乌南油田注水井套损原因分析及对策探讨

乌南油田历经3年多注水开发，注水井出现了诸多问题，套管损坏尤为突出，这严重地影响了乌南油田的正常生产。笔者从粘土矿物、储层物性、地应力、注水水质、注采平衡等方面分析了该油田注水井套损的原因，并探讨了对策。     

注水井合理配注方法研究——以双河区块Ⅵ油组为例

油田注水开发后期,层间矛盾和平面矛盾日益加重,油层非均质严重,水淹不均衡,通过对注水井合理配注,改变液流方向,在油层中造成新的压力场,使注入水进入波及较差地区和井网未控制地区,从而使动用较低的相对富集的剩余油推向井底而被采出,提高油田开发效果。文中动静结合,既考虑储层本身物性差异,又考虑长期注水开发带来的平面和层间矛盾,以数模为手段,通过层间渗透率和注水强度的改变来确定垂向合理配注;然后以油井为中心,根据注采平衡,确定平面配注;综合垂向配注和平面配注,最终确定注水井在每个层上的合理注水量。     

注水井合理配注方法研究——以双河区块Ⅵ油组为例

油田注水开发后期,层间矛盾和平面矛盾日益加重,油层非均质严重,水淹不均衡,通过对注水井合理配注,改变液流方向,在油层中造成新的压力场,使注入水进入波及较差地区和井网未控制地区,从而使动用较低的相对富集的剩余油推向井底而被采出,提高油田开发效果。文中动静结合,既考虑储层本身物性差异,又考虑长期注水开发带来的平面和层间矛盾,以数模为手段,通过层间渗透率和注水强度的改变来确定垂向合理配注;然后以油井为中心,根据注采平衡,确定平面配注;综合垂向配注和平面配注,最终确定注水井在每个层上的合理注水量。     

氧活化测试资料在海上中低渗油田的应用

由于海上K油田中低渗储层的渗透率不同，导致储层间物性差异大。注水井投注后，注入压力快速上升，吸水能力下降，使得注水量无法满足地质油藏的需求。根据地质油藏静态资料和油水井生产动态数据，选用氧活化测试手段，来确定各储层吸水能力及启动状况。利用测试资料成果，分别采取细分层系和提高注入压力两种方法，不仅注水井注水量增加，油井自然递减率随之减缓，还提高了低渗透储层的采出程度，从而有效改善了油田的开发效果。从现场注水井应用效果来看，在中低渗油田值得推广使用。     

环江油田长8油藏注水井试井曲线类型及渗流规律

环江油田长8油藏位于鄂尔多斯盆地西部,紧邻西缘断裂带,油藏物性差,埋深大,勘探难度大。2008年以来,环江油田长8油藏采用勘探开发一体化思路,实施了菱形反九点注采井网和超前注水的开发方案,应用压裂或酸化储层改造技术,取得了较好的开发效果。本文通过分析环江油田长8油藏注水井试井曲线特征,通过结合试井解释结论与油藏生产动态,总结了注水井渗流规律及储层物性变化情况,对环江油田长8油藏注水开发效果提供了新的评价方法,并为注水开发方案的调整提供依据。     

王场背斜构造裂缝性油藏注水开发特征研究

江汉油田王场背斜构造储层裂缝发育方向受油藏构造形态及邻近断层的影响,天然裂缝为北东40~70°,人工裂缝为北西40~70°。注入水水线推进受其裂缝发育及油水井所处位置的影响,油井远离注水井裂缝线,注水水线推进均匀,水驱效率高,注水开发效果好;油井靠近注水井裂缝,注入水首先沿裂缝方向朝近距离油井方向推进,该方向油井见效快,水淹快,水驱效果差。在裂缝特征及其对注水开发影响研究基础上,通过注采井网调整、把握注水时机,掌握合理的注采比及采用不稳定注水、高压注水等工艺,提高了油藏的产量和采收率,取得了较好的开发效果。     

QK18-1 油田注水开发储层损害研究

QK18-1油田沙河街组油藏注水开发近20年,目前75%以上的油井欠注,油田经济效率低。为明确储层损害机理、建立提高油田注水井吸水能力的有效方法,通过室内静态配伍性实验、水敏性评价实验和水质调研结果,结合铸体薄片和电子显微镜照片对比了探井和开发井储层岩心的微观地质特征,分析了该油田注水困难的原因。结果表明,储层损害的关键因素是混合污水与地层水不配伍形成粒径为10~30μm的CaCO_3垢,在储层中呈菱面体、自形程度高的CaCO_3垢晶呈颗粒状分布在孔隙中及喉道处导致储层物性降低;混合污水矿化度低,回注引发水敏损害。水处理系统悬浮物含量超标也是影响注水效果的重要因素。针对油田注水开发中储层损害问题,提出了预防措施和建议,以提高注水井吸水能力,保证油田注采平衡。     

