七棵树油田关停期间注水实施分析

七棵树油田属于低孔特低渗的构造岩性油藏,天然能量以弹性能量为主,试油试采结果表明,油藏的天然能量不足。自开发以来,地层累计亏空严重,地层压力亏空大,为了保证复产后能量充足,应在关停期间加强注水,提高地层压力。     

南海东部A油田边底水油藏天然能量评价方法

南海东部A油田珠海组为多层边底水油藏,采用天然能量开发,油井产液相对稳定,动态表明油田天然能量较强。结合地层压力测试和动态监测资料,研究形成了以物质平衡原理为基础的天然能量评价油藏工程方法、天然能量评价标准及经验综合评价图为主要内容的天然能量评价方法。根据这些方法对A油田水侵量、水侵系数及天然能量活跃程度评价进行了计算和综合评价。结果表明A油田具有一定天然能量,为该油田开发调整提供了依据。     

山东省高青县油田水文地质特征分析

山东省高青油田天然能量不足,油藏类型复杂(有岩性油藏、地层构造油藏、构造断块油藏、地层断块油藏),具有含油层系多、油藏饱和度低、胶结疏松和原油性质差等特点。由35条断层把高青油田分为30个块段。主要开发层位为东营组、孔店组。1990年1月进入注水开发阶段,通过逐步完善注采井网,保持地层能量稳定。本文对该油田的水文地质特征进行了分析研究。     

低渗油藏超前注水开发数值模拟研究

低渗透油田由于岩性致密、渗流阻力大、压力传导能力差,一般天然能量都不足、油井自然产能低。本文在分析超前注水开发低渗油藏优势的基础上,以新疆油田某区块为例,进行数值模拟研究。通过建立反九点井网模型,确定了超前注水开发的注水速度和时间,为油田区块的油藏开发提供了理论指导。     

特低渗油田注水开发技术研究

近年来,特低渗透油藏的开发已逐步成为安塞油田原油生产稳定发展的主要潜力,但其物性差、产量低、多属岩性油藏、天然能量匮乏,故提高此类油藏的注水开发水平和相关经济效益,已成为安塞油田持续发展的关键技术,根据安塞油田近些年的开发实践,提出提高特低渗透油藏注水开发水平的一些认识,希望对同类油藏的开发有所帮助。     

木34边底水油藏天然能量评价研究

木34油藏为典型边底水油藏,由于对天然能量状况认识不足,随着开发进行,油藏递减快、压力下降快,开发形势变差,因此需要对油藏天然能量进行综合评价,为后期开发调整提供依据。为此,本文采用物质平衡法、非稳定流法等方法,首先对油藏边底水能量进行整体评价,然后对水侵量及水侵速度、水油体积比、地层压力等开发指标分别进行计算,并分析其变化情况。结果表明:木34油藏属于第2类天然能量较充足的油藏;水油体积比为18.78,水体较活跃。但随着开发进行,水侵系数、地层压力下降,需要补充地层能量。研究结果可指导后期开发调整工作,并为确定合理的转注时机提供依据。     

胡尖山油田精细注水技术研究

近年来,特低渗透油藏的开发已逐步成为胡尖山油田原油生产稳定发展的主要潜力,但其物性差、产量低、多属岩性油藏、天然能量匮乏,故提高此类油藏的注水开发水平和相关经济效益,已成为胡尖山油田持续发展的关键技术,胡尖山油田的注水开发经历了注水开发试验、大规模注水开发、注水调整、精细注水四个阶段,注水开发后,随着动态的变化,采取了多种注水调整方式,取得了一定的效果,但后期又有新的矛盾不断出现,经过系统总结发现,不同的注采区块也具有一定的共性,即可以用驱动类型、开发阶段、渗流特征进行划分归类,分成不同的注水单元,这就逐步形成了精细注水技术。     

理想强边水驱油藏天然水体体积的简便计算

针对天然水体体积计算难题,从水侵量的定义公式出发,以S理想边水驱油藏为例,以廖运涛方法获得的精确解为约束条件,主要是对采用的综合压缩系数进行校正,获得了理想边水驱油藏天然水体体积的简便估算方法,在类似油藏上应用取得了好效果,为选择合适的开发方式提供了重要依据。对于井网完善、已全面投入开发、完全依靠边水补充能量、以自喷为主的高渗透、稀油油藏,在经历几年的开发后有明显的油层压降情况下,只要能够落实清楚总压降值和与之对应的水侵量,就可以估算出天然水体的体积。至于该方法能否拓宽应用范围,尚需进一步探讨。     

注水开发油藏动态分析的内容与方法

随着我国油田开采时间的不断增长,大部分油田已经逐渐地进入了开采的中后期,也就是注水开发阶段。注水开发与传统的天然能量开采相比较有着减缓油田产量的作用,保障油田地层压力的稳定。但是注水开发的缺点就是可能引起油藏物理性质的变化,主要表现在储层性质、储层参数、储层流体性质变化上,注水开发油藏动态受到以上各种因素的影响,只有选择正确的方法对注水开发油藏动态内容进行分析,才能实现油藏开采量的可持续发展。     

四五家子油田注水开发见效特征分析

四五家子油田为中孔中渗构造岩性油藏,在注水开发过程中,油井见效时间及持续时间不同,针对不同油井见效特征,从微裂缝及沉积相方面分析,发现注水见效主控因素是微裂缝及沉积微相的影响。这一成果对油田下一步注水开发提供指导意义。     

