孤东二区注聚转水驱后主要调整技术

<正>孤东油田二区注聚区于2004年12月开始实施注聚开发,2011年6月整体进入后续水驱阶段。转后续水驱后,单元存在平面层间注水差异大,细分井测试问题频繁,局部井网不完善等问题,含水回返速度快,产量递减大。针对存在的问题,为控制含水上升速度,减缓产量递减,实施了调剖、细分注水、完善局部注采井网、注采调配等治理措施,进一步巩固了聚合物驱效果,提高了单元的开发水平。     

滨425区块沙二段注水效果评价

滨425区块沙二段自2010年6月注水开采以来,各项开发指标呈"三升一降"的开发形势,到2011年5月水驱状况和开发形势良好,油藏水淹程度较低,但存在纵向上潜力层少、需加强注采调整力度和平面上高部位井区油藏控制程度低等问题。通过对注水后能量恢复状况、水驱状况、水淹状况的评价,指导下步水驱开发工作。     

飞雁滩后续水驱注采调整对策研究

飞雁滩于2010年11月注聚,2006年9月进入后续水驱：目前平面矛盾突出,局部注采井网不完善,储量动用程度低,且地层能量水平坻,单井液量低：通过合理注采比和剩余油分布规律研究,综合应用热油藏工程方法,采取了局部完善注采井网、调剖、增注、分注等综合治理措施,在生产实践中取得明显效果,有效控制产量递减,改善了油藏的开发效果。     

黄沙坨火山岩油藏注水实践分析

黄沙坨油田是裂缝性边底水火山粗面岩油藏,储层属于裂缝-孔隙型双重介质,裂缝、孔隙等发育的程度、状况控制着油井的生产状态。本文介绍了油田注水开发特征,并从油藏裂缝发育状况、驱油效率、采出程度、注采井空间位置等方面分析黄沙坨裂缝性火山岩油藏注水开发的影响因素：并对火山岩油藏水驱规律、油藏动态变化取得了全新的阶段性认识,进一步完善了火山岩油藏注水开发评价体系。针对注水开发中存在的矛盾,通过控制注水强度、完善注采井网,延缓底水锥进造成水淹,调整和缓解油田开发矛盾,对指导油田下步开发具有指导意义,也为同类型油田注水开发提供可借鉴经验     

超低渗油藏初期注水政策适应性评价

安塞油田超低渗油藏多位于已开发老区边部,砂体发育上表现出厚度变薄、物性变差的趋势,受其影响,注水开发后提液空间较小,高效开发的关键是在低含水期保持注入水均匀驱替,油藏均匀受效,而多年注水开发实践也表明,开发初期保持注采平衡,合理的注水参数如注水强度、注采比是此类油藏有序开发的的保证,直观反映油藏渗流特征的试井曲线在优化注水参数方面发挥了重要的作用。     

数值模拟技术在砾岩油藏高含水期精细注水中的应用

高含水期砾岩油藏面临井网不完善、剩余油分布复杂,缺乏精细注采政策等问题,数值模拟在油藏后期开发中七区八道湾组油藏属中孔中渗砾岩油藏,近年开展注水专项治理后,新投注水井较多,存在新增分注、分注提级井缺乏合理注采界限,部分区域油井含水上升快等问题。本文利用Eclipse数模软件,运用流动边界、局部网格加密、虚拟井、流线模拟等相关数模技术,开展油藏及分区分层注水政策研究、水流优势通道及措施优化研究,确保油藏高效开发。     

注采井组井间窜流通道动态模糊综合评判

注水开发油藏注采井组由于地质物性、动态参数等因素影响,容易导致注入水沿高渗通道窜入,从而造成油井含水急剧上升。为提高注水开发效果,须在确定水窜方向后再进行相应的封堵措施。结合模糊评判方法,建立注采井组窜流通道动态分析模型,量化确定水窜方向。现场实例表明该方法分析结果与实际效果较吻合,对现场实施有较好的指导意义。     

黄沙坨裂缝性火山岩油藏注水开发影响因素分析

本文介绍了油田注水开发特征,并从油藏裂缝发育状况、驱油效率、采出程度、注采井空间位置等方面分析黄沙坨裂缝性火山岩油藏注水开发的影响因素。     

孤东油田稠油热采氮气泡沫调剖技术现场应用效果剖析

孤东油田属疏松砂岩油藏,目前稠油热采区已进入多轮次吞吐阶段,开发效果变差,高、低渗透层动用差异大,汽、水窜状况日趋严重,部分井注汽压力低,注汽效果差,汽驱井注汽压力低,汽驱井与对应油井存在汽窜现象,为解决这一矛盾,需对稠油热采井进行调剖封窜,封堵高渗透层和大孔道,改善吸汽剖面,提高注汽效果,增加稠油井产量目前较为成熟的技术就是氮气+泡沫热采调剖技术。该项技术可以大幅提高注入蒸汽的波及系数,有效地降低油层水的相对渗透率,控制水的指进或锥进,提高蒸汽吞吐开采的阶段采收率。     

底水油藏减缓递减方法探讨——以埕东油田西区馆陶7砂组为例

底水油藏储量品位低,开发中含水上升快导致产量递减快,成为制约开发效果的瓶颈。本文从埕东油田馆陶7砂组底水油藏的开采特征入手,研究了底水油藏不同井型含水上升影响因素,并探索实施了控制含水上升产量递减的方法,结果表明钻井井身轨迹、油层有效厚度、隔夹层发育状况、射孔程度和采液强度等,对底水油藏的控水影响大。     

