注水,有效地控制了井区的含水上升速度,产量递减减缓。     

裂缝型断块油藏间歇注采矿场实践——以罗36块为例

不稳定注水能够提高注水波及系数和驱油效率,控制含水上升速度,提高油藏采收率,在油田开发中得到广泛应用。罗36断块为一狭长的封闭性小型断块,储层岩性以生物碎屑灰岩和砂屑灰岩为主,非均质性强,裂缝较发育,原油性质较差,油稠、凝固点高,油水粘度比大。开发过程中,难以建立完善的注采井网,注采对应率率较低,含水上升快,采收率低。针对罗36块油藏特点和开发中的问题,开展了不稳定注水周期、注水量等方面的研究,现场应用后取得显著的控水增油效果,达到了改善区块开发效果的目的。该块的实践表明,裂缝型断决油藏实施整体不稳定注水技术对于补充地层能量、扩大注入水的波及体积改善油藏开发效果具有重要的意义。     

二、三类油层高含水期综合调整效果认识

二、三类油层利用化学驱井网进行水驱剩余油挖潜取得了较好的投产效果,但由于二类油层顶部剩余油挖潜效果差和前期笼统注水影响,含水上升较快。通过对注水井分层注水,油层动用状况得到明显改善,含水上升速度得到有效控制,通过周期注水改善"三高"井区开发效果,进一步控制含水上升速度,年含水上升速度控制在0.5%以内的较好水平,为今后二、三类油层水驱综合调整提供借鉴意义。     

大庆头台油田茂503井区限压注水试验探讨

大庆头台油田茂503区块位于试验区南部,属于扶余油层特地渗透储层,由于储层物性差,在212m排距下注水不受效,2003-2005年在该区块进行了70m排距的加密注采系统调整。加密调整后,由于排距缩小,部分井区有含水上升的趋势,为了控制油井含水上升,采取了限压注水政策,控制非东西向裂缝的开启,减缓油井含水上升速度。通过限压注水,区块地层压力基本保持稳定,油井含水上升率得到控制,保持了较好的开发效果。     

普通稠油油藏周期注水的主要做法

为控制含水上升速度,提高水驱油效率,从分析断块含水上升的原因入手,借鉴国内外同类型油藏的注水理论及现场应用经验,系统分析了断块实施周期注水的可行性。     

新肇油田古636区块线性注水效果评价

针对新肇油田古636区块反九点法注采井网开发初期表现出的油井见水快、产量递减快、地层压力分布不均衡的裂缝性油田注水开发特征,2004-2006年实施了注采系统调整,形成线性注采井网。通过实施线性注水,有效地减缓了区块含水上升速度快、产量递减快的矛盾。本文从采油速度、递减率、地层压力、存水率等开发指标对古636区块线性注水效果进行了评价。     

官162断块周期注水开发因素分析

建立162断块周期注水油藏特征模型,采取注采井网形式,分别模拟周期注水时机、注水周期、周期注水量、注水方式,通过对比分析不同模式下油藏开发效果,为官162断块油藏周期注水提供依据。     

应用周期注水技术改善温西六区块开发效果

针对温西六区块在井网加密滚动调整后出现的主力层单一,并严重水淹、产量大幅度下降等问题,寻求一种新的方法来解决上述出现的开采矛盾。在借鉴国内外砂岩油田周期注水经验基础上,有效利用油藏数值模拟技术,从实际出发,对温西六区块实施周期注水的可行性进行了研究,优化了注水周期参数,论证了周期注水时机,提出了周期注水具体实施方案,并经现场检验取得了较好效果。     

边底水油藏的不稳定注水技术——以非洲D油田为例

明确边底水能量较强的非均质油藏中周期注水的水驱油效果,本文以非洲D区块油藏为例,对区块内两个注水井组分别选取不同注水方式、不同注水周期、不同注水量等参数进行水驱效果对比,选出最适合区块开发的不稳定注水工作模式,提高区块整体开发效果。     

低渗透油田周期注水方案优选

Y油田A井区属于低渗透油田,经过多年开发,逐渐暴露出井网对砂体的控制程度低、注采系统不够完善、含水上升较快和砂体水淹状况复杂等问题。周期注水可以利用现有井网,周期性地提高和降低注水压力的办法,在油层内产生不稳定压降,使层内不同渗透率区域之间产生相应的液体交换渗流,使滞留状态的原油动用起来,扩大注入水的波及体积,提高注入水的利用率。根据该井区的实际情况,计算出适宜该井区的周期注水周期,并设计了4种不同方案进行了方案预测。预测结果表明:不对称的短注长停的注水方案效果最好;对称方式次之;不对称的长注短停最差。     

