低渗、特低渗油田注水开发见效见水受控因素分析--以鄯善油田、丘陵油田为例

以特低渗的鄯善油田和丘陵油田为例，对特低渗油田注水开发见效见水受控因素进行了分析，研究表明：①特低渗油田注水开发见效见水的控制因素有砂体的连续性、储层的物性非均质程度、射开层数、注采比及地层压力情况；②地饱压差低的特低渗油田，注采比及地层压力情况是注水见效见水的首要控制因素，这类油田应尽早注水保持地层压力；②在某一物性范围内，物性非均质程度比物性好坏对特低渗油田注水见效见水的控制作用更为突出i这一研究结果对同类油田生产具有一定的指导意义。     

柴达木盆地乌南油田乌5断块注水效果评价及建议

本文在综合地质研究基础之上充分利用油藏动态监测资料和油藏动态数据等第一手资料,从注水利用率、水驱控制程度与动用程度、吸水状况、注水压力、注采井组产液变化、注水地层能量恢复状况等6个方面较全面地评价了乌南油田试注水效果,针对乌南油田目前注水存在的问题,分析了影响注水效果的因素,通过对试注水效果评价,提出了乌5断块下步注水工作思路及建议。     

油田注水配注合理注采比计算方法研究

为了稳定油藏原油产量、控制含水上升速度,需要确定油藏在注水开发过程中的合理配注量或注采比。通过应用油藏工程方法中广泛使用的经验公式和理论公式推导出了新的注采比随含水率变化预测模型。该模型直观表达了油田累积产油量与含水率关系及油田注采比随含水率变化的关系,其特点在于给定未来某一时刻油田含水率,就能确定其合理注采比。通过实例计算表明,应用该关系式计算结果可靠,参数获取简便,可用于指导生产静动态参数录取较少的区块油藏进行配注计算。     

油田供注水系统工艺技术优化与应用

改善注水开发效果是确保油田稳产的根本基础,本文针对当前老油田注采井网完善程度低,稳产基础脆弱的问题,进行了地面水资源优化配置,制定高含水油田注水水质指标,提出了污水由集中处理、分散回注变分散处理、就地回注的新思路,使现有注水系统的注水能力及注水压力满足了注水需要,为实现注水工艺的完善配套进行了有益尝试。     

樊128断块整体压裂改造布井方案研究

根据试油试采资料和油井压裂前后的产能变化 ,分别设计了反九点和五点面积注采井网 ,利用油藏数值模拟方法分析了边水能量、注水时机、注采比和采油速度对两种井网开发效果的影响。结果表明 ,五点井网布井方案优于反九点井网布井方案。注水井应平行于裂缝伸展方向排列 ,与边水供给方向一致。油井配产量平均为 8.6t/d ,采油速度为 1% ;断块投产 1年左右应及时注水 ,且注采比保持为 1才能保证稳产高产。     

深海浊积砂岩油田高效注水策略及实践

以尼日尔三角洲盆地典型的深海浊积砂岩油田AKPO为研究目标,剖析了浊积水道和朵叶的储层特征,以注采井组间砂体连通方式为基础,结合生产动态特征评价了注采井组间的连通性,确定油田在无水采油期的注水策略。基于时移地震揭示了不同储层类型的水驱波及特征,形成了油田注水突破后的注水以及控堵水策略,建立了适宜油田不同开发阶段的高效注水策略。在无水采油期阶段,基于注采井组间砂体的连通方式应用以“控制压力”为重点的注水强度优化策略,实现不同井组的分级配产配注;在中低含水阶段,基于储层沉积类型应用以“提高波及”为重点的注水强度优化方法,即依靠水动力学方法来改善水驱波及系数,水道储层注采井组采用周期注水提高“纵向”波及系数;朵叶储层注采井组采用改变液流方向提高“平面”波及系数;在高含水阶段,应用适宜深海油田的“低成本”分段控堵水方法,实现深海油田经济有效的控堵水。上述深海浊积砂岩油田高效注水策略经AKPO油田实践,实现AKPO油田高峰采油速度达到5.5%,连续7 a实现稳产,预测油田采收率达到53%。系统形成深海浊积砂岩油田在不同开发阶段的高效注水策略,该策略简单易行、经济有效,可以指导同类深海油田的注水优化。     

