八面河油田面12区提高采油速度改善开发效果分析

胜利油田八面河油田面12区是典型的高粘、高渗、高孔隙度油藏。目前该区块平面、层间和层内非均质性严重,储量动用不均衡;主力油砂体水淹严重;井下技术状况恶化,开井数减少,注采井网不完善。沙三上段主要从控制自然递减率及降低综合含水入手,通过注水调整,层间、层内剩余油挖潜及非主力油砂体挖潜来改善开发效果;沙三中段目前存在的主要问题是综合含水高,下步工作重点是完善局部注采井网,控制综合含水;沙四段主要问题是油水井井下技术状况恶化,注水效果差,地层能量不足,日产油量下降,下步工作重点是完善注采井网,保证注水井正常注水。     

洪湖油田细分层注水调整研究

洪湖油田属于新沟嘴组低渗透断块油藏,受物性影响,层间差异较大,纵向上出力不均。基于该油田的开发特征,采用细分层注水调整的方法来提高非主力层出力程度,挖潜非主力层剩余油。具体调整思路是以砂体为单元,完善注采井网,增加受效方向,细分注水层位,精细分层开发;以"注水井"为中心,对周围采油井根据物性差异,对注水井进一步细分注水井段,提高非主力层动用程度;在不投注新井的情况下,通过注水井补孔后分注来改善水驱效果。     

克拉玛依油田七区八道湾组油藏水流优势通道研究

水流优势通道研究在二、三次采油中,对于注采井间连通性、水淹程度、层内、层间非均质性研究具有重要意义.七中东八道湾组油藏为一套砂砾岩加泥岩的沉积储集层,注水开发后,综合含水上升速度异常,各井组采出程度不均,为了识别八道湾组油藏水流优势通道,从油藏动静态入手,采用井间示踪剂研究方法,定性描述井间去水方向和速度,定量反演井间水流优势通道物性参数,给出平面、纵向优势通道发育方向和层位,对油田生产开发提供明确指导,最后根据井层通道类型调剖原则,提出调剖强度和用量设计,为油田后续调整挖潜提供可靠的依据.     

海上油田调剖效果评价研究

目前海上油田调剖措施效果评价只注重增油降水的分析,而忽略注水井、采油井以及区块整体其他开采特征的变化。从注水井、采油井、区块三方面入手,对各特征指标进行细分,建立起科学的调剖效果评价指标体系,并对渤海锦州9-3油田实施调剖的某井区进行综合评价。     

高含水稠油油藏流场调整技术实践

注水油藏在长期注水冲刷过程中,油水井间逐步形成优势流场,使水驱油效率变低.以某油田高含水普通稠油油藏为对象,通过对油藏流场的分布和变化规律的研究,明确流场表征参数并推导出流场强度计算数学模型,确定流线调整的技术界限,利用注采关系调整、生产制度调整及井网完善对策进行流场调整方案编制,形成一套适合特高含水稠油油藏改善水驱开...     

八面河油田面12区综合调整措施及效果分析

八面河油田面12区为断块稠油油藏,油层出砂、渗透率差异大。为了解决产量递减快、注采井网不完善、储量控制程度低、油井高含水等问题,采取加强地质综合研究、钻调整井和侧钻井、进行注水井注氮调剖等措施,有效地改善了油藏开发效果。     

流场调整技术在老区开发中的应用

流场调整技术就是利用注水井的不同注水量和注水方向、采油井的差异化采油强度,把地层中的剩余油驱向目的地的一种油田开发技术,比较适用于老区的再开发。基于江汉油区水驱效率降低,平面、纵向水驱不均衡现象,借助对剩余油分布的再认识,开展流场调整技术研究,建立了井网调整转流线、协调注采引流线、综合治理均衡流场、多级细分调剖面、注采偶合调流线五种转流场模式,在老区开展应用后效果较好,为江汉油区低成本控递减开辟了新途径。     