沈67块“增水稳压提液”措施应用与效果评价

沈67块为注水开发区块,目前已到了中、高含水期。随着注水的持续开发,该块油藏相对的高渗透、大孔道层段又起主导作用,使得注水延大孔道方向前进,导致油井含水上升速度较快,水驱油效果变差。我们通过对该区块储层物性及开发历史研究分析,结合油水井目前生产动态变化情况,改变常规控水稳油开采方式,实现通过调增配水不断洗油的良性循环,实现区块水驱采出程度的提高。     

周期注水在不同初始含水饱和度油藏中的应用——以WQ长6油藏为例

针对WQ油藏C区块地质情况与开发存在的问题,提出了适合该区块的周期注水模式。根据调研及开发实践,总结了适用于特低渗油藏的不同含水率类型井组差异化注水方法;对C区块划分了三个典型井区：原始低含水区域A、原始中含水区域B、原始高含水区域C,分析了不同区域的开发特征,并针对不同区域油井提出了差异化注水方式建议。研究将对提高注入水波及效率、改善油田开发效果提供有效指导。     

北一区断西高台子精细注水方法研究与认识

以调整注水压力为前提,研究细分注水的方法、双定双换细分注水方法。确定细分注水的层段组合原则,按此原则细分注水,细化注水层段,实施区域性细分调整的注水方法。在注水过程中,由于受压力的制约,部分油层无法动用,方案符合率低,针对这一情况,提出"双定"、"双换"精细注水方法,力图实现精准注水。区块应用细分注水和双定双换注水方法后,含水上升速度得到控制,区块开发形势明显好转。北一区断西高台子推广区构造复杂,油层发育不均衡,多套井网并存,区块平面矛盾十分突出,目前注水状况差,注水井层段划分过粗,剖面动用不均衡,导致了区块含水上升速度快,2010年含水上升值达到1.52%,自然递减高达9.94%。近几年自然递减居高不下。针对区块存在的矛盾,研究精细注水方法,以水为本,注够水、注好水,控制含水上升速度。     

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。     

改善水驱开发效果提高注水效率探析

水驱开发是影响油田注水效率的关键因素,其可影响油田的含水量,含水量升高会引起注采系统无法适应,降低油田质量与产量。因此需要对水驱开发技术进行改善,以提高注水有效率与油田有效产出率。通过采取测试管理,整改采油井与注水井精细地质方案编制,还要延长周期注水,加强浅、深调技术应用力度,从而对区块的注采系统进行适时调整,控制注水速度与含水上升速度,从而减少无效产出的情况,最大限度地发挥节水节能效果。     

胡尖山油田胡201区块泵挂深度与流压的确定

胡尖山油田胡201区块开采油层是侏罗系延安组的延10油层。2006年投入滚动开发,2007年11月开始注水开发,2009年3月开始放大生产参数生产,2009年08月区块综合含水上升,2010年2月底开始综合治理。治理措施主要为合理泵挂深度、合理流压,控制采液强度和边底水区域控制注水。合理泵挂深度,减缓区块含水上升速度,以达到真正控水稳油目的。     

安塞油田坪桥塞21油藏调剖调驱效果评价

安塞油田坪桥塞21油藏非均质性强,局部区域压力保持水平较低,沿裂缝线加强注水后,开发矛盾突出,裂缝线主向井逐渐水淹,裂缝线侧向井表现为含水上升趋势。近年来,针对坪桥该区块裂缝区局部含水上升的原因,实施了注水井深部调剖调驱措施。通过分析近两年实施措施的效果,筛选评价归纳总结,探索适合坪桥区块调剖方式和调剖体系,为该区调剖措施拓宽推广提供依据。     

谭家营北区长6油藏周期注水方案研究

谭家营北区长6油藏物性差，受裂缝及非均质性影响，随着开发年限的增加，油田注采失衡矛盾加剧，含水上升速度加快，水淹井变多，导致油藏整体的采收率变低，针对目前的开发形势，急需改变注水方式。采用了理论研究与数值模拟相结合的方法，确定了谭家营北区周期注水的半周期、周期注水量、周期注水间隔等参数，对下一步规模推广周期注水起到了一定的指导作用。