氮气泡沫驱技术在海上油田的应用

本文针对秦皇岛32-6油田储层非均质性强,油水流度比大等问题造成在开发过程中层间动用不平衡。为改善注水井吸水剖面,抑制注入水突进,增加层间动用程度,对秦皇岛32-6油田南区进行氮气泡沫驱技术研究及现场试验。结果表明氮气泡沫驱技术在海上油田得到成功实施并取得较好效果,为海上油田高效开发提供新的思路和方法。     

“多段塞组合”调剖技术在孤岛油田西区Ng3-6的应用

孤岛油田西区Ng3—6储层疏松易出砂,油层非均质严重,经过三十多年的注水开发,油层已存在次生大孔道或高渗透带,为进一步提注聚效果,在注聚前应用PI决策技术优选调剖井,确定了“多段塞组合”调剖工艺技术。现场施工调剖12口注入井,油压上升2.54MPa,达到封堵大孔道或高渗透带的目的,有利于提高聚合物驱开发效果。     

海上油藏高效注采参数优化方法研究

受海上注水成本高和早期落后开发理念影响,胜利海上埕岛油田经历多年弱注强采后,部分层系出现地层压力快速下降,储层脱气严重导致液量快速下降的新问题,于是提出水井先提高注水量恢复地层压力、油井再提液的高效开发思路。本文提出以油藏出现非达西流为油藏有效注采比上限,首次采用基于示踪剂技术的油藏流线数值模拟参数快速优化方法,节省参数优化时间,研究最佳油井提液层系组合形式,优化适合海上油藏中高含水期的注采参数。     

低幅度低含油饱和度底水油藏剩余油挖潜技术

<正>冀东油田高北浅层Ng6小层是低幅度、低含油饱和度底水油藏,由于储层疏松易出砂,底水上升快,常规定向井不能正常生产。水平井开发是近年来实践出的有效开发方式,但底水突进是生产中的最大障碍,开发效果受储层的非均质性、水平井垂向位置、水平段长度、隔夹层发育状况、油层厚度及采液强度等因素决定。通过优化水平井设计,应用水平井和侧钻水平井在油层顶部"擦头皮"部署油井,控制采液强度生产,能很好地控制底水脊进,改善开发效果。     

尕斯油田E3^1油藏整体复合调驱现场试验

尕斯油田E3^1油藏平面上和纵向上的非均质，造成注入水在平面上向生产井方向舌进现象和在纵向上沿高渗层突进现象。在尕斯库勒油田E3^1油藏的开展整体、深部的调驱工作，首先应根据吸水剖面了解纵上上注水的不均衡性，根据井间示踪技术了解平面上注水的不均衡性。选取存在大孔道的水井采用预交联颗粒等堵剂进行封堵，解决近井地带的窜通现象，调整并提高注水油压达到一个较高水平后，然后采用聚合物微胶囊调驱剂进行整体、深部调驱，改变地下渗流场，扩大微观、宏观注入水波及体积，改善区块整体水驱开发效果。     

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。     

大王北大37块低渗透透油藏稳油控水的策略研究

<正>大王北油田大37块位于车镇凹陷大王北洼陷,储层非均质性严重,目前已进入油田开采的中高含水期,含水上升快,如何有效地稳油控水开采成为该区的重要问题。本文针对大37块的含水上升特点,提出了以下几种策略:(1)加强注采管理;(2)完善注采井网;(3)补孔非主力层;(4)储层改造;(5)调节油井产液剖面和水井吸水剖面;(6)加大分注力度。     

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。     

油井堵水工艺技术研究与实践

由于储层存在先天的非均质性,致使在油、水井之间形成严重的高渗大孔道现象,生产井出现特高含水问题。"选择性堵水与大孔道封堵"工艺技术就是针对油田开发中普遍的高含水问题而研发的新的采油措施技术。大家经过多年来不断探求,以开发为龙头,工程紧密跟进,采用不     

液量置换技术在魏岗断块油田的应用

在魏岗复杂断块油田进入高含水开发后存在以下问题：油层平面及纵向上非均质性严重;平面上注入水方向性强;剩余油分布复杂等。液量置换技术,即通过产液剖面和动静态对应关系分析,在搞清地下液流方向和能量分布状况的基础上,对同一井组中部分高含水井进行关停或注水井控制注水,而对另一部分井进行提液或平面调整,从而达到改善开发效果提高采收率的目的。     

