尕斯N1-N21油藏开发存在的问题及稳产思路分析

尕斯库勒油田N1-N21油藏目前已处于中高含水阶段,随着油藏注水的不断深入,新增停躺井、欠注井不断增多,措施效果逐年变差,含水上升较快等问题日益突出,油藏持续稳产难度越来越来。在"注好水"的前提下,油藏如何稳产是今后开发工作的重点。     

老区稳产的几点方法

油田开发到了中高含水期,水井调配难度大,剩余储量分布零散,油藏层间、层内、平面矛盾十分突出,综合含水不断上升;油层出砂严重,不正常井增多,导致自然递减日益加剧,整体稳产基础薄弱。2002年以来,在正南管理区各断块开展了以稳产基础为目的的挖潜技术研究,通过实施综合治理,改善了油藏水驱效果和井筒管理,采油速度分别提高了0．28％、0．43％,致使老井稳产基础得以夯实。     

油藏可控注水、采油思路浅析

目前油藏开发井网逐步完善,年产量逐步提高,但普遍面临产量递减快、水驱动用程度低、含水上升较快、局部供液不足等问题,导致油藏稳产基础不牢、上产难度加大。精细油藏开发管理,从可控注水、可控采油思路着手,改善油藏水驱开发效果,着力解决提高单井产量,以确保油藏持续稳产。     

昆北油田切6区E_3~1油藏开发动态分析

切6区E_3~1油藏整体注水见效,但油井工作制度及注水的调整对含水变化影响明显,合理确定注采比难度大,近年受边水、注入水突进影响,目前油藏进去中高含水期,产量低、递减快、油井含水上升快,导致油井稳产难度加大,因此有必要对该油藏进行开发动态分析。     

三管分层注水工艺技术的研究及应用

针对尕斯库勒油田注水开发进入中高含水期后,油藏非均质性进一步加剧,高含水井逐年增多,部分区块不同程度出现大面积水淹,稳产难度加剧的现状,大规模推广应用多级分层注水工艺技术,提高水驱油效率,实现油田高效开发。但是由于多级分层注水井数逐年增多,测试工作任务繁重,测试遇阻现象时有发生,从而降低分层注水符合率。为满足油田精细注水需求,进行三管分层注水工艺技术试验。     

稀油特高含水期稳产配套技术

针对锦州油田注水开发区块近年来产量下降快、递减大的情况,紧紧抓住油藏特点,以注水为中心,以剩余油研究为基础,深入油藏研究与实践,逐步形成了一套适合锦州油田的稀油注水技术、油井挖潜技术,有力稳定了开发局面,实现了油田高含水期4a稳产,为高效开发打下了基础。     

"细化注水、动态调配、适时提液、控制递减"在卫22块油藏的应用

卫22块油藏开发特点、开发历程及现状,确定了以启动弱、差油层动用,充分发挥层间潜力,提升单井生产水平,提高井组稳升率,夯实油藏稳产基础,提高注水的波及系数,增加水井的驱油效率,在控制井组含水上升的同时,保证井组能量稳定,改善井组的开发形式。     

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。     

周期注水与调剖相结合在油田开发效果方面的探讨

朝阳沟油田是一个受断层、构造、岩性多种因素控制的复合型特低渗透油藏,油层非均质严重。随注水开发时间的延长,近年来油井含水上升较快,个别区块已全面进入中高含水阶段,稳油控水难度越来越大。周期注水及化学调剖技术作为改善注水开发效果的两项重要措施,在油田开发中起着较大的作用,但在应用过程中也存在一些问题。本文通过对周期注水及调剖局限性的分析,提出了间注与调剖相结合的调整办法,在应用中取得了一定效果。[第一段]     

特低渗长6油藏中高含水期稳产技术对策研究

针对长6油藏进入中高含水期后含水上升速度加快,油藏稳产难度加大的现状,本文通过开展精细油藏描述、数值模拟动态预警,深入研究中高含水开发阶段油藏开发规律并形成了一套稳产技术系列,通过矿场实践取得了较好效果,油藏持续保持高水平开发,同时该技术系列对丰富低渗透油田开发经验,提升开采价值有着极为重要的现实意义.     

文南油田文33沙三上油藏整体压裂引效研究

文33块沙三上油藏属典型的高压低渗透复杂断块砂岩油藏,油藏单井日产量小,稳产状况差,产量下降快;注水井吸水能力差,注水压力高,而采油井难以见到注水效果;油井见效后含水上升速度快,而采液指数和采油指数急剧下降,对油藏稳产造成很大困难。2000年以来通过缩小井距注水开发,并适时实施整体压裂引效措施,有效地实现了文33块沙三上油藏的高效注水开发。     

