利用特高含水期细分调整有效改善水驱开发效果

油田已进入特高含水期开发阶段,注入水易沿着已形成的注水通道在高渗透层突进。为控制含水上升速度,减缓产量递减,最大限度挖掘剩余油,需进行细分调整来改善注水效果。某水驱区块通过近几年加大细分调整力度,有效改善了注水井区层间吸水剖面,油层动用程度有所增加。     

提高注采调整开发效果方法研究

北三西水驱已进入特高含水后期开采,面临着储采失衡、液油比上升幅度大的严峻形势,同时地层压力偏低,一次加密调整层系、萨尔图油层二次加密调整层系油水井数比偏高,注水量进一步提高余地小,水驱控制程度及油层多向连通比例低。2008年开始进行注采系统调整,提高注采系统调整开发效果,控制含水上升,延缓产量递减,增加可采储量成为现阶段工作的重点。1基本概况北三区西部自1964年萨、葡主力油层投入开发以来,先后经历了三     

胡五块高含水开发后期注采调整典型做法及认识

胡五块油藏目前已进入高含水开发后期,本文分析研究了高含水后期注采调整的典型做法：①精细构造研究,优选潜力小断块进行挖潜和完善;②精细动态分析,完善注采井网;③精细注采调整,利用监测资料加强层间认识;④精细一类高含水层挖潜,加大调剖力度,提高层系水驱效率。⑤精细动态调水,递减减缓,其挖潜技术与经验,为类似油藏的后期开发提供了一套挖潜方法。     

吸水剖面资料在低渗透油藏开发中的应用

在低渗透性油藏的注水开发过程中,由于存在层间、层内、平面的三大矛盾,以及裂缝的存在,注入水主要沿着渗透性较好的方向单向突进,而相对低渗透层则吸水量较少或不吸水,对应油井变化是含水上升快和难以见到注水效果两极差异。利用吸水剖面测试技术,结合油水井动、静态资料可以从纵向上和横向上了解油层的吸水状况、水驱方向和注水波及特征。结合相关资料能对油水井作出及时的调整措施,达到提高注水效率和区块稳产的目的。     

胡五块高含水开发后期注采调整典型做法及认识

胡五块油藏目前已进入高含水开发后期,本文分析研究了高含水后期注采调整的典型做法:①精细构造研究,优选潜力小断块进行挖潜和完善;②精细动态分析,完善注采井网;③精细注采调整,利用监测资料加强层间认识;④精细一类高含水层挖潜,加大调剖力度,提高层系水驱效率。⑤精细动态调水,减缓老井自然递减。综合注采调整治理后,层系综合含水得到有效控制,递减减缓,其挖潜技术与经验,为类似油藏的后期开发提供了一套挖潜方法。     

冬季"三低井"的管理

随着胡状油田开发工作的深入,油藏中薄差油层不断被动用,使得低产低能低含水的"三低"油井井数不断增加,而这部分油井由于注采对应关系差,生产中普遍反映出生产压差小、供液能力差、输送温度低,为日常的生产管理工作带来了难度,尤其是进入冬季更加影响到了该类油井正常生产.为此,我们只有针对"三低井"形成完善高效的冬季管理模式,通过...     

桩斜139深层底水稠油油藏开发技术对策

桩斜139区块为埋深1.6km以上的深层稠油,注蒸汽吞吐时开发效果差。通过动态分析和剩余油研究表明：制约开发的关键因素为活跃边底水的指进造成油井暴性水淹,井间富集大量剩余油;同时深层稠油热损失大也是导致开发效果差的原因。为此制定了井间加密水平井抑制水锥,同时加入降黏剂、CO2辅助蒸汽降黏,即应用HDCS技术来动用剩余油...     

孤东油田七区西馆陶组6^3＋4大孔道剩余油评价

孤东油田七区西馆6^3＋4为正韵律厚油层油藏,大孔道发育。通过应用多种技术手段对大孔道进行识别判断,从平面和纵向两个方面论述了大孔道对剩余油分布的影响,提出大孔道控制剩余油分布的模式。研究结果表明,孤东油田七区西馆6^3＋4平面上主河道易形成大孔道且水淹严重,纵向上受韵律性影响,油层底部易形成大孔道,油层顶部剩余油富集。     

孤东油田七区西馆陶组63+4大孔道剩余油评价

孤东油田七区西馆6^3＋4为正韵律厚油层油藏,大孔道发育。通过应用多种技术手段对大孔道进行识别判断,从平面和纵向两个方面论述了大孔道对剩余油分布的影响,提出大孔道控制剩余油分布的模式。研究结果表明,孤东油田七区西馆6^3＋4平面上主河道易形成大孔道且水淹严重,纵向上受韵律性影响,油层底部易形成大孔道,油层顶部剩余油富集。     

同位素井间自动监测技术在研究剩余油分布中的应用

为搞清油水井之间的联系.更好地编制原油开采方案,提出采用同位素井间自动监测技术,对油田剩余油分布情况开展应用研究,介绍研究方法、井间监测施工工艺以及在孤东油田应用效果.研究结果表明,该技术可以用来判断油水井的连通情况及水驱方向、推进速度,检验大孔道和管外窜槽的存在,是研究剩余油分布的一种比较新的方法,具有良好的推广应用价值.     

