脉冲式注水在裂缝性生物灰岩的应用

沙一下生物灰岩裂缝发育,注入水沿断层和裂缝水窜,从而导致油井含水快速上升,产量大幅度递减。针对这种情况,先后在王徐庄油田开展脉冲式注水试验,通过摸索和应用,实施脉冲式注水取得一定效果,对控水稳油项目的开展,为如何提高裂缝性生物灰岩油藏最终采收率提供了很好的借鉴意义。     

黄沙坨油田氮气驱综合调控技术研究及效果浅析

黄沙坨火山岩油藏于2000年天然能量投入开发,2003年产量达到峰值33万吨,采油速度2.9%,之后底水快速锥进油田产量迅速递减,受裂缝性油藏固有特征和配套措施效果差等因素制约,油田处于低速开采状态,年产油仅1.84万吨,采油速度0.14%。2013年开展1井组氮气泡沫驱先导试验,见到了良好的增油效果,井组最高日增油10.5t,含水下降5.1%,阶段增油3 500 t。在此基础上,在主体部位整体规划非烃气驱井组6个,预计提高采收率4.67%,目前已转驱5井组。面对纯氮气驱阶段油井气窜严重等问题,开展气窜井组综合调控工作,实现井组产量大幅上升,有效延缓了区块产量递减。     

裂缝性油藏产量预测的一种新模型

本文根据Aronofsky等人由试验提出的产量递减模型,将采出程序与时间的关系模型转变为了阶段产量与时间的关系模型。由于每个裂缝性油藏有其本身的裂缝发育和裂缝展布特征,而不同的裂缝发育和展布特征必将导致油藏的递减规律也不相同。因此,当裂缝性油藏处于递减阶段时,应用上述模型能准确地预测产量递减规律和可采地质储量等。应用本文提出了预测模型,对阿北安山岩裂缝性油藏注水开发以来,产量递减阶段的数据进行了拟合和预测,与应用翁氏模型和水驱特征曲线两种方法分别预测的产量及可采储量对比,相对误差减小了0．01个百分点。实践结果表明,本文提出的产量预测模型适用于注水开发的裂缝性油藏的产量递减阶段,计算简单、快捷、相对误差小,对油田开发及方案编制具有一定的实用性。     

延长油田瓦村油区注水开发可行性研究

通过对瓦村油区进行天然能量下采收率的评价、储层渗流特征研究、压力保持水平评价、产量递减分析、水驱采收率评价和储量评价,认为在该区块通过注水开发增产是完全可行的。注水开发可提高采收率8%,产量约21万吨。     

影响低渗透油藏注水开发效果的因素与改善策略探讨

渗透率在(0.1~50)×10~(-3)μm~2范围内的油藏称做低渗透油藏,经过相关探勘统计,我国低渗透油藏占我国油储量资源的22%,开发低渗透油藏资源是目前亟待解决的问题。影响低渗透油藏注水开发效果的因素主要分为地质因素和开发因素,当前低渗透油藏的开发效果并不理想,存在注水压力高、油井供液不足、产量递减快、采油速度低等问题,导致出现了高含水、低采收率、开发效果差的现状。本文对低渗透油藏注水开发效果的影响因素进行分析,并且提出一些改善策略。     

河111断块注采矛盾分析及治理

河111断块合油面积3．2平方千米，沙三段地质储量405万吨，可采储量89万吨，采收率22％。储层以沙三中3、4砂层组为主．沙三段属于低渗透、低饱和、稀油、埋藏深，具有高压异常的岩性油藏。1994年10月至目前为注水开发阶段，油藏注水开发后延缓了产能递减，地层能量逐渐恢复，地层压力呈现上升趋势，通过深入剖析该断块目前主要开发矛盾，找出下步调整的潜力方向，并制定出针对性的治理对策，确保河111单元产量稳升．为高压低渗透油藏开发中期提高开发水平摸索一些成功的经验。     

