浅谈低油价下如何实现油水井效益生产

油田开发后期,储层严重水淹、非均质性加剧和优势通道形成,注水低无效循环,油井高液量、高含水,单井生产效益急剧变差,许多单井产出不能维持其正常生产费用。因此,需在国际油价低迷的形势下,分析油水井低无效的原因,科学的制定油水井生产方式,全面提高油水井的生产效益。     

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。     

复杂断块注水效率提升探讨

油田注水区块开发主要是通过合理调整注水井注水效果达到注好水、注够水、注全水从而补充地层能量保持原始地层压力,确保区块长期稳产、提高开发效果。复杂断块油藏注水开发过程中受储层断层多,构造复杂,平面井网不完善,纵向上地层物性差异大等影响,注水难度大。为提高复杂区块注水效率,加强地质储层孔隙度、渗透率等物性分析及油水运移特点研究,深入开展复杂断块注水效率提升工作,合理调整注水井纵向注水情况减少储层非均质性差异带来的注水效率下降。     

复杂断块注水效率的提升

油田注水区块开发主要是通过合理调整注水井注水效果达到注好水、注够水、注全水从而补充地层能量保持原始地层压力,确保区块长期稳产、提高开发效果。复杂断块油藏注水开发过程中受储层断层多,构造复杂,平面井网不完善,纵向上地层物性差异大等影响,注水难度大。为提高复杂区块注水效率,加强地质储层孔隙度、渗透率等物性分析及油水运移特点研究,深入开展复杂断块注水效率提升工作,合理调整注水井纵向注水情况减少储层非均质性差异带来的注水效率下降。     

低渗敏感性油藏改善注水研究

锦150块位于辽河盆地西部凹陷西斜坡南段锦古1井以东地区,含油面积为1.2km2,地质储量209×104t。开发目的层为中生界,为低孔、低渗型油藏。初期由于依靠天然能量开发,地层压力下降快,产量呈直线递减,为改善区块开发效果,对区块进行了注水开发可行性研究,并获得成功。但随后区块出现了油井水窜,水井注不进水的问题。通过对区块进行行列式注水试验,并实施单井增注提高水井注入能力,区块的开发形势明显好转,有效地提高了储层的动用程度和最终采收率。     

裂缝性致密油藏弱凝胶调驱剂研究及应用

裂缝性致密油藏非均质性强、天然微裂缝广泛发育,区块注水效率差、单井产能低、整体含水高,注水开发矛盾突出。通过开展该类储层调驱技术的研究,分析调驱剂性能的主要影响因素,得到适用于该区块的调驱剂。经过现场应用,增油控水效果明显。区块地层压力得到有效恢复,低效油井产液与产油得到了明显提升,高含水井增油降水,水淹井也恢复生产,为全面全面恢复产量打下了物质基础。     

注水井测试过程中的质量管理

当前,油田开采已经进入后期阶段,油田采收率随之提升,油田中的含水量不断增加,储层的压力不断下降,区块无效底循环更加严重,对油田地层压力进行稳定,以保障合理的注采比,保障高含水开发采油阶段工作开展的有效性,在此过程中,注水井只有有效注水,才可降低油田开发效率,确保油田开发的稳定性,实现油田的稳定生产,这就需要强化注水井测试过程中的质量管理,本文就此展开论述分析。     

提高盘古梁油田泵效研究与应用

泵效是衡量油田开发水平和管理水平的重要指标。盘古梁油藏为典型的低产低渗区块,单井产能低,系统效率低,盘古梁作业区经过十年的发展,采油工程工艺逐步趋于完善,但随着油井数的增多,产液量的增加,注水逐渐见效,抽油泵效却逐渐下降。为了提高盘古梁油田平均抽油泵效,结合作业区现状,从技术装备、油井参数及管理水平三个方面对机采井抽油泵效进行优化调整,通过提高抽油泵效措施的有效实施,在产液量和含水平稳的同时盘古梁采油作业区泵效由40.29%上升到12月底的44.67%。效果显著。     