双河V上层系特高含水期提高采收率技术实践

双河油田V上层系综合含水高达95．21％,已进入特高含水开发后期,层间层内非均质性严重,层间动用状况差异大,主力油层水淹严重。分析了V上层系开发中所面临的主要问题：油水井井距大,井网不完善,注水利用率低,注水井吸水剖面不均匀。利用油水井测井测试资料和油藏数值模拟方法,明确了特高含水开发后期剩余油潜力分布。指出下步的调整方向是油层边角部位、断层附近的剩余油富集区和剩余储量高的部位。提出了井网完善调整、调剖封堵大孔道、三次采油等技术,应用于现场实际中,取得了明显的降水增油效果,提高了水驱采收率,形成了一套特高含水开发后期提高采收率技术,对非均质油藏改善开发效果有借鉴作用。     

亲水油藏开发后期水淹层再认识

基于油田高含水期水淹层测井解释存在的问题,低电阻油层识别和中、低水淹区域的开发成为目前老区提高采收率的主要难题。以王场油田西区-王广潜4~3油组为例,在综合分析测井、地质、测试、试油资料的基础上,结合前期低电阻层开发实际,总结出水淹层挖潜总体原则。即平面上以完善单砂体注采井网为主,老井可补孔水淹层,电性特征以电阻值与围岩电阻值对比下降幅度小于10Ω·m为标准,在储量动用程度较低、物性相对较差的区域实施水淹层补孔。     

层内生成CO_2调驱技术在渤海H油田的可行性研究

渤海H油田已进入中高含水期。伴随着油田含水率的不断上升,注水井层内层间吸水矛盾日益突出,常规分层调配、调剖效果逐渐变差。为缓解注水矛盾,改善驱替效果,通过室内实验优选注入参数,将层内生成CO_2调驱应用于油田井组现场试验,起到了明显的控水增油效果,调驱有效期内,井组高峰日增油近1.2倍;同时CO_2调驱过程中能够提高注水井视吸水指数。     

钟市油田钟112井区精细流场调整实践与认识

钟市油田钟112井区自2011年投入开发，目前处于稳产阶段，不同砂体面临不同开发问题，针对存在的问题，开展精细流场调整实践，取得了一定的认识。通过调剖面、调流场、注水增能、调流线、变流场等调整方案，各项水驱指标均有大幅度的提高，注采对应率逐渐上升，地层压力稳步回升，老井递减率大幅下降，含水上升率得到控制。钟112井区精细流场调整取得了一定效果，对下步开发具有一定的指导意义。     

弱凝胶调驱技术在海上稠油开发中的应用

针对某稠油田含水上升快的问题进行弱凝胶调驱井组试验.研究表明,与注水井酸化联合作业,能够改善层间吸水不均,缓解平面矛盾,改变注入水驱替方向,可显著改善注入水沿优势通道突进的现象.如果注凝胶前主力出水层位为主要产出层,笼统注人凝胶时要考虑对注水量进行调整,避免因注凝胶造成主力层位吸水不足导致地层压力下降,从而影响油井供液...     

马王庙油田稳产潜力对策研究

马王庙油田已进入高含水开发后期,油水井井况差、注采矛盾突出、注采对应率低等问题严重制约了油田的开发调整。2013年该油田投产新井、老区精细化调整,开发工作取得了一定的成效,但主力砂体下降幅度大、地层压力保持水平低及油水井井况问题突出等仍然是开发中存在的主要问题。深入研究制约油田开发效果的因素及剩余油分布规律,提出了新区产能建设、综合调整老区的下步挖潜稳产对策,旨在为马王庙油田及同类油田的开发提供参考。     

高含水砂岩油藏驱替压力调整研究

海上砂岩油藏进入高含水开发阶段注采结构优化调整是一项非常重要的工程,当生产井和注水井之间的距离恰好等于极限注采井距时,注入水驱替压力梯度的最小值等于储层的启动压力梯度,注采关系开始建立.以油藏地质参数和油水井生产动态数据为基础,基于均质地层不等产量一源一汇连线一点处的势理论,根据稳定径向渗流公式计算得到均质储层条件下源汇主流线上任一点M处的驱替压力梯度,分析了不同注采井距对注采井间压力梯度的影响.室内岩心实验表明,即使已进入高含水期,通过提高驱替压力梯度能够有效提高驱油效率.以渤海BZ油田A39井组为例,对4口生产井进行提液,1口注水井实施增注,提高驱替压力梯度;4口生产井提液高峰日增油50 m3/d,单井增油幅度10％～50％,累积增油1.76×104 m3,增油效果明显.     