钢丝带压调配密闭解卡打捞振击器的应用

目前，胜坨油田已进入特高含水期开发阶段，综合含水越来越高，针对老油田挖潜难度越来越大，油田的开发矛盾日益突出，注水已成为油田开发补充地层的主要开发方式。为有效提高原油采收率和注水开发的效果，势必要细分层系完善注采井网，改善水驱动用状况，只有通过配套分层注水工艺来实现。而注水井注采调整工作已成为老油田高效稳产开发的重要手段。     

直井—压裂水平井合理注采井距确定

低渗透油藏中,流体流动存在着启动压力梯度,为保证低渗透油藏的有效注水开发,需确定合理的注采井距。根据压裂水平井产能公式及注水直井的产能公式,得到注水井与采油井极限距离接连处的最大压力梯度的计算式,并结合启动压力梯度与渗透率、粘度关系建立了确定低渗透油藏压裂水平井合理注采井距的确定方法,绘制了不同粘度级别下,不同渗透率以及不同裂缝条数下、不同水平段长度的合理注采井距图版。实例结果表明,计算结果与油田实际情况基本一致。     

影响陕北低渗透油藏注水效果因素分析及优化措施

针对陕北低渗透油田注水开发中注水井注入压力上升快，吸水能力差，采油井产量下降快，采收率低的突出问题，分析了产生这些问题的主要原因，研究表明：由于低渗透油藏自身性质，注入水水质问题，储层的敏感性，开采过程中储层有效应力的增加，以及低渗透油藏过度压裂造成注入水沿裂缝窜流等是造成低渗透油藏注水开发效果差的主要原因。在低渗透油藏的开发过程中，不仅要注重注水水质精细处理和注入水与地层水的配伍性，而且要注重保持地层能量，改变常规的注水模式，因此提出了超前注水和周期注水模式。     

宋芳屯油田葡萄花油层微观沉积特征研究

油田注水开发过程中，储层的微观沉积特征将会不断的变化，主要包括储层润湿性的变化，粘土矿物的变化，胶结物的变化；孔隙的变化等等，深入了解储层微观变化，通过毛管压力曲线和储层敏感性分析，来研究储层微观沉积特征变化，进而分析其非均质性特征，对于微观剩余油分布研究，注采工艺的调整，缓解平面、层间矛盾，控制含水上升，改善油田开发效果，都具有现实意义。     

双河油田江河区注水开发存在的问题与对策

针对双河油田江河区注水井欠注严重状况,按照欠注层段的成因进行了分类分析,储层物性差与注水水质差造成的污染是欠注量长期居高不下的主要原因,提出了改善注水水质以及针对物性分类实施欠注原因分类治理的建议。     

高含水开发后期注采关联性试井分析

本文主要对非均质砂岩油藏开发后期的注采渗流理论、注采关联性进行研究,根据油田的现场测试结果,应用多井系统中的现代注采关联性试井分析方法解释处理试井资料,将开发单元各注水井组的注水量化到各单层,求得各单层的合理注采比,从而定性定量地指导注采结构的调整。     

注采平衡图版在葡萄花油田的应用

注采平衡图版是通过注水油藏物质平衡原理及油水井压力剖面平衡式推导出来的注采平衡关系图版,由不同井底流压下的日产液量与地层压力关系曲线与不同注水压力下的日注水量与地层压力关系曲线交绘组成,图版上每一个交点都表明日产液量、日注水量、油井流压、注入压力和地层压力之间的平衡关系。并由此判断目前压力水平是否达到注采平衡,确定合理提液方式,指导注水油藏开发调整。     

浅谈注水井合格率影响因素以及提高方法

注水井是开发油田的油井保持高产稳产的基本动力和提高采收率的基本手段,抓好油田注水注入工作是关键,抓好分注质量是油田注好水的前提,注水合格率是油田地质管理的重要指标。经过对注水井的管理工作中,通过深入实际、现场调查,找出了注水井在提高合格率中存在的问题,探讨最佳的解决办法。     

关于注水井管理的几点建议

注水井就是在进行油田采油时,可以通向地下油层并进行注水的井,注水井可以将水注入油层中,维持油层的液压平衡,以方便采油工作的进行,对油田采油有着非常重要的意义。但是在现实中注水井管理中存在一些问题,对采油工作有一定的干扰,为了消除干扰,本文将针对注水井的管理工作提出几点意见和建议。     

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。