浅谈如何提高注水井洗井成功率

我们采油五队所管理的油水井大部分都位于面14区,面14区是一个以注水开发为主的区块,区域的开发接近结束时,地质状况开始恶化,出现了井水漫出来,大量出沙,封隔器没有效果等问题,这就需要对注水井进行清洗。在以后开发注水井的过程中必然会遇到这些问题,这就需要正确使用注水进,使其发挥最佳的效果。下面以采油五队面14区注水井洗井为例,浅谈如何提高洗井成功率。     

预交联颗粒凝胶调驱技术应用及认识

1　前言随着中原油田的注水开发 ,各主力油田已相继进入高含水或特高含水后期的采油阶段。由于油藏平面和纵向的非均质性 ,油水粘度上的差异以及油水井组内的不平衡 ,造成层内、层间矛盾突出 ,随着注水开发的不断深入 ,油藏开发的矛盾进一步加剧 ,油层大孔道存在严重 ,油藏含水上升速度加快 ,开发效果变差 ,水驱采收率降低。二次采油的实施 ,即对注水井区块整体调剖 ,改善了油藏开发现产太 ,达到了增油降水效果 ,但随着调剖时间的延长 ,以及调剖堵水的局限性 ,调剖效果逐年变差 ,产出投入比越来越小 ,经济效益逐渐变差。因此 ,必须开展深部…     

沈95块整体改造及举升优化的应用

沈阳采油厂沈95块位于大民屯凹陷静安堡构造带北部,属中孔、低渗油藏,南部主要为含砾中粗砂岩21.2%,北部主要为细砂岩18.0%。油品性质为高凝油,具有"三高"特点:高含蜡量、高凝固点、高析蜡点,由于渗透率低和地层能量低,造成区块的采油速度和采出程度比较低。本文通过对区块内油水井的连通和生产状况进行分析,有效开发该类油藏,需要将压裂、酸化、注水、采油有机结合,实现供举平衡。开发的整体改造方案,包括压裂改造储层连通性,扩大储层改造体积,增加裂缝导流能力,酸化解决近井污染堵塞,恢复地层渗透率,提高区块注水量,保障水质和水温,实现地层能量补充,提高了井底流压。制定举升工艺优化方案,实现油井的合理生产制度下生产,提高油井产液量,实现增油的目的,提高区块整体开发效果。     

沈95块整体改造及举升优化的应用

沈阳采油厂沈95块位于大民屯凹陷静安堡构造带北部,属中孔、低渗油藏,南部主要为含砾中粗砂岩21.2%,北部主要为细砂岩18.0%。油品性质为高凝油,具有"三高"特点:高含蜡量、高凝固点、高析蜡点,由于渗透率低和地层能量低,造成区块的采油速度和采出程度比较低。本文通过对区块内油水井的连通和生产状况进行分析,有效开发该类油藏,需要将压裂、酸化、注水、采油有机结合,实现供举平衡。开发的整体改造方案,包括压裂改造储层连通性,扩大储层改造体积,增加裂缝导流能力,酸化解决近井污染堵塞,恢复地层渗透率,提高区块注水量,保障水质和水温,实现地层能量补充,提高了井底流压。制定举升工艺优化方案,实现油井的合理生产制度下生产,提高油井产液量,实现增油的目的,提高区块整体开发效果。     

杏河西部化学调剖技术应用与评价

安塞油田杏河西部初期采用超前注水方式开发，受储层非均质性及后期开发改造等诸多因素影响，采油井表现出快速见水、多方向性见水特征。近年在加大区块渗流及储层认识的基础上，开展注水井深部调剖技术封堵高渗带和微裂缝，改善水驱剖面，扩大注入水波及体积，达到控水稳油及提高阶段采收率的目的。本文主要结合区块储层特征、投产投注方式以及储层后期改造等方面，在注水井调剖试验的基础上，对调剖技术的适应性进行评价，为后期该区块改善开发效果提供参考。     

