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注水是保持鄯善油田地层能量的主要手段。随着油田开发的不断深入,注水井欠注问题日益突出,增注措施缺乏针对性,效果不理想,注采矛盾加剧。文章通过对欠注井的油藏特征、措施状况及注水历史等的有机结合,研究分析了鄯善油田欠注井欠注的主要原因,为油田实施增注措施提供了依据。 相似文献
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随着油田的开发,注水井欠注日益严重,影响油田的开发效益。泵站增压是注水井增注的主要措施之一,但受到注水管网、地层物性的影响,增压值与增注量的关系难以确定。提出注水井增注量的简易计算方法,采用现场经验公式计算各注水井的吸水指数,建立吸水指数与注水量及井口注水压力的关系,为注水井增注量的计算提供简便方法。以新疆油田采油二厂803泵站注水管网为例,对8363单井进行增注分析,计算得到泵站压力提高2 MPa,片区增注量102.56 m3/d,与Pipephase模拟结果误差为0.23 MPa。同时计算不同原油价格和含水率条件下增注增产带来的收益,并与增注增加的电力费用对比。 相似文献
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渤海K油田主力产层为沙河街组薄互层,1~2.7 m厚度的油层占总油层厚度的90%,采用定向井合采分注开发模式,针对开发初期已暴露出注水井层间、层内干扰较大,约70%注水井达不到配注要求的问题,采用油藏工程方法与数值模拟方法,通过机理模型以及复合油藏模型进行注水井最大注入压力优化研究,使注水井最大注水压力值得到有效提升,K油田注水井最大注水压力由15 MPa提高至25 MPa,且提压后注水井附近地层不会出现破裂,能确保安全生产。目前已在K油田23口注水井按最大注入压力25 MPa实施注水,全油田增加注水量为2 580 m~3/d,能满足油田高效开发需求。这表明,该研究结果对相似油田注水开发具有一定的参考价值。 相似文献
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针对低渗透注水井研制的降压增注剂FYR-ZZ能增加水相渗透率,降低注入压力;降低油水界面张力,减少贾敏效应,增加油流动能力;改变岩石表面润湿性,使油藏变得更加亲水,发挥毛管力作用;抑制细菌生长,减少对井底及地层堵塞;抑制粘土膨胀,减少对地层伤害;同时还具有一定的驱油作用.现场采用连续注入与注水井两种方式进行试验,结果表明:应用注水井降压增注剂后,增加了注水量,降低注水压力,减轻了注水泵负荷,提高了注水管线安全系数,同时具有一定的增油效果.注水井注入压力的降低,节省了电能. 相似文献
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低渗油藏降压增注技术 总被引:1,自引:0,他引:1
濮城油田小断块低渗透油藏长期回注污水,注水井油层近井地带垢污堵塞,已严重影响油田的注水开发效果。为提高地层渗透率,增补地层能量,对高压低渗注水井,推广实施了缩膨降压增注技术、多氢酸深部酸化技术、精细过滤配套技术,通过应用在降低注水压力、增加注水方面收到良好效果,实现油井增产。 相似文献
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注水井微弱酸在线酸化增注技术研究 总被引:2,自引:0,他引:2
随着注水开发的深入,部分注水井注入压力升高,达不到地质配注要求。为提高区块注水效果,注水井降压增注有着十分重要的意义。但常规酸化、压裂等增注措施,停注、放喷泄压造成地层能量损失严重,为减少措施欠注,节约措施成本,提出了一种新型酸化降压增注思路—微弱酸在线酸化增注技术。针对胡尖山油田三叠系长2油藏压力高欠注井,通过室内试验研发了一套微弱酸酸化液体系、研制了一套微弱酸加药设备;完成了对元167-12注水井的现场试验,达到一定的降压增注效果,为后期该区块注水井降压增注提供了技术支持,初步配套形成了微弱酸在线酸化增注技术。 相似文献
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随着国内油田注水开发的深入,注水井污染堵塞和欠注现象越来越严重,注水井酸化增注越来越被重视。如何解除注水井伤害,以及延长注水井酸化周期是目前国内油田开发生产亟待解决的问题。分析了注水井伤害的主要原因,通过室内实验结果提出了适用于注水井酸化增注的酸液体系。 相似文献
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大庆杏南油田注水井压裂酸化效果预测模型研究 总被引:2,自引:0,他引:2
