孤东油田四区馆上5～6层系合理注采井数比探讨

本文应用了井网密度评价新公式,分析了注采井数比与水驱采收率关系和经济因素下注采井数比的确定,并对孤东油田四区馆上5～6层系合理注采井数比进行研究,同时为四区5-6层系顺利投入注聚开发奠定了良好的井网基础.     

分注分采技术在西区采油厂的应用

延长油田西区采油厂所辖油田属于低渗特低渗油田,在投产时大多采用压裂,由于油藏的非均质性和开采层系不同,在注水过程中出现了各种各样的问题,体现在层内、层间、平面注采矛盾突出;注采调整缺乏充分的依据。通过油水井生产过程监测和动态分析,进行注水井与油井连通层位的对应调参,提高注水效果及注水开发采收率,从注水井和油井两方面入手,在以上研究分析、动态描述、注采调整等措施的基础上,摸索整理出一套适合本区的注采开发思路,最终解决油藏平面、层间与层内矛盾,实现注水开发效益最大化。     

应用细分配套技术改善和提高濮城油田南区沙二下1—8油藏开发效果

经过20多年的开发,南区沙二下油藏已经进入高含水水驱开发阶段。由于油藏井况损坏严重,注采井网薄弱,油藏水驱控制程度降低,加之长井段多砂组合采合注,层间矛盾突出,水驱动用程度低,呈现出含水上升速度快,产量递减大的被动局面：通过开展细分配套工艺技术在低渗油藏的综合应用,油藏开发状况取得明显改善。     

注采耦合技术提高断块油藏注采敏感井组开发效果的试验

注采耦合技术是近几年形成的一种针对高含水断块提高采收率的新技术,本文以胜利油田梁13-斜54井组为例,介绍了该项技术在一注一采井组的试验过程及效果,通过经济评价分析,注采耦合技术能够有效改善注采敏感井组的开发效果,提升开发效益。     

复杂断块油藏开发后期层系重组可行性分析——以枣园油田枣1266断块为例

复杂断块油藏经过几十年的开发进入高含水开发阶段后,注采关系更加复杂、层间及平面矛盾日益突出、井况问题不断加剧。在剩余油潜力研究基础上,对枣1266断块层系重组进行可行性分析,建立了两套注采井网,从而达到了层系清晰、井距合理、井网独立的目的。预计重组后,油田可提高采收率6.1个百分点。     

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。     

YJB油田注水开发的调整与优化

YJB油田1998年10月投入开发,1991年投入全面注水开发,通过细分层开发及整体压裂改造,油田开发得到改善。2004年油田根据开发中动静态矛盾突出,进行了陀螺测斜,落实了构造及井网状况,此后进行了综合调整,平面上完善了注采井网,纵向上进一步细分层注水,油田开发取得明显效果。     

渤中25-1南油田分层配注井组开发效果评价

本文以注采井组为单元,统计渤中25-1南油田16个注采井组分层配注前后的实际生产数据,分析对比井组分层配注前后的月产油、含水率、含水上升速度、水驱可采等开发指标,评价分层配注井组开发效果,并以实际井组数据为例分析开发效果改善或变差原因。另外,引入有效期概念,评价分层配注措施效果的维持时间。     

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。     

青海油田油砂山油藏Ⅴ—Ⅵ断块注采完善研究

油砂山油藏Ⅴ-Ⅵ断块油水同层多,面积小,分布分散以及注采系统尚未完全建立,区块注采井网不完善。导致地层能量亏空严重,油藏采油速度低,采出程度低,油藏高度低。针对一系列开发出现的问题,本文通过动态分析方法来研究Ⅴ-Ⅵ断块剩余油分布规律,弄清断块剩余油的分布规律,然后进行井网论证与部署,完善其注采关系,并进行预测,为下步提高开采速度和产量做好准备。     