人工神经网络在油田注采量描述中的应用

考虑油田注水开发期采液量是注水参数和地层参数等的连续函数,应用人工神经网络技术,探讨油田注水开发期见水后的各个单井产状描述和产液量预测的新方法．采用某油田某区块内５口采油井配置１０口注水井,在１２个月的注采数据来训练所建立的注采系统人工神经网络模型．结果表明,人工神经网络可很好地用来定量描述油田注水期采出液量与注入液量之间的复杂函数关系,可用于油田水驱产状的描述．滚动预测的结果表明,预测的累计采油量随月份的增长变化和实测的符合良好．     

C3断块K2t1注水外溢及合理注采比

针对C3断块K2t13边底水油藏地层压力长期得不到有效恢复的问题,在确定注水外溢时机的基础上,应用数值模拟方法研究了注采比、油水粘度比、注水时机、边水体积、注水井位置、地层倾角等因素对注水外溢的影响。利用统计回归方法建立了注水外溢的定量表征模型,进一步结合物质平衡原理开展了合理注采比研究。研究结果表明,注采比对C3断块K2t13油藏注水外溢的影响程度最大;受注水外溢的影响,随着注水量的增加,油藏有效注水并没有得到同步增加,甚至会降低;合理注采比研究结果表明,当注采比在1.8左右时,该油藏地层压力恢复速度才能达到最大值。     

3S注水泵密封盘根的现场应用

目前江苏油田马八断块，日注污水150m3/d，由于污水普遍存在结垢、腐蚀等问题，注水密封盘根在使用过程中经常出现渗漏故障。为保证油田科学开发，保持合理的注采比，注水泵必须保证24 h不间断注水。     

阿南油田阿11断块A上I油组周期注水动态参数优化

阿南油田构造复杂,非均质性较强,是典型的低渗透砂岩油田,稳定注水开发存在油产量低、采出程度低、稳产难度大三大矛盾,为了提高阿南油田低渗透砂岩油藏的动用程度,提高油田产油量,降低含水率,为下一步新区块投入开发及油田注水开发调整提供依据,以阿11断块的阿11-304井组(其开发层位是A上I油组)为研究对象,充分利用井组内及邻近区域内井的油藏精细描述静态资料和井组内注采井的动态资料,参考注采井的产吸剖面资料,在优化了该井组周期注水的方式的基础上,应用油藏数值模拟技术研究了周期注水的注水量、周期和时机对周期注水效果的影响,优化了阿南低渗透砂岩油藏的周期注水参数.     

樊128断块整体压裂改造布井方案研究

根据试油试采资料和油井压裂前后的产能变化，分别设计了反九点和五点面积注采井网，利用油藏数值模拟方法分析了边水能量、注水时机、注采比和采油速度对两种井网开发效果的影响。结果表明，五点井网布井方案优于反九点井网布井方案。注水井应平行于裂缝伸展方向排列，与边水供给方向一致。油井配产量平均为8．6t／d，采油速度为1％；断块投产1年左右应及时注水，且注采比保持为1才能保证稳产高产。     

阿南油田阿11断块A上I油组周期注水方式的优化

阿南油田构造复杂,非均质性较强,是典型的低渗透砂岩油田,稳定注水开发存在油产量低、采出程度低、稳产难度大三大矛盾,为了提高阿南油田低渗透砂岩油藏的动用程度,提高油田产油量,降低含水率,为下一步新区块投入开发及油田注水开发调整提供依据,以阿11断块的阿11-304井组(其开发层位是A上I油组)为研究对象,充分利用井组内及邻近区域内井的油藏精细描述静态资料和井组内注采井的动态资料,参考注采井的产吸剖面资料,应用油藏数值模拟技术研究了该井组的两种周期注水的方式,并进行了优化对比,优化出了一种新颖的注水停采-停注采油周期注水方式.     