尕斯库勒N1-N21油藏开发存在的问题及稳产潜力浅析

尕斯库勒N1-N21油藏,地质储量4604万吨,可采储量1474.28万吨。目前有采油井399口、注水井164口,年产油56.38万吨,累计产油1012.77万吨;年注水108.15万方,累计注水775.47万方;综合含水66.01%,采出程度22%。目前,该区域面临产量递减快、油水连通率低、含水上升较快、局部供液不足等问题,如何提高油藏的采油速度和采出程度,保持油藏的稳产,是今后工作的重点方向。     

内蒙拐子湖凹陷基底潜山缝洞型油藏开发技术探讨

拐子湖凹陷基底古潜山油藏类型为缝洞型挥发性油藏,分析国内外缝洞油藏各个开发阶段所采取的一系列增油挖潜开发技术,对内蒙拐子湖凹陷基底潜山缝洞型油藏挖潜工作提出建议。高产稳产及产量递减阶段,可参考任丘潜山油藏提高采收率技术六大挖潜技术。高含水后期或快速递减阶段,借鉴塔河油田注水替底部油,注气替阁楼油模式。     

李家岔长6超低渗透油藏注水开发可行性研究

李家岔长6油藏属于超低渗透油藏,前期自然能量开发产量递减大、采收率低,无法满足工业开采的要求。为了提高油藏的单井产量和采出程度,本次研究从油藏注水补充能量的必要性出发,利用目前成熟的油藏工程方法,对8611井区长6油藏储集层流体渗流特征、注水适应性以及注水提高采收率效果进行分析。同时针对李家岔长6油藏自然能量转为注水开发的必要性开展研究,提出合理的注水开发方案,为油田稳产方案设计提供了依据。     

卫城沙四段特低渗油藏提高采收率技术及应用

卫城油田沙四段特低渗油藏是典型的特低渗复杂断块砂岩油藏,通过合理部署井网提高波及体积、早期注水及时补充能量、整体压裂改造及不同开发阶段的优化调整、中高含水期先进工艺技术的应用等,实现了水驱控制储量、水驱动用储量和可采储量逐年增加;老井递减得到有效控制;到2003年油藏标定可采储量260万吨,采收率达到35．86％,比90年油藏增加可采储量116万吨,采收率提高16个百分点。     

吴旗油田长6油藏超前注水开发技术及效果分析

与同步注水和滞后注水相比,超前注水这种先注后采的开发方式,在合理补充地层能量,提高地层压力及保持油井较高生产能力等方面的优势更加明显。目前,采用超前注水技术,改善产量递减快、稳产难和采收率低的低渗透油藏的开发效果已成为一种趋势。本文以吴旗油田吴420井区为例,介绍超前注水开发技术在该低渗透油藏中的应用情况,并进行开发效果分析,认为超前注水是提高低渗透油藏最终采收率的重要途径之一。     

直罗油田大东沟井区长2油藏井网井距评价及储量预测

长2油藏为直罗油田大东沟井区的主力开采油藏,属于裂缝性低渗透油藏,产量递减快,需依靠注水来保持地层压力进行开采,论证得到长2油藏进行注水开发是可行的,计算合理的井网密度和极限注采井距,进而确定合适的井网形式,最后进行采收率预测并确定可采储量。     

潜山油藏开发方法研究

潜山油藏作为一种双重介质油藏,不同部位裂缝发育程度差异很大,非均质性强,储层物性平面差异很大。采用常规直井注水开发,油井见水后含水率上升快等问题,开采速度和采收率会比较低。裂缝发育的双重介质油藏对注水开发井网的部署极为敏感,采油井和注水井应如何组合才能获得更为有利的渗流场,从而取得更好的注水开发效果十分关键。     

低渗透油藏超前注水理论及其实际应用

低渗透油田在开发时容易出现裂缝性油藏,注水也很容易受到裂缝影响而不均匀,导致油田产量低、稳产难、采收率低,低渗透油藏超前注水技术很好的解决了这个现状。本文先介绍了低渗透油藏超前注水理论的机理,重点以甘谷驿采油厂顾屯区块为例,说明低渗透油藏超前注水技术的应用。     