针对分注井井下工具工作状况的判断分析

随着油田开发向二、三类油藏转移,注水井分注井、注单层井越来越多,因井况越来越差,导致分注有效期逐渐变短。井下工具的各个部件,由于各种原因可能发生各种故障,所测指示曲线也会有各种变化,所以,根据指示曲线的变化,可以对井下工具工作状况进行分析判断。     

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。     

储层井间注采对应关系分析

油田开发过程中注采井间的注采对应关系一直是开发过程中的重难点,它的好坏直接关系到油田生产过程中的的产量和含水率,而要对注采关系作出合理的调整就必须弄清楚注采井网之间的注采对应关系,这样才能合理的作出调剖、堵孔、补孔等措施,从而提高产量,降低含水率。由于成本和施工条的的限制,很多油田没有动态测井资料或者资料不全,这使得对油田井间注采对应关系的研究更加困难。本文通过油田基本都具备的常规测井资料和生产资料,利用沉积相分析、生产资料分析并结合油藏数值模拟来研究注采井间的对应关系。实践证明这种综合性的方法很好的确立了油田的动态生产关系,为油田生产方案的调整提供了科学依据。     

提高油田采收率的实践与认识

油田经过长时间的开发,形成了固定的注采模式和对应关系,最终含水上升,产油量下降。由于油层的非均质性和多层开采,导致油层动用不均,降低了油田的采收率。通过实施调整注采井网、强化注水、封卡等措施,充分挖掘老油田的潜力,达到最终提高采收率的目的。     

电位法井间监测技术在注水井监测中的应用

为了确定注水井的注水水驱路径、推进方向、波及范围和水驱路径的变化情况,进一步落实注水井与周围井的注采关系,了解注水井水驱平面发育状况,平衡注采矛盾,合理调整开发方案,应用电位法井间监测技术,在老河口油田选3口井注盐水,并对注液前后地面电位场进行了现场测试,对比目的层变化前后的测试数据,确定视电阻率分布图,从而达到推断注水水驱方向的目的。     

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。     

大压差分注工艺的改进与应用

由于濮城油田开发时间长、井况日益恶化,注采层数多、层间差异大,致使调控分水能力有限,对分层注水工艺可靠性、实用性及管柱稳定性提出了更高的要求。迫切需要开展大压差分注工艺的改进与完善,满足非均质油藏动用二三类层的需要,本文通过对大压差分注工艺的研究与应用,完善提高了濮城油田注水工艺及配套,现场应用25井次,使大压差分注实现了油层细分注水、层间矛盾突出的井达到了均衡注水的目的,分层管柱有效期得到延长,对应油井产能得到提升,油田的稳产基础得到了保障。     

王102断块油田存在问题分析

王102断块是开发15年之久的逆牵引背斜构造油田,已经进入特高含水开发后期。本文介绍了王102断块基本概况,分析了断决开发中存在的主要问题,指出了下步的重点措施是完善注采井网:完善沙一段注采井网,恢复地层能量,提高油井单产液量;沙二段增加注水井点,改变液流方向。     

通61-王3断块油藏潜力分析与开发效果预测

本文论述了通61-王3断块区如何完善注采井网改善水驱效果的潜力,层问动用不均衡的潜力.提 出通过大修、更新,完善层系井网,加强多向注水,改善水驱方向等手段,以达到提高断块开发效果的目的。     

胡12块油藏高含水期精细调整研究

胡12块油藏纵向上储层由多级级差序列组成,层间非均质严重;经过长期注水开发,发生减渗和增渗作用,层内高渗条带发育,出现大孔道,层间矛盾进一步加剧。目前采出程度仅为18.38%,而综合含水高达94.77%,综合含水与采出程度不匹配。针对存在问题,明确以层间挖潜、主力层有效恢复为重点,强化动态监测,深化剩余油潜力认识的基础上,利用调整井挖潜微构造剩余油,实施相控剩余油,优化、完善注采井网,有效提高主力层采液速度,改善油田开发效果,实现了高含水期持续高效开发。