异常高压低渗油藏的注水开发

低渗油藏在我国占有重要地位,而异常高压低渗油藏是一类特殊的低渗油藏,研究其注水开发有重要意义。本文在阐述该类油藏渗流与开发特征的基础上,分析了低渗油藏的注水开发中的问题,并指出改善注水开发效果的一些方法。     

注水油田开发效果评价指标体系应用研究

为提高油藏注水开发后期调整措施的针对性,运用模糊数学理论和层次分析理论,结合油藏实际特征,建立了油藏水驱开发潜力评价指标体系及多因素综合评价方法。针对江汉油田注水开发油藏,并运用该体系进行注水开发单元的开发效果评价,筛选出注水开发效果较差的单元,作为调整区块。在江汉油田注水开发效果评价结果表明,该方法实用性强,效果很好。     

考虑水平段压降的水平井注水井距及注入量分析

直井注水技术经过几十年的发展已相当成熟,但是,直井注水并不能满足所有油田的注水需求,尤其是在低渗油藏和储层较薄油藏的开发中,由于储层厚度薄,存在启动压力梯度,导致直井开发低渗油藏和薄油藏的效果较差。因此,可以考虑使用水平井注水开发上述油藏。     

底水油藏注水开发效果评价研究

马北一号油藏是青海油田仅有的一个底水油藏,对于底水油藏的开发来讲,缺乏此类油藏的开发经验,我们对于此类油藏的开发主要还是以注水开发模式为主,随着开发工作不断推进,我们也发现了很多问题及矛盾,尤其是注水开发过程中,注水效果不理想,底水锥进导致产量下降,围绕该油藏主要矛盾,本文致力于研究注水对该油藏开发效果的影响。主要通过产吸剖面资料状况分析油水井在平面及纵向的产吸特征;注水分布测试与地质响应特征的关系;高渗透层与剩余油饱和度的特征响应三个方面对底水油藏的开发效果及潜力进行评价研究。     

塔河缝洞型油藏缝洞单元注水开发模式

塔河油田缝洞型油藏是目前国内最大的碳酸盐岩缝洞型油藏,以天然能量开发为主,受能量下降和油井含水快速上升的影响,导致采收率不高,近年来注水开发在塔河缝洞型油藏提高采收率方面起到了良好的效果,注水开发已经成为提高缝洞型油藏采收率的一项主导技术。结合当前塔河缝洞型油藏注水开发的现状和发展趋势,系统总结和论述了单井缝洞单元注水开发模式和多井缝洞单元注水开发模式,这对具体认识缝洞型油藏的注水开发模式以及机理研究具有一定的实际意义。     

靖边东坑大阳湾延9油藏注水开发评价

为了增加东坑大阳湾油区油藏的可采储量,提高油藏的最终采收率,达到提高油田整体开发的水平和经济效益,本文从区域地质概况、地质与油藏特征、油藏工程、注水开发部署、注水工艺五个方面对该区注水开发进行了评价。     

AA区块超前注水技术开发效果分析

AA区块属于低渗透难采储量,为欠压油藏,压力系数只有0.87,针对低渗透欠压油藏递减快、稳产难、采收率低的特点,采取了超前注水开发。在油藏工程和数值模拟研究基础上,对水井超前注水时间、注水PV数、注水压力、注水强度等参数进行设计,AA区块投产后,取得了明显效果。超前注水技术成为提高欠压油藏开发效果的有效技术手段,为同类油藏开发起指导作用。     

樊144块小井距注水试验 探索低渗透油田注水开发新途径

主要针对樊144块滩坝砂特低渗透的油藏特点,以提高油藏采收率为目的,探索适合该类油藏的合理注采井网部署方式,尝试水井不压裂注水,论证此类油藏注水开发的可行性,了解储层的吸水指数和启动压力,评价此类油藏小井距注水开发效果,总结开发规律,形成适合该类油藏开发的地质、工艺及地面工程的系统配套技术。     

