找准方向 精细管理 实现樊151块高效开发

<正>樊151块是典型滩坝砂低渗透油藏,地层物性差,油水井投产时大多进行压裂改造,裂缝发育,平面矛盾突出,纵向上各小层渗透率级差大,层间差异大,注采调配难度大;注水开发过程中,储层易水锁,致使油井大幅减产,开发效果变差,2013年,我们通过精细注采调配、油井酸化解堵、水井措施增注,实现了区块的高效开发。     

渤南油田水井大修原因分析及对策

通过对渤南油田水井大修情况的调查分析,分析了影响水井大修的主要原因,提出了相应的解决措施。改善注水水质、加强注水井维护管理、预防注水井地层返砂和在井筒中添加化学试剂可以减少水井大修的产生。     

岩石力学参数在地层出砂预测技术中的应用

地层出砂对油气田开发危害较大,轻者会导致油、气井减产、水井减注,重者会导致油气水井报废.获取岩石力学参数后,可以进行出砂预测,尽早知道地层在开发过程中是否会出砂,从而可以尽早采取防砂措施,保持油井稳产.     

油井填砂分层注汽技术的应用

针对稠油区块油井井下状况日益严重的情况,油井无法实施分层注汽、堵水措施,大大影响了油层的动用程度,严重影响油井的正常生产,为有效控制套变对油井的影响,通过对油井实施填砂技术方面的研究与应用,提高油层动用程度和蒸汽热能利用率。     

下层系非主力油层改善开发效果技术对策

为了进一步提高下二门油田下层系开发效果,对下层系进行了综合分析表明,下层系断层复杂化的短轴背斜,物性复杂,非均质性严重,层间层内矛盾突出,且下层系油水井对应状况较差,油井受效方向单一,目前已存在明显的无效注水,局部区域开采效果不理想。因此,本文利用油井的历史生产资料、产液剖面结合时应注水井的吸水剖面厘定非主力层的产出状况以及本层系注水井固井停注,结合沉积相带、砂体展布、油井的产状变化,重新评价注水井优势方向,提出合理的技术对策：压裂、调整注采结构、完善注采井网。     

胜三区非主力油层潜力认识及开发对策

本文对胜三区非主力层系进行细化砂体分类，通过实施油井转注和水井重分层等措施，重点以完善注采井网和精细注水工作为主，提高了水驱控制程度，改善单元的开发效果。     

强化水井工况分析 提高洗井有效率

注水水质不合格以及地层出砂、出灰浆等影响,一直是注水井欠注的主要原因之一,本文通过结合注水井现状,提出了提高洗井有效率的方法,分析了洗井无效原因,以解决油田生产过程中日益严重的欠注问题。     

吸水剖面资料在后续水驱单元中的应用

孤东油田七区西54-6注聚区于2002年11月转入后续水驱,综合应用注聚剖面和吸水剖面资料,通过分析注水井各层2的吸水状况、油水井连通关系、油井受效和油层水淹状况,指导了油水井配产配注、调剖、补孔等调整措施,保证了区块转水驱期间产量的稳定。     

强化水井工况分析提高洗井有效率

注水水质不合格以及地层出砂、出灰浆等影响,一直是注水井欠注的主要原因之一,本文通过结合注水井现状,提出了提高洗井有效率的方法,分析了洗井无效原因,以解决油田生产过程中日益严重的欠注问题。     

超细固砂技术在杜229块防砂中的应用

随着区块的不断开发,采出程度的升高,进入开发中后期的区块油井的出砂已经日渐频繁,常常伴随着砂埋油层油井不出,砂卡油井,个别甚至因为出砂导致油井套变,严重影响了油井的正常生产,为了保证油井正常生产,在总结以往防砂技术的同时,采取了超细固砂技术,实践证明超细固砂能够有效减少油井出砂次数,保证油井生产效果。     

大芦湖油田注水系统二次污染分析及治理

<正>受源头水质及注水沿程二次污染影响,大芦湖油田樊一注沿程水质恶化情况严重,直接影响到区块注水开发效果。通过对沿程水质二次污染因素进行考察分析,开展了治理技术研究,开发出利用表面活性剂清洗与低浓度酸洗的复合清洗技术,取得较好效果,实施后井口水质得到明显改善。1注水沿程二次污染因素分析樊1注1992年建成投产,初期注入水源为清水,2007年樊家输油站水处理系统改造完成后改注污水,下有配水间4座,承担着大芦湖油田樊29等区块共32口注水井注水任务。受源头水质     