水驱废弃油藏二氧化碳驱实施效果研究

濮城沙一下油藏1995年底含水98%,进入水驱废弃油藏阶段,针对其高温高盐的油藏特点,2008年选濮1-1井组开展CO/水交替注入先导试验,取得了一些成果。在国内外调研的基础上,围绕水驱废弃油藏CO/水交替驱提高采收率目的开展了储层、夹层、微构造、CO混相驱数值模拟、室内实验等方面研究,充分论证注CO驱效果评价。22     

二三结合模式水驱开发效果评价方法

"二三结合"开发模式,即二、三类油层各自独立部署一套井网,同期布井,同步钻井,协同射孔,完善注采,平衡压力,先期水驱,后期三采,实现二三类油层同步开发。该试验区水驱开发阶段从2007年开始,经过近9年的水驱挖潜试验,含水已经接近98%,即将进入化学驱开发阶段。在化学驱前,通过结合开发实践,筛选确定了注采井网适应性评价、注采压力系统评价、采收率及可采储量评价、含水率及含水上升率评价、注水利用率评价、递减率评价等13项特高含水期油田的综合开发评价指标,以行业标准为依据,确定了各项开发评价指标的评价标准,针对传统模糊综合评价模型的弊端,提出了一种计算结果更加符合实际情况、准确、适用性更强的模糊综合评价模型。最终综合评价了二三结合开发模式水驱阶段开发效果,标定水驱最终采收率,对二三类油层的开发调整具有重要借鉴意义。     

孤东油田三四区二元驱综合调整技术研究

二元复合驱技术已经在孤东油田一类油藏中取得了明显的降水增油效果。本文针对一类油藏化学驱接替不足的问题,在孤东三四区开展了二元复合驱在二类油藏的推广应用,在精细油藏描述的基础上,根据动态变化加强综合调整,分砂体完善注采井网,应用分层注聚工艺缓解层间矛盾,配套高低压井治理及油井提液技术改善二元开发效果,扩大见效规模,二元复合驱技术在二类油藏的推广应用取得了良好的矿场效果。     

枣南孔一段油藏大孔道研究

枣南孔一段油藏经过多年的开发,随着采出程度增加,油藏注采矛盾加剧,大孔道普遍发育,油藏水驱开发效果变差。通过对枣南孔一段大孔道的研究、治理,提高了水驱效率,油藏开发效果趋于好转。     

卫22复杂断块油藏高速高效开发模式

文章总结了卫城油田卫22低渗复杂断块油藏,强化地质基础研究、滚动扩边、调整完善注采井网,提高水驱储量,及行之有效的地质对策、生产措施和工艺手段,并介绍了高含水递减期油藏开发由油藏生产管理向油藏开发经营管理转变的主要做法和效果。     

明6块技术改造方案研究

为了改善明6块高含水后期注水开发效果,明确了以提高水驱程度,有效控制自然递减为目标,探索极复杂断块油田高含水开发后期精细注水开发技术,开展了以极复杂断块油田构造研究为突破点的油藏精细描述、剩余油定性分析和定量描述和制定了不同构造、开发特点的调整治理技术政策,建立适应明6块高含水期注采井网优化技术、精细注水开发技术。     

胜坨油田坨30断块开发调整对策探讨

复杂断块油藏在注水开发过程中,受断层影响无法部署面积井网开发,油水井连线往往与断层走向平行,导致油井单向受效,含水上升速度较快。开发井网存在注采关系不完善、水驱效果较差、地层能量下降大、储量动用程度低等问题,同时受到历史零散挖潜的影响,注采井网和剩余油情况在平面上存在较大差异。本文针对胜坨油田坨30断块的历史开发状况进行分析,提高对剩余油分布规律的认识,有针对性地制定断块油藏开发调整对策。     

赵108断块深部调驱试验与评价

针对赵108断块油藏地质条件,采用可动凝胶和网状树脂相结合的复合深部调驱技术,对6口注水井进行调剖.通过对深度调剖井组进行注采分析,进行调驱效果评价.结果表明,该复合调驱体系取得了一定的开发效果和增油效果.     

基于等值渗流阻力法的注采井网波及系数研究

油田注采井网的结构复杂,环境恶劣,研究其波及系数等参数具有重要意义但尚无有效合理的方法。为此研究提出使用等值渗流阻力法考虑非活塞式水驱油推导出多分支水平井注采井网产能以及见水时刻波及系数。利用等值渗流阻力的方法,以非活塞式水驱油为研究载体,将注采井的渗流区按照3个阻力区的形式划分,合理推导出产能公式和波及系数的计算公式。仿真结果表明,穿透比和分支数是具有线性相关的关系,并随着穿透比的增加而使得分支数也在增加。数模仿真结果显示了较好的低误差性能,提高了采井网波及系数的计算精度,为提高油藏和采油工程精度具有重要的实践意义。     

埕东西区二元复合区开发效果分析

针对埕东西区Ng331水驱开采后期高含水的现状,在室内研究和数值模拟的基础上,实施预交联体+聚合物的二元复合驱注入方案。为提高二元复合驱的注入效果,首先优化了注采井网,同时及时调整,提高注聚质量,运用配套工艺技术,扩大二元区见效规模,加强动态监测工作,加强矿场注入管理工作,目前区块内油压上升,阻力系数增大,含水下降,日油稳步上升,初步见到效果。