特高含水期节能降耗方法的探讨与应用

采油八区一队区块经过40多年的开发历程，已进入特高含水期开发阶段，目前随着各套井网完善程度的提高，水驱各套层系问含水差异逐步缩小，高含水井数逐年上升，低效无效循环日益突出，同时措施改造程度不断提高，措施效果变差，使水驱液油比快速上升，吨油成本逐步增高，系统效率逐渐降低。而为实现经济效益的最大化，节能降耗工作势在必行，我们从节能工作的源头抓起，突出控制注采能耗的“治本”效益，坚持“能源开发与节能并重”的工作方针，通过控制产液量、注水量的增长速度，逐步提高系统效率，降低注水及产液单耗，努力实现油田高效持续有效发展。     

堵水调剖技术应用及效果评价

姬塬油田为超低渗透油田,油层物性差,非均质性强,微裂缝发育,注入水很容易沿裂缝窜进,该方向上的采油井易水淹,导致油藏含水上升快,短时间内进入高含水阶段。近年来,采油八厂根据油田开发的需要,引进了注水井调剖的工艺技术,在原有的研究基础上,结合自身储层特点与裂缝水窜特性,制定该区块特征的堵水调剖体系,在定边采油作业区实施注水井阳56-58的堵水调剖作业,达到了良好的控水增油效果。     

分层段周期注水的应用

试验区块剩余油相对富集,但近几年含水回升幅度较大,高含水井比例较高,低效无效循环严重,控含水方案逐年增加,区块受效逐年变差。因此,采取分层段周期注水的开发模式,并取得了控水总油、提高油层动用程度的好效果。     

河川南湾油区长6油层注水开发的可行性分析

河川南湾油区位于鄂尔多斯盆地西部,其主力油层为长6油层。截至目前,区块未进行注水等措施补充地层能量,地层能量亏空严重,压力下降快,从而造成储层天然及人工裂缝闭合,油流不能有效进入井筒,单井产油能力下降,含水上升。为能够进行区块高效开发、进一步提高区块采收率,急需对区块进行注水开发。本次对研究区长6储层注水开发可行性进行论证,为下一步注水开发奠定理论基础。研究区储层砂体连通性好,胶结物以方解石、绿泥石为主要成分,菱铁矿和硅质胶结物占次要。敏感性试验结果表明,本区属于中等速敏、弱水敏、中等偏弱盐敏、弱酸敏、弱碱敏、弱亲水性特征。水驱油试验显示该区长6油层无水期驱油效率平均41.8%,最终驱油效率平均58.2%,有利于注水开发。根据理论计算及相关邻区注水开发实践预测本区水驱采收率比天然能量采收率高9%。由此可见,本区域储层适合注水开发,采用注水开发,可有效地提高研究区长6油层最终采收率,为油田带来可观的经济效益。     

安塞油田杏河西部注水井深部调剖适应性探讨

安塞油田杏河西部初期采用超前注水方式开发,受储层非均质性及后期开发改造等诸多因素影响,开发后部分采油井表现为快速见水特点,并且呈现多方向性见水特征。近两年在加大区块渗流及储层认识的基础上,在该区域开展注水井深部化学调剖措施,通过封堵高渗带或微裂缝,以改善水驱剖面,扩大注入水波及体积,达到稳油控水及提高阶段采收率的目的。本文主要结合区块储层特征、投产投注方式以及储层后期改造等方面,在单井、井组化学调剖试验的基础上,对该政策的适应性进行初步探讨及评价,为杏河西部区块后期改善开发效果提供依据。     

高压注水井点滴加药工艺技术研究

注水开发过程中,部分区块受储层水敏、盐敏等敏感影响,近井地带粘土膨胀、运移,堵塞油层孔道,造成油层吸水能力变差。为了提高高压注水井的注水效果,提高低渗透油层的产量,实施点滴加药工艺技术措施,改善以往的集中加药的设备体积过大,加药设备能耗过大,导致油田注水成本增加的问题,提高点滴加药注水的效果,满足高压注水井的技术要求。     

注水井封隔器失效技术分析及治理

随着胡状油田开发进入后期,油水井射孔率不断提高,为保持油藏高效开发,细分注水在开发中显得越来越重要,注水分注率比例逐年增加.确保封隔器有效、延长封隔器有效期,是注水管理的首要任务,而导致井下封隔器失效有诸多因素,本文对注水井井下封隔器失效原因分析探讨,并提出合理治理对策.