裂缝型断块油藏间歇注采矿场实践——以罗36块为例

不稳定注水能够提高注水波及系数和驱油效率,控制含水上升速度,提高油藏采收率,在油田开发中得到广泛应用。罗36断块为一狭长的封闭性小型断块,储层岩性以生物碎屑灰岩和砂屑灰岩为主,非均质性强,裂缝较发育,原油性质较差,油稠、凝固点高,油水粘度比大。开发过程中,难以建立完善的注采井网,注采对应率率较低,含水上升快,采收率低。针对罗36块油藏特点和开发中的问题,开展了不稳定注水周期、注水量等方面的研究,现场应用后取得显著的控水增油效果,达到了改善区块开发效果的目的。该块的实践表明,裂缝型断决油藏实施整体不稳定注水技术对于补充地层能量、扩大注入水的波及体积改善油藏开发效果具有重要的意义。     

运用水平井技术提高黄沙坨油田采收率

黄沙坨油田为今年来辽河油田在外围滚动开发中取得效果较好的几个区块之一,其内部发育受岩性、构造双重因素控制的边、底水块状裂缝性油藏,开发初期产量较高,但从2004年起,进入到产量递减阶段。本文综合运用油藏地质学、油藏工程学等学科分析了该油田的油藏特征和目前存在的问题,结合国内外同类型油藏的开发实例,认为针对黄沙坨油田的特点,水平井技术能够改善其开发效果,提高采收率。     

油田开发后期强化注水工艺技术

在油田注水开发的后期,油井的含水率随注水量增加而升高,注水井与采油井的连通状态发生动态改变,产量进入快速递减阶段,因此必须动态监测油水情况,实施有助于提升油田采收率的措施和工业技术,才能减缓产量递减速率,使油井维持长期稳定生产能力,获取油气产能的最大效益,达到开发后期油藏生产指标。本次对开发后期油藏开采工作中所面临的难题进行了相应的分析,以提高剩余油的开发率,达到油田开发指标。     

姬塬油田长8油藏裂缝发育特征及对井网加密方式的影响

本文通过钻井岩芯、成像测井、镜下鉴定资料,并结合盆地的构造演化历史对该地区裂缝发育特征及其成因进行了综合研究。由于裂缝的大量存在,使得长8超低渗透储层具备相对高渗带,在注水开发过程中,裂缝一方面会增强注水井的吸水能力和采油井的生产能力;而另一方面,如果注水控制不当,水会沿着裂缝快速推进,使裂缝主方向上的油井水淹,而裂缝侧向井由于注入水难以波及则见效缓慢或者不见效,油井产能递减大。裂缝性油藏在实施加密调整时,要依据裂缝主向注水,侧向加密的方式原则,通过缩小排距加密,促进有促进油井见效。2017年～2018年在罗1区长8油藏开展了加密调整试验,新钻加密井40口,目前已取得了初步效果,预测采收率提高3.4%左右。     

欢16-304块注水效果分析与调整

欢16-304块通过早期注水开发及后续调整保持了较高的开发速度,但是1990年以后产量递减加速,1993年以后高含水关井,2005年之后在精细油藏研究的基础上,通过注水效果分析以及剩余油潜力分析,通过完善井网和调整注采关系进一步提高水驱动用储量和最终采收率。     

整体调堵技术改善裂缝油藏注水开发效果

火烧山油田由于裂缝极其发育,注水开发后,油田大面积水淹水窜,产量递减大,针对单井点治理效果逐年下降的问题,开展了整体调堵水技术研究,进行区块整体治理,在实践中形成以调剖为稳产基础,调堵结合改善裂缝储层特性,调剖分注结合改善裂缝油藏注水效果的综合技术,并形成了针对不同裂缝窜流系统的封堵技术、针对不同治理阶段的组合堵剂技术、采用分注调剖相结合的细分层调剖技术、重复措施井治理技术等,并对施工工艺进行了优化。整体调堵技术有效改善了裂缝性低渗砂岩油田注水开发效果。