渤海油田高压差注水井两层分注工艺设计及应用

根据渤海油田完善注采井网需要,部分采油井转注后需上返射孔防砂完井,实现2个层段的分层注水,但由于两注水层层间压差较大,层间干扰大,实际操作调配难度大,常规注水工具无法满足配注要求。基于渤海油田高压差注水井两层分注要求,设计了配水工作筒及配套的配水器芯子,提出了高压差注水井两层分注工艺。渤海中部某油田A井应用表明,本文提出的高压差注水井两层分注工艺可以实现较大压差注水井的两层分注,提高注水驱油效能,能够成为渤海油田注水井提质增效新的有效手段。     

水驱砂岩油藏注采窜流井区判别研究

为治理水驱油藏的水窜现象、提高注水利用率,需要确定出油藏存在窜流的低效注采井区、层位.根据油田开发实践,提出能反映油水井发生水窜的动态特征指标,然后选用适当的数学方法对各类指标进行无量纲化处理,得出反映油藏注采井间窜流状况的评价指标集,利用权重系数法得到评判油藏注采井间窜流严重程度的综合评价指数.通过油田的开发实践总结...     

特低渗透多层油藏水驱前缘研究

特低渗透多层油藏在注水开发时由于各储层物性和流体特征存在差异,会引起各储层注水推进速度不同.利用特低渗透油藏渗流理论建立理论模型,推导了多层油藏考虑油相和水相启动压力梯度的水驱前缘计算公式,分析了渗透率级差、注采压差、注采井距、地层原油粘度对注水推进速度的影响.并针对注采井距的影响,首次提出了无因次水驱前缘的概念.研究结果表明,渗透率级差越大,渗透率相对较小储层的水驱前缘推进越慢;随着注采压差的增大,渗透率相对较小储层的水驱前缘推进速度逐渐增大,但增幅逐渐变缓;随着注采井距的增大,渗透率相对较小储层的水驱前缘推进速度逐渐变快,但无因次水驱前缘却逐渐变小;随着地层原油粘度的降低,渗透率相对较小储层的水驱前缘推进速度逐渐变快,且增幅逐渐变大.     

不动管柱液控循环换层开关的研制

针对胜利油田中后期开发中油层含水大幅上升、层间矛盾加剧和作业成本居高不下等问题, 开发了不动管柱换层开采工艺, 不动管柱液控循环换层开关是该技术的关键所在。介绍了该井下开关的结构原理、技术特点及现场应用情况。该工具与封隔器等工具组合, 可任意控制各油层的生产或关闭。不动管柱液控循环换层开关的应用提高了换层采油效率, 简化了分层找水和采油措施。改进后的换层开关在现场共施工 21井次, 只有 1井次因砂埋管柱使换层作业失败, 施工成功率 95 3%, 比改进前提高 15 3%。     

靖边油田墩洼油区延9油藏注水开发效果评价

针对靖边油田墩洼油区延9低渗透油藏,层内非均质性强,部分注水井吸水不均,水驱规律复杂,注水调控难度大的问题,通过研究其注采对应关系,油水井生产能力,注水情况、采油速度、油藏压力保持水平、注采井网适应性的研究,对研究区的注水开发效果进行了研究,结果表明:油藏注水时间短,地层亏空严重,油水井数比过高,达到4.18,大部分面积没有水井控制,水驱控制程度只有45%左右,存水率为负的50%,导致采油速度低,目前采油速度只有0.26%;目前压力保持程度低,压力系数为0.43。目前油藏注水开发效果差,采出程度低,潜力大。     

特低渗透油藏实施同步注水注大于采的开发效果——以沙20油藏为例

大部分低渗透油藏不能做到同步注水,达到注采平衡的油藏更少。沙北油田沙20油藏特点为低压力系数、低气油比、低饱和压力和低油水粘度比。为提高水驱效果,沙20油藏实施了以下做法:采用同步注水开发,第二年实现注采平衡,之后注大于采,注采比保持在1.5;制定了合理的采液速度、注采比、压力保持程度等开发技术界限;通过连续防膨,有效控制了低渗透水敏性储层注水启动压力的不断上升;注水井实施层间分注,层内调剖,减小层间、层内矛盾,提高了剖面水驱动用程度;采油井调整合理的工作制度,高液量采油井控液,低液量采油井措施改造,调整水驱方向,提高注水波及体积。通过上述工作,沙20油藏注水开发5年同类油藏相比开发效果显著。     

中低渗透边水油藏高含水阶段综合治理对策

SJW油区为带边水的中低渗构造-岩性油藏,边水能量弱,区块油水井均压裂投产投注,目前含水率高,关停井多,采出程度低。本文采用油藏精细描述技术,搞清了砂体展布规律,分析了影响水驱效果的主控因素,目前主力延9油层的井网受效一般,顺河道方向砂体连通性好,为注采主流通道。经过生产动态分析、开发效果评价及开发技术对策论证,提出了3点开发调整策略:采用点状不规则注采井网,增加注水井数,温和注水,恢复地层压力;在油层下部注水泥,形成一定范围的水泥封堵层段,封堵下部压裂缝,同时降低单井注水量,防止油层底部水淹;使用油井转注、换层补孔、控液复产、堵水调剖、提液等油水井综合治理措施。     