油田水驱技术研究

如何更有效率更科学地开发油藏,其意义甚为重大。我国油藏的天然弹性能量普遍较小。所以基本都是先后采取了注水保持压力的开发方式。但是各油藏地质情况十分复杂,如何注水才能达到最佳开发效果始终是人们关注的问题。因此,本文结合实际,对油田水驱技术进行了阐述,为更好的开发油田提供借鉴。     

油田水驱技术研究

如何更有效率更科学地开发油藏,其意义甚为重大。我国油藏的天然弹性能量普遍较小。所以基本都是先后采取了注水保持压力的开发方式。但是各油藏地质情况十分复杂,如何注水才能达到最佳开发效果始终是人们关注的问题。因此,本文结合实际,对油田水驱技术进行了阐述,为更好的开发油田提供借鉴。     

唐105X1断块“塔式”注水见效特征研究与效果分析

唐海油田唐105X1断块为封闭背斜构造油藏,开发初期依靠天然能量开采,由于封闭断块能量下降较快,为补充地层能量,后期转为注水开发。不同于常规注采受效方式,唐105X1断块低部位油井先受效,高部位油井后受效,形成类似"宝塔形状"的注水受效方式。针对这种现象,通过研究该断块构造类型及储层特性,总结出该断块注水受效特征,并对该注水受效特征命名为"塔式"注水受效。通过对该受效特征的分析研究,进一步积累了封闭小断块的注水开发经验,对其他同类油藏具有一定的借鉴和指导意义。     

某区块层状边水砂岩油藏地质特征研究

某区块位于高升油田北部的高北构造带上,含油面积1.1km2,石油地质储量111×104t,标定采收率14.4%,为一层状边水砂岩油藏,主要含油层系为沙四段杜家台油层。区块自1987年8月投入开发以来经历了天然能量和注水开发两个阶段,后期因油井发生水淹区块全面停止注水开发。目前整体处于低产低效开采状态,日产油不足10t。为找到适宜油藏地质特点的接替开采技术,对区块油藏地质特征开展了全面深入的综合研究。     

油砂山油田Ⅵ断块中215井组先期注水效果分析

油砂山油田Ⅵ断块以前主要靠天然能量开采,驱动能量主要为弹性驱和少量的溶解气驱,Ⅳ断块在2000年投入注水开发,Ⅵ断块2008年正式投入注水开发。油田Ⅵ断块因油砂体展布性差,砂体"薄、多、散"特征明显。导致常规注水开发效果较差。水井一线油井见效时间慢、受效井多为单向受效。因此油田开展先期注水试验摸索大排量注水下油井见效时间、井组生产规律等资料为油田Ⅵ断块后期开发积累经验。     

海上碳酸盐岩油田开发实践

本文基于海上碳酸盐岩油田——Rama油田的开发数据,将Rama油田划分为三个开发阶段,天然能量开发阶段、人工注水开发阶段和稳产阶段,研究Rama油田各个开发阶段的开发方式、技术对策及取得的开发效果,剖析Rama油田各个开发阶段的开发特点,总结出Rama油田各个开发阶段的开发经验和教训,对国内外其他类似碳酸盐岩油藏的开发具有一定的借鉴和指导意义。     

樊41块砂岩油藏高效开发途径研究与探讨

大芦湖油田樊41块为层状岩性构造油藏,96年投入开发,到目前为止,采出程度已经达到24.5%,保持着2.5%以上的年采油速度,成为一个典型的高效开发单元。结合该块的成功经验我们得出了:此类砂岩油藏要立足早期注水,补充地层能量;要结合先进的数值模拟技术,利用动态监测资料指导开发过程中的方案调整工作;要充分应用动态资料,抓住控水稳油这一主线,做好分层测调和注采调配工作,确保油田的高效开发。     

欧力坨低渗油藏综合治理效果分析

欧力坨油田属低渗透油藏,随着天然能量开采时间的延长,地层压力逐年下降,地下亏空严重。针对断块天然能量不足及地层压力较低的特点,采取注水开发方式,并对注水区块实施综合治理,提高水驱储量动用程度,改善水驱效果,油田油井注水见效明显,区块日产液量油量稳中有升,开发效果得到明显改善,实现了油田的稳产和高效开发。     

辽河滩海油田改善注水研究与应用

辽河滩海油田海南3断块是一个层状边水岩性构造油藏,经过8年的注水开发,开发矛盾逐渐显现。针对滩海油田海南3断块东营组薄层砂岩油藏实际和不同地质特点反映出的水驱特征,开展多元化注水研究与实践。在新的构造认识的基础上,结合各小层沉积相、水井示踪剂监测资料、吸水剖面测试资料、油井产液剖面资料和油水井生产动态,对各主力油层进行了剩余油评价。根据不同井区生产特点将区块划分为7个分析单元,针对剩余油的分布特点,制定针对性措施,研究结果将区块由原来的常规面积注水方式增加了周期注水、低部位行列注水、点对点注水、层对层注水,调整产出剖面也由原来的单一的层位调整增加了压裂引效、注采吞吐。多元化注水大大提高了区块的水驱开发效果,使油藏自然递减率下降13.8%,也探索出了一条适合强非均质油藏注水开发中后期改善水驱效果的新途径。     

碳酸盐岩油藏注水开发效果评价方法

碳酸盐岩油藏与砂岩油藏不同,针对碳酸盐岩油藏的特点,提出了评价其注水效果的方法,通过采用产油量递减率、水驱特征曲线、含水上升率、及压力数据四个指标来评价碳酸盐岩油藏注水开发效果.其中水驱特征曲线还可以用来分析水体能量的大小,产油量递减率还可以用来选择注水时机和注水强度.