埕岛海上大斜度定向注水井工艺技术

埕岛海上油田注水井大部分都是油井转注的大斜度定向井,配套测试工艺主要采用钢丝绳投捞的方式。根据实际情况,配套了钢丝绳作业震击器,开发了液力助捞等辅助技术,保证了注水井测试、验封等工作的正常开展。     

以采定注，减少无效水循环是降低采油成本的有效手段

本文主要是针对高含水、高产液、高液面井治理难度大的现状,通过以采定注的方式,在7口注水井上（其井组连通油井的综合含水较高）采取了水井单层与分层调整的方法,合理调整井组注水量的实验。通过措施跟踪,我们从受效油井的能耗、产量、负荷变化等情况作出对比,得出通过以采定注对三高井的治理,可以实现降液不降油,稳油控水及减少无效水循环、节约成本的目的,同时也使油水井的注采关系更为协调。     

油田水质稳定与增注成本结构分析

水质是保证油田"注够水、注好水、有效注水、精细注水"的基础,但在系统运行过程中,水质不稳定,指标波动大,严重影响了水井的增注能力,增加了水井的作业工作量。水质稳定与水井增注是两个息息相关的生产过程,以水质指标、水质控制成本、水井增注周期、增注成本为主要的考察目标,认识和了解两者之间措施周期及成本,优化水质稳定与增注工艺周期具有重要意义。     

优选化学降粘剂提升单家寺油田开发效益

单家寺油田相继开发的超稠油区块,原油粘度高、储层物性差。虽然通过采取使用亚临界锅炉提升注汽性能、优化转周、优选注汽参数、使用电加热设备等方法,收到了较好的开发效果,但随着新区块开发的不断深入,其开发、运行成本高,单井生产周期短、转周频繁的矛盾日趋明显。为进一步提高油井注汽成效、延长生产周期,取代油井电加热,最大程度地降低超稠油的生产成本,提高整体开发效益,单家寺油田综合利用了化学降粘剂,以提升油井采收率。     

对区块低效井综绷的几点认识

本文分析了对低效井形成的不同原因所进行的综合治理,对油井端采取补孔、放大生产压差、大修等措施,以及对水井端采取注水调整、措施增注等措施进行综合治理,减缓自然递减和综合含水上升速度,改善开发形式。     

蒸汽吞吐后供液差井综合治理技术的研究与应用

欢西油田稠油区块已经进入开发中后期,油井生产效果逐年变差,吞吐油气比逐年下降,严重影响了稠油区块的持续稳产。在实际生产过程中,受地层压力低、动用不均、堵塞等因素影响,注汽后油井出现液量低、含水高、不出等问题,近几年,蒸汽吞吐后供液差井比例逐年升高,已经成为制约油井生产的重要因素之一。因此,针对蒸汽吞吐后供液差井,开展技术攻关,分析其机理,指导油井下一步生产,以确定最佳的综合治理措施,实现最短时间内恢复油井生产。     

确定三次加密调整可调对象并提高其动用厚度研究

主要应用精细地质研究成果,以薄差油层为研究对象,研究杏十二区不同类型砂体的动用状况,针对不同类型砂体的开采特点,以密井网条件下的测井曲线为依据,结合环空、同位素等动态资料,判断不同井组间的水驱方向、砂体动用情况,进而确定三次加密调整对象;并对新井采取不同的完井方式及细分等工艺提高表内薄差层和表外层的动用厚度,从而完善单砂体的注采关系,进一步挖掘剩余油潜力.     

深入研究 多措并举 实现高890块稳定开发

<正>高890块是典型滩坝砂低渗透油藏,地层物性差,油水井投产时进行压裂改造,裂缝发育,注入水延裂缝窜流,导致裂缝方向上水淹严重;受储层物性影响,平面矛盾突出,纵向上各小层渗透率级差大,层间差异大,注采调配难度大,2013年,通过精细注采调配、水井细分层位注水、油水井联动调参、调配,实现了区块的高效开发。1油藏基本概况高890块含油层系沙四上,含油面积3.8 km,地质储量220万吨,平面上非均质性强,纵向上,一砂组物性好,平均孔隙度     

油田注水井的管理维护浅谈

油田注水是保持油层压力,使油井长期高产稳产的一项重要措施,目前我国各油田大部分都采用注水的方法,给地层不断补充能量,取得了较好的开发效果。油田注水的目的是提高地层压力,保持地层能量,以实现油田高产稳产,提高最终采收率。因此,要把注水井管理看得跟油井同等重要。我们从注水井、注水井工艺、注水井管理的注意事项、注水井的洗井维护几方面对搞好注水井管理做了阐述。