注水井劈分系数计算新方法研究

如何实现注水井的科学、合理配注是注水开发油藏面临的一个难题。为了更精确地了解油水井在地下的注采关系,最重要的是确定注水井到生产井间的水量劈分情况。通过对以往劈分系数的研究及对所选井组中注采井的压力分析,根据压力波的前缘确定水驱前缘位置,并建立一种新的计算水井到油井间的劈分系数方法。该方法计算简便,能合理地计算出相连生产并的劈分注水量．为注水并配注提供理论依据。     

注采优化提高平面非均质低渗油藏井网水驱波及效率

不稳定注水广泛应用于非均质油藏的水驱开发,为进一步改善平面非均质低渗油藏水驱开发效果,采用与目标油藏对应的径向流物理模型,分析了3种注采方式下平面非均质油藏井组生产井生产动态及采收率,明确了3种注采方式改善水驱开发效果的作用机理,并给出3种不同注采方式的适用性。结果表明:不稳定注水方式可形成不稳定压力场,形成油水交渗及弹性力驱油,改善低渗区域的驱油效果;同步平衡产液量注采方式可改善整体水驱波及效率,并利用不稳定注水提高低渗区域原油采收率,整体采收率较高;异步平衡产液量注采方式可在不稳定注水后,调整注采压差,提高低渗区域驱油效率,同时扩大注入水对低渗区域的波及效率,大幅度提高低渗区域的采收率。实验结果可为目标油藏水驱开发注采方式优化提供理论支持。     

微量元素示踪监测技术在火烧山油田H3油藏的应用

火烧山油田H3油藏为低渗裂缝性砂岩油藏,受裂缝和储层非均质性的双重影响,在注水开发过程中,流体的渗流规律愈来愈复杂,油水井的注采关系难以判断。为了更好的认识该油藏的水驱规律,在该油藏北部优选了5个井组开展微量元素井间示踪监测。根据监测结果分析,注采对应的一线油井仅有一半左右能够受到相应注水井的注水控制,且油井多为单层、单向受效;注采井间注入水主流通道以裂缝为主,波及系数小;油层平面及层内非均质矛盾中等偏强,H_3~3、H_3~2小层的层内非均质程度整体上要大于H_3~1小层;监测区域北部、东北部的显裂缝发育区剩余油饱和度较高,分布集中,形成明显的剩余油富集。     

注水井合理配注优化设计系统方法研究

该项目重点针对水驱油田进入高含水后期开发以后,井网关系日趋复杂,井网之间水量如何匹配为前题,经过仔细分析和对比性研究之后,采用了最优化理论作为研究水驱注水井注水量的定量优化配置的理论分析方法。最优化理论是指以一个全油藏(或以注水井为中心的“扩大井组”)的储油层作为研究对象,以油气层渗流理论作为研究的基础理论,以注采井的布局作为研究的基本元素,以注采强度作为定量优化注水井注水量配置的基本依据,以“各生产井规划的产液量(或产油量)、各注水井所控制的各井层规划的地层压力保持水平、含水上升率最低等“作为建立”注水井…     

低渗透油藏提高水驱效率技术对策——以胡尖山油田H区长4+5油藏为例

胡尖山油田H区长4+5油藏为鄂尔多斯盆地典型低渗透油藏,低孔、低渗、低压。长4+5油藏为多期河道叠加复合砂体储层,隔夹层发育、非均质性强,多层合采、多层分层注水。经多年开发及井网加密调整后,注水沿高渗带及诱导缝突进,油井多方向见水,水驱开发矛盾突出,水驱开发效率低。通过梳理影响H区长4+5油藏水驱效率提高的关键影响因素,有针对性地采取治理对策,达到提高低渗油藏水驱效率的目的。结果表明,影响研究区油藏水驱效率提高的主要因素为储层砂体连通程度、储层非均质性、水驱后诱导裂缝及高深渗带发育、水驱后储层物性变化及分注井分层注水有效性等。通过采取油水井补孔、单层增注、深部调剖调驱、均衡平面采液、优化分注工艺等治理技术对策,油藏水驱效果得到改善,油藏最终采收率提高,油藏向良性开发转变。     

三管四配分层注水技术在海外河油田的研究与应用

海外河油田属注水开发的稠油油田,现已进入开发中后期.由于该区块水井层数多、井段长及层间矛盾突出,造成注水时高渗层吸水性强,中、低渗透层未启动或吸水性较差,同时部分水井油层连通性较差,低孔、低渗等原因造成注水困难.目前分层注水技术只限于油套分注及三管分注,注水级别低(最高只能分注3层),层间矛盾突出,层间干扰严重,水驱开采难度加大,为此在三管注水工艺的基础上,研究了三管四配分层注水工艺技术.     