鄂尔多斯盆地延长组特低渗油藏注水时机对开发的影响

不同注水时机下,鄂尔多斯盆地延长组特低渗透油藏注水开发规律表现不同的响应特征,研究确定注水时机,对延长组油藏延长高产稳产时间以及提高油藏采收率都十分必要。本文着重利用矿场资料统计的方法,对已开发不同类型油藏的注水时机与产量变化关系、采出程度和含水关系、地层压力和产液量关系等进行了统计分析,总结出该类油藏不同注水时机下的开发特征,同时简单分析了其机理。通过研究发现,安塞油田超前、同期、滞后和未受效四种情况,初期稳产阶段产量比例为4.27：2.3：1.87：1,因此,尽可能实施早期注水,改善特低渗油藏开发效果。     

夏盐11井区三工河组油藏稳产技术研究

夏盐11井区三工河组油藏开发时间较早的断块自2013年下半年含水上升加快,综合含水从2013年10月的25.0%上升至2014年6月的35.4%,上升幅度达10.4个百分点,阶段含水上升率为4.4%,生产形势严峻,稳产难度大。2015年开始通过对油藏实施一些稳产治理措施后,油藏递减趋势减缓,年绝对油量递减下降了8.0个百分点,水平自然递减下降了8.5个百分点,含水上升率下降了2.4个百分点,有效稳定了油藏生产形势。     

普通稠油油藏高含水期精细注水技术

锦99杜家台油层为一普通稠油油藏,该块构造复杂,油层非均质性严重,原油性质变化大。断块实施注水开发,开发中表现出为含水上升快,单层突进严重,油层动用极为不均,压力保持水平低,断块区块递减率高,靠措施难以弥补产量的递减,稳产难度大。为此在精细油藏研究的基础上,找出了影响断块开发效果的主要因素,实施了以精细注水为中心了配套治理措施,从改变注水水质入手,不断完善注采系统,完善注水配套工艺技术,加强动态调配研究,深化油层挖潜,稳固了地下形势,使区块递减率逐年下降,提高了水驱采收率。     

鲁2区块稳产技术对策研究

鲁2区块是鲁克沁稠油油田投入开发最早的区块之一,在2000年开始进行产能建设并投入开发,2003年6月进行注冷水开发的现场试验,取得一定开发效果,但也存在着注采井网不完善、注水单向突进、含水上升导致产能下降等矛盾。鲁2块稳产技术对策的确定将根据鲁2区块在开发过程中存在的不足和暴露出来的问题点对点的解决,然后根据治理的效果总结成果与经验,有点连成线,再及面,形成一套系统的适合于稠油中高含水期开发的技术对策。     

南梁裂缝性低渗透油藏注水开发调整实践与认识

南梁油田为典型的低渗透岩性油藏,储层裂缝发育,主力开采层位长X采用菱形反九点法开采方式,针对开发中的主要矛盾裂缝线上油井易见水,产量下降幅度较大,通过对南梁油田注水开发特征的分析和对合理注水强度的研究,提出适合该油藏特点的以注水调剖为主的注水开发调整政策,实现南梁油藏的高效开发,从而保证油田生产呈高产、稳产的良好态势。     

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.     

查9断块区提高砂砾岩注水效果研究与应用

桑合油田查9断块区是典型的低幅度断块油藏,受含油高度小、储层非均质严重、边底水活跃等因素影响,造成注水开发早期就出现含水上升较快、自然递减较大。2010年通过开展提高砂砾岩注水效果研究,针对油藏特点,对主力油藏开展精细油藏描述,对桑合构造控油断层开展构造精细解释研究,开展查9断块区提高注水开发对策研究,确立了以单层注水为手段,以提高主力层水驱动用程度为目的的治理对策,通过实施单层注水,将水注到所需油层,真正实现注入水驱油,达到控制含水上升与减缓自然递减,提高水驱采收率的目的。     

低渗透油藏压驱注水工艺及发展方向

伴随老油田持续高效开发，油田进入高含水开发后期，油田稳产转向稠油、低渗透等难动用储层，油藏埋藏深、储层物性差等问题突出。低渗透油藏在油田占据重要地位，已动用储量低渗透油藏占比较高。常规水驱开发工艺普遍呈现注水压力高、欠注严重、油井产液低等问题，低渗透油藏开发效果差，产能递减快。结合油田提液稳产技术需求，开发出针对低渗透油藏的压驱注水工艺，开展了工艺优化和现场应用，通过分析开发效果及存在问题，指明技术的发展方向。     

综合运用注水工艺技术实现高含水开发后期的油田稳产

油田进入中、高含水期后，注水开发油田的平面、层间、层内三大矛盾，在注水、产液、储采三大结构的问题日益突出。马寨油田进入高含水开发后期，伴随着井况的恶化，油田的开发效果难以提高，递减的控制难度加大。2001年以后，通过油藏工程研究为基础，以井网层系调整、注水工艺为手段，进一步地精细地质研究，深化油藏认识，落实了储层和构造，掌握了剩余油分布规律。并依靠现有井网，综合实施油田调整，大力度地实施分注及差层改造技术，全面地提高一、二、三类层的动用，从而改善油田的开发效果，实现高含水开发后期的油田稳产。