八面河油田近年注水开发工作的实践与认识

八面河油田油藏类型多样,开发方式多样,其中注水开发储量占全油田动用储量的61%。近年来,为改善注水开发油藏开采效果,保持产量稳定,油田针对各区块注水开发中存在的问题,在面4区面5块、广北8块、面14区沙三上采取了完善注采井网,注水井注氮调剖,水井动态调水以及改善水质等方面的工作,初步取得了较好的效果。     

胡状集油田胡十二块采收率研究

胡十二块属于严重非均质油藏，经过十几年的注水开发，目前开发面临着高含水、低采出的问题。为了更好地提高区块的注水采收率，运用室内试验资料、国内上经验公式及矿场资料，用多种方法对胡十二块注水采收率进行了预测。经分析研究后认为：胡十二块具有提高注水采收率的潜力，应在提高注水波及体积上做工作；并提出了胡十二块今后进行区块治理要运用细分层系开发、对局部井网络进行注采关系完善、层内调及三次采油等常规方法，来扩大注水波及体积，提高注水采收率。     

模拟改善大庆油田朝45区块的开发效果

大庆油田朝４５区块油层物性差,渗透率低,存在油层压力下降快,油井产量递减快,含水上升快等诸多问题。为了改善朝４５区块开发效果,利用ＶＩＰ软件对该区块进行数模研究。在历史拟合的基础上,模拟了不同增产措施的开发效果,预测了７种开发方案。结果表明：该区块由于存在隐裂缝,注水压力不宜过高;改善朝４５区块开发效果的优选方案为：井网加密、面积注水改为线性注水、油井堵水、关高含水井、注水井调剖;实施井网加密时应     

低渗透油藏改善开发效果研究与实践

舍女寺油田孔二段油藏空气渗透率26.7×10-3 μm2,开发过程中存在储层物性差、注水困难、注采井网不完善、油藏低速低效开采等问题.为此,开展了孔二段低渗油藏改善开发效果的4项研究,即提高水驱控制程度、合理驱动压力梯度、小井距加密提高连通程度和非主流线井压裂.实施后舍女寺油田孔二段油藏采油速度从0.81%上升到0.92%,最终采收率从14.8%提高到26.1%,增加可采储量38×104 t,为同类型油藏提供了改善开发效果的技术对策.     

克拉玛依油田已二次开发油藏注采政策界限研究

克拉玛依油田部分油藏二次开发后,完善了注采井网,同时井距缩小后注水易沿高渗通道水淹水窜,导致注采调控难度大,平剖面动用不均。为确保二次开发后油藏稳产,科学合理开发油藏,需要进行改善开发效果技术研究。本文运用油藏工程及经验公式法对典型区块的压力系统和注采界限进行研究并确定目前开采阶段下最优的技术政策界限,指导油藏开发;并结合油藏地质特征,确定油藏典型区域合理开采技术政策界限,指导油藏分区域注采结构调整,结合分区、分层精细注水和深部调驱,提高剩余油动用,达到减缓递减,控制含水上升,提高采收率的目的。     

应用综合技术改善海26复杂断块开发效果

海26块为复杂断块油藏,采用注水方式开发。由于地质条件复杂,油藏长期处于低速开采状况。近几年来,在油藏精细描述的基础上,因地制宜采取点状注水、不规则面积注水等方式不断完善注采井网,利用三管分层注水、周期注水等注水方式不断提高水驱波及体积,利用层间接替、侧钻、堵水、防砂等配套技术手段不断提高储量动用程度,有效地改善了复杂断块开发水平。     

葡北油田气水交替注烃混相驱开发研究

对我国第一个注烃混相驱开发的砂岩油田葡北油田进行实例分析,该油田储层渗透率110.5×10-3μm2,构造完整,连通性好,断裂系统不发育,属典型挥发性油藏,最小混相压力(MMP)为33 MPa,注入气为油田伴生气.长岩心的实验表明先注气比先注水原油采收率更高,为了舛比先注气还是先注水好,采用东边先注水西边先注气的开发方式,地层压力保持在35 MPa,早期采用7采8注共15口井开发,到目前有采油井9口,注气井2口、注水井7口;区块日产油44t,日注水144 m3,日注气14.55×104m3,到2001年10月,已开发3年,原油采出程度19.05%,油田综合含水3%,有部份井气油比有所上升,但未出现气明显突破现象.设计是气水交替,但由于水井转注气注不进而未能实施.介绍了油田地质概况、基础研究实验、方案设计、开发情况、动态监测、实施中存在的问题等,并提出了相关建议,分析结果对类似的油藏混相驱开发有一定指导意义.     