海上油田防砂完井注水井反洗工艺及配套工具

目前海上油田防砂完井注水管柱不具有洗井功能,注水井长期注水会有污垢、有机沉积、腐蚀物质以及杂质等注入地层,使得注水压力上升、注水量降低,严重影响注水效果;长时间不洗井会出现管柱上提困难,造成大修作业,增加注水井作业成本。鉴于此,将注水管柱配套反洗插入密封工具、防返吐工作筒和配水器工具,可实现注水井不动管柱注水、反洗工艺技术切换,加强海上油田防砂完井井筒维护与管理,提高注水质量,降低注水井反洗成本,缩短施工周期,增强注水效果。现场应用情况表明,经过反洗的注水井注水压力降低,地层吸水指数提高,注水井分层配注量明显增加;井筒及近井地带得到了清洗,井筒内污垢、腐蚀物和杂质均被清除,解决了钢丝作业遇阻问题,改善了注入水质,增强了水驱开发效果。     

靖安油田侏罗系油藏生化二元驱技术研究与应用

靖安油田ZJ2延9油藏目前已进入高含水期,由于油藏平面和纵向的非均质性、流体物性的差异,造成层间矛盾突出、水驱不均、水驱效果变差、油藏含水上升速度加快、采油速度降低。通过对注水井和油井生产情况分析后认为:该区储层物性较好且存在高渗透带,油水井间沟通性较好且对应性强,适合应用生化二元驱技术。2010年11月在该区块优选了3注13采开展生化二元驱技术应用,措施后油水井见效明显,取得了阶段性的进展。     

涠10—3油田7井区注水采油动态及采收率分析

涠10－3－7井区L3^Ⅲ是主要产层组，产量占84％，已注水，次要产层L3^Ⅱ未注水。利用甲基水驱曲线预测水驱最终采收率20．2％。初步分析认为水驱储量少，储量动用程度低。主要由于L3^Ⅲ油层组注入水沿高渗透层和底部突进，油层水洗厚度薄，不出油厚度大；油水井布置不合理，注采系统不完善，水驱油面积小。另外，L3^Ⅱ油组没有注水等原因，造成采收率偏低。提高采收率应采取如下措施：强化采液、增加水驱储量（其中包括增加垂向波及厚度和完善注采系统扩大水驱油面积）、堵水和打斜井、改善中－低渗透性层，提高产油能力、对L3^Ⅱ油组进行注水。     

注采交替提高采收率物理模拟实验

文中从水动力学角度出发,针对复杂断块油藏的储层特征开展了一系列物理模拟实验,对注采交替提高采收率机理进行了深入探讨。实验表明:对复杂断块油藏实施注采交替开发,可以实现特高含水期剩余油的有效动用,其机理为水动力作用下的压差交变、液流转向、扩大波及。与提液水驱实验结果对比,注采交替可以有效降低水油比,提高注水利用率,降低注水成本,减缓高渗层的水油比上升速度,提高中渗层的动用率。     

多元回归方法确定井组配注量

注水开发是保证水驱油田高产、稳产的最重要措施之一。在注水时机、注水方式一定的情况下,注水强度,尤其是各注水井的注水量配置显得非常重要。合理的单井配注量,可以有效缓解平面矛盾、层间矛盾、层内矛盾和提高水驱油田开发效果、水驱采收率。在对目前存在的配注方法的综合分析和研究之后,提出以水驱油田注水井井组为研究单元,采用多元回归方法来确定注水井井组配注量,并基于多元回归方法的回归系数和偏相关系数,分别建立了多元回归模型Ⅰ、Ⅱ。实例分析表明,本方法简单、实用性强。     

多层非均质油藏开发指标预测方法

考虑多层油藏层间非均质性和启动压力梯度的影响,基于Ｂｕｃｋｌｅｙ－Ｌｅｖｅｒｅｔｔ 水驱油理论推导并建立一种多层油藏开发指标预测方法。该方法根据各层的有效注采压差和渗流阻力动态劈分各层的注水量,采用物质平衡原理和水驱油理论预测各小层的开发动态,可以定量刻画多层油藏合注时,各层有效注采压差和供液能力随时间的变化规律。实例分析表明,该方法可真实反映多层油藏实际生产时,高渗层产液比例越来越大,层间矛盾越来越严重等生产特征,可以用于指导油田进行分层注水等生产措施。     

低渗透砂岩油藏注采井网调整对策研究

低渗透油藏注水开发后,注采井网难以满足后续开发需求。应用油藏工程和数值模拟预测等方法,对低渗透油藏合理油水井数比、注采井网调整方式、调整时机以及调整后新、老井合理注水调整方法进行系统研究,形成了低渗透油田井网调整技术。考虑低渗透储集层的渗流特性、启动压力梯度导致油水井地层压力的差异,推导了适应低渗透油藏的油水井数比计算公式。根据储层裂缝发育状况以及剩余油分布特征,选择水驱面积波及系数较高的井网进行调整。敖南油田合理的调整方式是将裂缝不发育井区反九点法井网调整为五点法井网,裂缝发育井区转线性注水。对不同调整时机下的开发效果预测表明,调整越早,效果越好。井网调整后要适当控制老井注水,加强新井注水,使地层压力分布更加合理。研究结果表明,利用上述调整对策对低渗透油藏实施注采井网调整是可行的,可以为低渗透油田井网调整提供新的技术支持。