单井增压注水技术在油田的应用

为了使油田持续稳产和提高油田最终采收率 ,大部分油田采用注水开发的方式。通过注水井给油层注水进行能量补充以保持地层压力。但是注水井注入量的多少 ,要根据油井产出量的多少和地层压力变化的大小等情况来定 ,是有严格的配注量要求的 ,注多或注少了都会直接影响油田的开发效果。由于地下地层构造、油层物性、原油物性的变化以及生产过程中造成的油层污染堵塞等方面的原因 ,总有少数注水井在系统注水压力允许范围内完不成配注量要求 ,必须采取对油层进行酸化、压裂改造或提高系统注水压力等改造措施。但是这些改造措施的投入费用都很大 ,…     

海上油田井间连通性综合评价技术研究

海上油田开发成本高,探井、评价井及生产井数少,导致油田资料及油藏认识有限,而对于注水开发的油田,井间连通性的认识对于改善注水效果及提高采收率是非常重要的。因此,针对这一难题及需求,以海上某油田注采井组为例,提出了井间连通性综合评价技术。利用砂体展布、储层物性、沉积相等地质研究分析静态连通性,根据油井泵吸入口压力及产液量随注水量波动的响应情况分析动态连通性,再结合示踪剂的测试结果,以及自主研发的油水井间连通性评价软件定量计算油水井间的连通系数,综合评价了油田注采井间连通性,为海上油田剩余油分布认识、注水效果改善及采收率的提高提供了参考和依据。     

川口油田长6油层注水开发实践与认识

川口油田属特低渗透油田,平均空气渗透率0．79×10^-3～0．96×10^-3μm^2,储层物性差,油藏压力低,渗透率特低,基本无自然产能,压裂求产后产能下降快。1998年油田开始注水,解决了水质超标、注水井注不进水、注水井堵塞、油井水淹等技术难题,油井增产明显,油层整体吸水性较好,弥补了地下亏空,取得了一定的经济效益和社会效益,积累了丰富的现场经验,逐步确定了一套适合川口油田注水开发的工艺流程和工艺技 术。为延长油矿管理局在全局范围内实现二次采油奠定了扎实的基础,为特低渗透油田提高资源利用率,提高原油采收率闯出了一条新的路子。     

复杂断块油藏典型井组注采调整方法研究

针对东辛油田营１３ 断块油藏储层非均质严重、地层倾角大、井网不规则、水驱不均衡的问题,运用非活塞式水驱油理论,综合考虑储层物性非均质和剩余油饱和度非均质等多种因素,以一注多采井组为例,建立了断块油藏新区和高含水期油井产液量的优化方法。计算分析表明,为实现注水开发在平面上的均衡驱替,油井调整产液量时要综合考虑地层倾角、油层厚度以及目前油井含水率等因素的影响。对于垂直构造线方向的一注两采井组,地层倾角越大,高部位与低部位油井产液量的分配比例越大;油井含水率差异越大,低含水井与高含水井产液量的分配比例越大;两侧井区厚层相差越大,油井产液量的分配比例越大;储层渗透率差异对 达到均衡驱替所需的油井液量的分配比例影响相对较小。将研究成果应用到营１３ 断块油藏的注采调整中,日产油能力上升至１１０.. ３ ｔ／ ｄ,综合含水由９５.. ６％降至９１.. ７％,提高采收率２.. ４％,取得了较好的开发效果。     

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。     

冻胶泡沫体系堵水效果分析

火烧山油田储层裂缝极为发育,基质渗透率极低,属于特低渗的裂缝性油藏.油田注水开发时间不长, 由于储层存在大量裂缝,油藏纵向和平面非均质性非常严重,导致注入水沿高渗透层或裂缝发育地带突进,油井含水上升速度很快,已进入高含水开发期.堵水调剖技术通过封堵高渗水窜层段,较好地调整注水剖面,扩大注入水波及体积,从而有效改善水驱状况,提高水驱效率.用堵水技术控制油井含水率,关键在于分析油层注采关系,对区块油、水井进行整体堵调,有效加强低渗透层注水,控制高渗透层水窜,从整体上改善区块的注水开发效果.综合分析H3层H1304井历次堵水效果得出,对其相应注水井调剖后堵水效果较好,采用冻胶泡沫体系堵水比较有效,可以改善地层油水渗流状态,堵水有效期较长.由于每口油井油藏地质特征都不同,所以H3层其他油井同期堵水效果不尽相同.     