低渗油藏注水井压裂增注

在油田的高速开发中,注水井为地层能量的补充,稳定起到了重作用,本文针对鄯善油田低渗油藏,从注水井地层现状评价,影响注水井注水量的原因,以及注水井增注的针对性措施这三个方向,证证注水井的压裂增注方法。     

剩余油饱和度平面分布方法研究及应用

剩余油分布规律研究是指导油田中后期调整挖潜的有效方法。利用测井资料结合生产井的含水率和注水井的吸水情况,可确定中高含水期和剩余油饱和度和可动油饱和度,进一步描述中高含水期的剩余油饱和度在平面上的分布规律。在剩余油饱和度高的地区打补充调整井,不但可以增加采油量,而且可以提高油藏的采收率。油田生产实际应用表明,此方法能为油田中后期开发方案的调整提供可靠依据。     

萨中开发区高台子油层井网井距优化

萨中开发区高台子油层初期采用300m反九点法面积注水井网,开发到中后期,注采关系复杂、注采井距过大、储量动用不充分以及剩余油富集严重等矛盾日益突出,有必要开展注采井网的优化研究。结合高台子油层的实际生产资料,基于注采强度、采油速度以及水驱控制程度对大庆油田常见的3种面积注水井网进行研究。从工程技术和经济两个方面对研究区不同井网的技术经济极限井距进行了论证,在此基础上,提出了4种适用于高含水期油田确定极限井距的计算方法。得出了一整套确定合理井网井距的方法,可推广应用于其他地质条件类似的油田,研究成果对于中高含水期油田注采系统调整具有一定的指导意义和应用价值。     

注水油田高含水期流场重构模型研究与应用

海上油田在高含水阶段形成固定流场,常规注水方式很难根据注水效果、流场分布区域来定量调整单井注水量,注水效果因此逐年变差.以渤海S油田为研究对象,运用流线数值模拟技术,以井组为单元定量分析各油水井间的流线分布、注采分配因子,建立了单井注水量增长函数优化模型,通过定量调整单井注水量进行流场重构,从而提升驱油效率.现场应用结果显示,井组含水率下降了6.0％,油产量增加50 m3/d,年累计增油1.0×104 m3.     

深层抗高温高压分层注水工艺在L油田的应用

L油田纵向钻遇第三系、白垩系、侏罗系、三叠系油砂层,层垂向非均质性强,层间干扰严重,经过二十几年开发,综合含水91%,采出程度38%,油水井管外窜增加,剩余油分布复杂,稳产难度大。为缓解层间吸水差异,保持油层压力,提高注水波及系数,L油田采用分层注水工艺。针对超深高温高压特点,设计耐温耐压分注管柱,对油管、偏心配水器和封隔器在材质和结构上进行改进,在L油田实施14井次,分注井吸水剖面明显改善,井组增油效果显著。首次提出超深高温高压油藏分层注水井层位间距和夹层下限,对分注工艺推广具有一定指导意义。     

低渗透油田水驱精细挖潜措施效果评价

挖潜措施效果评价是分析油藏开发的重要方法,长垣外围已开发区块进入中高含水开发阶段,平面及层间矛盾突出,部分区块进行了挖潜措施调整。以龙虎泡油田萨葡油层为例,通过多因素注水开发效果模糊评判法对水驱控制程度、储量动用程度、能量保持水平、剩余可采储量采油速度、年产油综合递减率、含水上升率和油水井利用率7个因素进行综合评判,评价水驱挖潜措施效果。结果表明：龙虎泡油田萨葡油层通过措施调整后的综合评价结果属于“好”,与实际情况相符。多因素注水开发效果模糊评判法能够准确地确定低渗透油田挖潜措施效果好坏,可以作为低渗透油田挖潜措施效果的评价方法。