水力压裂与酸化技术是油气井增产、水井增注的一项重要技术措施,对于低渗透油田,通过压裂、酸化技术提高注水井增注强度,不仅可以提高单层的注入量,而且可以调整层间矛盾,因此,对保持地层压力,提高采油速度和采收率都具有十分重要的意义。通过对注水井压裂、酸化前后注水量递减规律的分析,在对大庆杏南油田189口注水井注入量的变化进行统计基础上,建立了注水井注水量与各种主要影响因素的函数关系,通过拟合计算证明该模型适应杏南油田注水井压裂、酸化效果的预测。 相似文献
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注入水中的悬浮颗粒对特低渗透油藏开发效果的影响 总被引:6,自引:0,他引:6
在特低渗透油田注水开发过程中,注入水中的悬浮颗粒会伤害油层的渗透率,导致注水井的吸水能力降低和油井产能下降,影响开发效果。采用物理实验和油藏工程的方法,研究注入水中的悬浮颗粒对特低渗透油藏的注入压力,地层渗透率和产能的影响,得到的结论是:岩心渗透率越低,注入水的注入压力与地层水的注入压力之差越大;在渗透率相同的情况下,滤膜孔径越小,注入水渗流阻力越低;处理注入水的筛网尺寸越大,油层渗透率伤害越大,特低渗透油藏的产量和极限供油半径越小。 相似文献
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针对南梁长4+5低渗透油藏注水开发过程中地层伤害机理认识不清的问题,利用电镜扫描、铸体薄片、共聚焦成像、XRD等实验方法,分析了水驱前后储层岩心的孔隙结构及岩石组成,明确注水开发对储层孔隙特征的影响,通过注入水与地层水矿化度与物质含量对比,分析注水过程的潜在伤害、岩心渗透率的实时变化规律,总结地层结垢堵塞机理。结果认为:南梁长4+5油藏注水地层伤害机理主要为注入水、地层水、储层的不配伍引发的盐敏、结垢,以及注入水水质较差引起的储层机械杂质堵塞。该研究成果为低渗透油藏注水伤害机理认识提供了方法及理论支撑。 相似文献
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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。 相似文献
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低渗难采油气藏大多生产井、注水井措施效果差,根本原因在于储层间未建立起有效驱动体系,从而导致剩余油气采出程度低。基于注水开发过程中水力压裂水驱波及范围判别精度不足的实际,在精细油气藏地质建模的基础上,结合储层岩样岩石力学实验,对松辽盆地某油气田单井井筒周围0°~360°范围内可能产生的压裂缝开展定量化预测,提出一种水力压裂后理想情况下水驱波及范围计算的新方法和水驱D指数曲线的概念,对现有技术条件下压裂后水驱波及可达到的理想范围进行了预测。这将为注水开发中后期储层改造,提高剩余油气采出程度提供较为重要的科学依据。 相似文献
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低矿化度水驱研究进展及展望 总被引:2,自引:0,他引:2
针对国外低矿化度水驱已运用于矿场实践而国内相关研究还未开展的现状,对低矿化度水驱机理 及其存在的问题进行了综述,并对低矿化度水驱的发展趋势作了展望。对于砂岩油藏,低矿化度水驱提高 采收率的机理主要为类碱驱、微粒运移以及多组分离子交换引起的储层润湿性改变;而对于碳酸盐岩油 藏,低矿化度水驱提高采收率的机理则主要是多组分离子交换引起的储层润湿性改变。原油性质、储层 性质、地层水及注入水性质、地层温度等因素均可以影响低矿化度水驱提高采收率的效果。目前低矿化度 水驱存在的问题主要包括提高采收率机理不清、低矿化度水源限制、油田储层适应性问题等。最后指出, 低矿化度水驱若与现有油田开发技术、煤层气生产技术、低渗透油田及高含水油田开发技术相结合,将会 是经济、环保、潜力巨大的提高采收率新技术。 相似文献
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低渗透油藏超裂缝延伸压力注水方法探讨 总被引:4,自引:3,他引:4
低渗透油藏经压裂改造进入注水开发期后,由于井底注水压力已接近或超过裂缝延伸压力,在注水井中裂缝前缘可能会因微裂缝张开而逐步形成高渗透带。如果井网布置不当,裂缝处于不利方位,生产井将出现见水早、甚至暴性水淹等不利于生产的严重后果。为此,提出了一种新的井网布置方式,同时试图利用这类低渗透油藏超过裂缝延伸压力注水时裂缝前缘可能形成高渗透带的特性来减少注水井数,以提高低渗透油藏开发的整体经济效益。 相似文献