史106低渗油藏注水开发研究

本文针对低渗油藏如何提高采收率进行分析研究,对史106低渗区块转入注水开发的必要性进行分析,对注水开发的可行性进行研究,并根据油藏具体情况设计注水开发方案。     

樊144块小井距注水试验 探索低渗透油田注水开发新途径

主要针对樊144块滩坝砂特低渗透的油藏特点,以提高油藏采收率为目的,探索适合该类油藏的合理注采井网部署方式,尝试水井不压裂注水,论证此类油藏注水开发的可行性,了解储层的吸水指数和启动压力,评价此类油藏小井距注水开发效果,总结开发规律,形成适合该类油藏开发的地质、工艺及地面工程的系统配套技术。     

国内火山岩变质岩油藏注水开发适应性研究

通过对国内火山岩变质岩类油藏开发历史的综合研究,特别针对火山岩变质岩集中的重点地区,提出了火山岩变质岩油藏注水开发的新的看法和见解,并且引用大量的实例,进行横、纵向的对比,力求找出适应火山岩变质岩油藏注水开发的最佳方案。重新认识了此类油藏的共性,发现火山岩变质岩储层裂缝系统和基质孔隙系统的驱替机理显著不同,分析裂缝在注水开发中的影响。为此类油藏在今后的注水开发的适应性及可行性方面做一参考。     

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。     

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。     

致密油藏渗吸采油技术研究及试验效果分析

致密砂岩油藏注水后期开发效果变差,为提高井网井距较大且注水效果较差单井开发效果,利用钻井取心通过室内实验模拟油藏环境,分析了在优选的2种不同表面活性剂注入下渗吸采油效果,反映出在表面活性剂的加入下,渗吸效果变好。在油田现场3口井渗吸注水开发应用实践表明了渗吸注水开发方式的可行性,为致密砂岩裂缝型油藏注水开发提供借鉴。     

官162断块周期注水量参数优化

本文在建立162断块周期注水油藏特征模型的基础上,对周期注水量等参数进行优化,通过对比分析不同模式下油藏开发效果,为官162断块油藏周期注水提供依据。     

深层低渗透油藏注水开发的基本条件——三套压力等级注水(以文东油田为例)

本文以文东油田为例，从油藏开发特征；三套压力等级注水开发的依据；三套压力注水系统的建立；三套压力等级注水开发的效果，四个方面论证了深层低渗透油藏注水开发的在基本条件－－三套压力等级注水。     

碳酸盐岩油藏自流注水选井选层原则浅析

自流注水是一种经济有效的油藏能量补充方式,在沙漠、海上等淡水资源匮乏地区的油田开发尤为重要[1]。在碳酸盐岩油藏自流注水中,如何有效乃至高效注水,选井选层尤其重要。本文通过结合碳酸盐岩储集体类型、完井方式、含水特征等各方面特征对油藏开发特点进行分析,优选出了适合自流注水的井和层,确保油藏高效注水,持续高效开发。     

浅析注水开发油藏动态分析

随着我国油田的不断开采,目前,多数油田都已经进入了注水开采的后期阶段,注水开发的主要目的就是为了缓解油田开发后期阶段的地层产量下降问题,有效补充地层压力,但是注水开发也会导致油藏物理化学性质的变化,储层物性的改变必然会对注水开发效果造成一定的影响,只有深入进行油藏的动态分析,才能进一步的了解油藏的动态特征,已针对性的提出优化注水开发方案。     

低渗透油田注水调整治理研究——以子长油田新寨河区块为例

低渗透油藏开发难度大、开发效果较差，需提出一套切实可行、科学合理的注水调整方案。子长油田新寨河区块长2油藏通过开展地质再认识、完善注采井网，针对开发矛盾，采取“推、拉、压、引、调”五种流线优化治理思路，从而改善油藏注水开发效果，形成了一套低渗油藏注水开发技术，同时对低渗透油藏的注水高效开发提供启发和借鉴。     

难采储量有效动用技术研究

本文总结了低渗透油藏超前注水技术改善难采储量开发效果的机理以及适用于低渗透欠压油藏超前注水开发的合理地层压力、合理注水强度及合理注水时间等技术参数界限。