花土沟油田倒置电泵增注工艺研究

花土沟油田部分注水井由于位于油田边缘或断层附近,储层物性差,有效连通率低;或因管线长、落差大,造成压力损失大,从而导致这些井欠注,无法满足开发要求。针对这种生产现状,通过分析论证,在花土沟油田研究试验了倒置电泵增压注水工艺技术,通过三口欠注井的成功应用,解决了此类注水井长期欠注的问题,补充了地层能量,提高了对应区块的油井产能。     

西峰油田注水引起的微粒运移实验研究

西峰油田正式投入开发以来,采取超前注水方式补充地层能量,注水几年后出现注水压力升高、注水量降低的问题。为了查找出现这一问题的原因,进行了储层物性及流动性研究。所研究的储层黏土矿物中伊利石和高岭石的相对含量约为30％。多组岩心体积流量实验及正反向流动实验表明,储层中存在明显的微粒运移现象是导致注水井注水困难的主要因素之一。这一结论对油田注水井增注措施的选择提供了一定的依据。     

利用油井液面恢复法确定注采关联程度及现场试验

对于多油层注水开发油田 ,定量确定注采关联程度、搞清注入水在油层中的流动方向及向某一方向的流动数量 ,是精细高效注水开发所必须解决的问题。目前常规方法是利用采油井和注水井平面分布位置及油层物性资料定性确定 ,主观因素大 ,常与注采关联实际不符。根据物质平衡及干扰试井原理 ,测试注水井工作制度改变前后平面对应油井的液面恢复曲线 ,计算两条恢复曲线所围成的面积 (ΔS)及其占相应井组总面积的比例 (η) ,其大小反应了平面对应的采油井与注水井之间有无关联及关联程度。注采井组现场试验及油井分采结果证实该方法是成功的。与注示踪剂、干扰试井等方法相比 ,该方法具有诸多优点 ,可指导油田高效注水开发。     

宝浪油田宝中区块注水开发过程中储层敏感性及其预防措施研究

宝浪油田属于低孔低渗和低孔特低渗碎屑岩油藏，储层整体物性差。在注水开发过程中部分井出现注水越注越困难的现象。针对这一问题，室内试验评价了储层岩石的水敏性，系统分析了该区块注水井吸水能力差的原因。并针对性地研究出提高强水敏储层注水井吸水能力的预处理技术。该技术可降低注入水对储层的伤害，提高注水井吸水能力，保证油田正常注水。     

288断块砾岩油藏注水过程中储层损害机理研究

288断块油藏为低孔低渗油藏,储层物性差,注水开发过程中出现注水压力升高快、吸水量下降的现象。综合利用储层岩矿分析、岩石物性测定、敏感性实验评价方法,分析了288断块吸水层储层损害机理。研究表明,288断块油藏储层的水敏性、速敏性和低渗透性是储层受损的内在因素,回注污水中硫酸还原茵严重超标、回注污水矿化度太低以及工作制度不合理是外在因素。针对性提出了预防注水井储层损害的措施和手段,提高注水井的吸水能力,保证油田正常注水。     

利用缩膨剂提高文东油田储层注水能力实践

文东油田由于储层具有低渗透、地层水矿化度高、粘土矿物含量高的特点,开发过程中水井高压欠注问题严重,普通的酸化难以达到降压增注的效果,因此,研究应用了缩膨降压增注技术。在文东油田4个区块的欠注水井实施缩膨降压增注技术8口,平均单井注水压力下降2.6 MPa,注水量提高23 m~3/d。对应油井累计增油量为510.4 t,平均单井增油63.8 t,取得了较好的效果。     

利用油井液面恢复法确定注采关联程度及现场试验

对于多油层注水开发油田,定量确定注采关联程度、搞清注入水在油层中的流动方向及向某一方向的流动数量,是精细高效注水开发所必须解决的问题。目前常规方法是利用采油井和注水井平面分布位置及油层物性资料定性确定,主观因素大,常与注采关联实际不符。根据物质平衡及干扰试井原理,测试注水井工作制度改变前后平面对应油井的液面恢复曲线,计算两条恢复曲线所围成的面积(ΔS)及其占相应井组总面积的比例(η),其大小反应了平面对应的采油井与注水井之间有无关联及关联程度。注采井组现场试验及油井分采结果证实该方法是成功的。与注示踪刑、干扰试井等方法相比,该方法具有诸多优点,可指导油田高效注水开发。