稠油注水油田中后期改善开发效果技术研究

普通稠油注水开发油田由于油水粘度比大,面临进入高含水中后期水驱开采效果越来越差的普遍矛盾。针对海外河油田地质条件复杂,开发中存在油藏认识程度低、注采系统不完善、水驱动用程度低等主要矛盾,以“注够水、注好水”为核心,通过精细地质和剩余油分布规律研究,采用完善注采井网、细分注水单元、“提、控、治”等多种有效手段调整优化注采结构,使油田开发效果得到明显改善     

油田分注井调配技术探讨

安基油田杏河北部属于多油层发育区块,随着注水开采时间的延长和见效程度的不断提高,油层平面和剖面矛盾日益突出,为了提高多油层开发效果,保证区块长期持续稳产,提高油田采收率,区块引进分层注水工艺,截至目前具备分注条件的注水井全部实施分注,因此,提高分注井调配成功率直接关系到分注效果。本文通过总结近几年影响分注井调配成功率因素进行分析,探索出提高井下分注井调配成功率的方法。     

探讨葡萄花油层周期注水方法

葡萄花油层璧261区块于2002年投产，采用线状斗网同步注水开发，开发过程中表现出低含水采油期短，含水上升速度快，在坚持低速注水政策下，注采比仍较高。根据该区块地质特征及开发特点，提出周期注水，通过其理论研究表明，肇261区块采取周期注水可行。在实施过程中，通过理论计算注水周期，再根据求井压降变化，确定最终的注水周期。通乏实施周期注求，试验区分水上升速度得到控制，稳油控水效果好。     

大庆扶余油层超前注水技术政策界限研究——以葡333区块为例

根据低渗油田地质特征,确定了超前注水的技术政策界限指标。通过地质建模、数模及方案优化研究区块超前注水相关技术政策指标界限。其中包括对合理注采井网、井距研究;超前注水时机和地层压力保持水平研究;超前注水强度、注入压力、累积注水量研究等。从研究结果选出最优方案,为低渗油田开发提供理论依据。     

大庆扶余油层超前注水技术政策界限研究——以葡333区块为例

根据低渗油田地质特征,确定了超前注水的技术政策界限指标。通过地质建模、数模及方案优化研究区块超前注水相关技术政策指标界限。其中包括对合理注采井网、井距研究;超前注水时机和地层压力保持水平研究;超前注水强度、注入压力、累积注水量研究等。从研究结果选出最优方案,为低渗油田开发提供理论依据。     

南泥湾超低渗油藏注水开发的特征分析及措施研究

南泥湾油田松700井区属超低渗油藏,平均孔隙度8.11%,渗透率0.532×10-3μm2。2006年9月开始实施注水开发先导试验,取得了一些成果,但也存在很多难题。表现出来的主要生产特征为：地层能量低,递减速度快;物性差,吸水指数低;启动压力梯度高,注采井间压力传递速度慢;水淹具有方向性。针对存在的问题,提出了有效的措施,包括注水井短半径压裂、实施超前注水、改变面积注水为行列式注水、高压注水等。部分措施已经实施,并初步见到了效果。希望通过本课题的研究,能够改善研究区的开发现状,提高采收率,并为同类型的油田提供依据和借鉴。     

考虑启动压力梯度的注水井注入能力研究

以五点井网为研究对象,在考虑启动压力梯度的基础上,建立油藏注水物理模型和数学模型,并对其差分求解.研究了启动压力梯度、注采井距、渗透率等因素对产油量和注水量的影响,绘制了不同因素影响下的地层压力等高线图.结果表明,启动压力梯度、注采井距越小,渗透率越大,则油井的产量越高,注水井的水驱控制程度越大,波及范围越广,且注采井距对水驱控制程度的影响最大.     

水驱油藏注采受益关系及注水效果定量评价

在压力场基础上采用Pollock方法进行流线追踪,得到渗流场的流线分布;利用隙间速度加权方法将注水井的流量分配给每条流线,得到定量化的流线分布。在此基础上,通过计算注采井之间的流线总流量,得到定量化的注采受益关系及注水井有效注水率;计算注水井每个生产阶段的有效注水率,得到注水井的有效注水率动态曲线。应用实例表明,该方法绝对误差小于5%,对水驱油藏注采受益关系及注水效果定量评价具有现场指导意义。