王场油田78-2井区改善注水效果及对策探讨

影响王78-2井区注水开发效果的主要原因一是天然能量不足、注水滞后,加之初期注水强度过大,造成了直接影响;二是注采井网不完善或注采井网与地质特征不匹配。采用周期注水或脉冲注水是低渗透裂缝性油藏水开发中重要的调整方式。保持合理的注采比能改善低渗透裂缝性油藏的开发效果。     

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     

海南花场油田花117X区块综合治理研究

福山油田花117X区块经历了多次调整后,井网密度适中、注采井距适中、水驱储量控制程度较高,但由于储层非均质性严重,整体表现为层系适应性差、水驱储量动用程度较低、水驱效果变差、地层能量保持状况差。为加强综合治理,花117X区块通过静态精细小层对比建立了单砂层油藏地质模型,为区块下步分析和调整提供了地质依据;在区块开发效果评价上采用了多种方法相结合来综合判断;单砂体剩余油定量描述技术是研究剩余油的关键,同时结合沉积微相研究,进一步了解了平面及纵向上剩余油的分布状况;结合Ⅱ油组和Ⅳ油组不同的剩余油分布状况,制定了有针对性的治理原则,提出了下步综合治理方案。     

注采调控技术在吴仓堡长6油藏中的应用

鄂尔多斯盆地中生界开发层系均为低压油藏,注水开发是低渗透油藏提高采收率、提高开发效益的有效手段,是低渗透油藏实现长期稳产的根本保证。以控制吴仓堡地区长6低渗透油藏含水上升速度,减缓递减,实现长期稳产为目的,分析了精细注采调控技术在吴仓堡长6油藏的应用效果,并进一步对区内开发存在的问题和下步与开发相关的研究提出了建议。     

同层系两种驱油剂同驱压力干扰调整研究

针对大庆油田高含水X区块同开发层系不同区域水、聚、三元同驱造成区块压力不平衡导致部分油井产油量较低的问题,应用统计计算、理论分析并结合油藏数值模拟的方法进行研究。得出区块储层平面高低压力区域压力相互干扰主要是由于不同驱油剂储层增压效果差异引起的,并确定了需要调整的高低压区的井号。通过在储层低压区的水井增注,高压低渗水井压裂,高压中高渗水井对应连通性好的油井提液降压调整油藏平面压力不均衡,缓解高低压井区间相互干扰。在对区块压力调整后,同驱层油井日增油量在2.5 t以上,得到了较好的开发调整效果。     

小拐超低渗裂缝性油藏注水开发数值模拟研究

小拐油田夏子街组油藏为低孔、超低渗裂缝性砾岩油藏,开发难度大。在地质三维精细油藏描述的基础上,充分利用现有生产动态资料,针对不同注采比、注水部位、注水方式及不同采油速度下的开采效果,合理井网及井排切割裂缝方向,不同开采方式（如溶解气驱、注水）下的采收率,裂缝参数敏感性分析及其对开发效果的影响程度等方面展开讨论,研究了深层裂缝性油藏注水开发的可行性,为该油藏的合理开发提供了较为充实的理论依据。     

八面河油田面14区的综合调整措施及效果

八面河油田面14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、注水井欠注等问题,采取加强地质综合研究、钻扩边井和调整井、强化注水系统和优化压裂工艺等措施,有效地改善了油藏开发效果。     

天然水驱稀油油藏提高采收率技术对策研究

南堡陆地浅层油藏为典型复杂断块油藏,按照油品划分60.9％的地质储量属稀油油藏,具有边底水活跃,油藏断块小,含油面积小的地质特征.目前其已进入特高含水开发阶段,水驱采出程度低,采收率低,急需开展技术攻关提高油藏采收率.针对油砂体含油面积小且天然能量充足的油藏地质特征,以高63-10断块NmⅡ4②小层为典型单元,提出采用...     

非均质储层中聚合物流度控制对驱油效果影响

为了进一步研究非均质储层中聚合物溶液流度控制对低渗透层的作用, 采用室内岩心实验模型, 应 用数值模拟方法, 采用有效渗透率分别为10 0 0×1 0-3、 3 0 0×1 0-3、 5 0×1 0-3 μm2 岩心模拟非均质储层条件, 注入3 种质量浓度的聚合物溶液, 通过改变注入3种质量浓度聚合物溶液的方式实现流度控制。注入方案分析了注入聚合 物段塞大小, 注入顺序对驱油效果的影响。结果表明, 在注入聚合物溶液P V数相同的条件下, 高、 中、 低质量浓度段 塞比例2∶3∶4时, 低渗透层驱油效果最好。改变注入聚合物溶液的段塞大小对高渗透层驱油效果影响不大, 对低 渗透层驱油效果影响明显。分析认为, 合理的流度控制可以有效地提高低渗透层采收率。     

卫城低渗、复杂断块油田稳产技术

针对卫城油田低渗复杂断块油田存在的层间吸水不均,层间矛盾突出,井况事故严重,注采完善程度低,油井严重供液不足,稳产基础差等问题,通过加强地质基础研究、深化储层、构造认识等一系列的做法,落实了剩余油的地区分布量,介绍了挖潜改造措施,使开发效果得到显著改善,水驱控制程度变好,区块连续三年实现产量上升,采油速度上升,投入产出比为1:1.67.从技术和经济两方面提出了注水开发老油田的分析指标,为老油田的稳产积累了认识资料.     

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。     

东辛油田特高含水期提高采收率的实践

复杂断块油田因其构造的复杂性和储层物性、流体性质的巨大差异性，严重制约着油田开发管理水平和油田采收率的提高。层系概念模糊和层系划分太粗，又直接影响着中低渗透油层的潜力发挥。1997年以来，胜利油田东辛采油厂综合运用细分开发、攻欠增注、不稳定注水等多种方法，对东辛油田辛16断块区进行综合调整，增加可采储量56万吨，采收率从32．55％提高到37．79％，探索出了一整套复杂断块油藏特高含水期提高采收率的配套技术和方法，对复杂断块油藏提高采收率具有重要的指导和借鉴意义。