基于核磁共振技术水驱油剩余油分布评价

为了研究油藏水驱油微观机理及不同井区的水驱油影响因素,将水驱油物理模拟实验和核磁共振技术相结合,对不同井区岩样不同阶段水驱油后剩余油分布情况进行分析,分别对文昌区A、B井及涠洲区C井进行研究。结果表明:水驱油前,小孔隙基本不含油,油主要分布于中等孔隙和大孔隙内;水驱油后,A井和C井驱油效率中等孔隙高于大孔隙,岩样表现为亲水性,中高渗储层非均质性强,使得大孔隙驱油效率低;B井大孔隙驱油效率远高于中小孔隙,注入水主要波及大孔隙,难以波及中小孔隙。油田开发过程中,通过增加驱替速度可以增加采收率。长期水驱可以增加油藏采收率,亦可通过调剖、堵水等措施,进一步提高水驱油开发潜力。因此对于中高渗储层来说,通过对不同孔隙剩余油分布规律的研究,有利于进一步完善注水开发方式,提高油田的动用效果。     

浅谈提高注水合格率的几种方法

引起注水井合格率下降的主要原因有四种:部分注水井不能洗井;注水井水质脏;注水井欠注层段逐渐增多;注水井作业处理不及时。提高注水井的合格率途径是:注水井增注与按能力合理匹配注水量相结合;清洗注水干线,改善注入水水质;罐车洗井;加强作业井作业管理监督力度。     

微生物采油在胡五块的应用

胡五块目前存在问题是：（1）水驱动用程度低,油田稳产基础薄弱,区块低效开发;（2）主力区块经多年注水开发和多轮次增产措施后开发难度进一步加大,油田产量递减严重,急需研究完善油田挖潜新工艺;（3）新探明储量大幅度减少,新动用的储量品位低,部分区块原油物性差,＂双低＂井的生产管理难度大,常规挖潜措施投入高、效益差,难以满足开发生产需要。微生物调驱技术是一项有效的层内挖潜技术。     

低渗透储层裂缝方位综合分析方法研究

在对低渗透油田的开发以及注水的深入研究中,发现在有些注水井井区内,部分注水井尽管生产正常,但对应的油井一直没有见效,储层裂缝则成为说明这些注水井井区无效（或低效）注水的重要依据,而有效识别裂缝则成为至关重要的问题。文章介绍了裂缝识别的几个方法,包括见水动态分析法、注入压力动态分析法、微地震裂缝检测和同位素示踪剂法。     

油藏高含水期注采优化调整及挖潜

该油藏构造复杂,断块小、舍油层位多。针对在注水开发存在注采井距小、压降快、注水见水快、水驱采收率低、注采井网调整余地小的状况,制定了先注后采、以吸水指示曲线分层测试资料为指导的周期注水、逐层注水等注水开发政策,有效控制含水上升速度,延长稳产期,提高水驱油效率。     

普通稠油油藏水驱转热采的必要性和可行性

胜利油田普通稠油储量10．5亿t,以注水开发为主,针对该类油藏在水驱过程中出现的含水率上升快、水驱增油能力有限,水驱波及系数小、动用储量低、原油变稠、水驱后期增油困难以及水驱采收率低等问题进行系统分析,阐述转换开发方式的必要性;通过对稠油油藏热采筛选标准、水驱后剩余油分布及现场开展的试验分析,证明普通稠油水驱转热采的可行性。     

二元吞吐工艺技术在八面河面138区块的应用

在稠油油藏注蒸汽开发中,地层能量不足、高含水已成为影响开发效果的主要因素,而常规采油技术难以有效改善稠油油藏开发效果。面138区块是以热采开发为主的稠油油藏,经多轮次注汽开发后,热采效果整体呈下降趋势。通过对该区块二元吞吐工艺实施井的现场施工和措施效果情况分析,总结二元吞吐工艺技术在辅助稠油注蒸汽开发的适用性与可行性。结果表明,二元吞吐工艺可以有效补充地层能量,减少蒸汽热量损失,扩大蒸汽的波及体积,提高稠油油藏剩余油的动用程度。     

实时分布式光纤温度测试在SAGD中的应用

分布式光纤温度测试(FODTS)在油藏监测方面具有常规温度测试所不可比拟的优势.以FODTS在辽河油田一SAGD(蒸汽辅助重力泄油)井组的应用实例,简述了FODTS系统的基本原理及安装方法,分析了分布式光纤温度测试结果.结果表明:该SAGD井组下水平井注汽时,蒸汽腔已增长到上水平井处;水平段有效热连通区域达到44.1%,动用程度较高;差油层在注蒸汽后期对上下井问热连通影响很小;FODTS解释结果与测井解释成果相符.     

东辛断块油藏层系重组政策界限研究

针对东辛油田断块油藏含水率高、层间干扰严重、采收率低等问题,根据东辛营87-1断块油藏特征建立模型,分析渗透率级差、原油黏度、小层厚度等非均质因素对开发效果的影响,确定层系重组的政策界限。并将研究结果应用到实际油层的层系重组优化方案中,取得了较好的开发效果,对指导该类油藏挖潜剩余油,提高油藏采收率具有重要意义。     

志丹长6油藏剩余油评价

通过储层岩石学特征研究、储层展布特征研究、夹层分布特征、圈闭及油藏特征、开采特征进行志丹长6油藏开发效果评价,解决目前产量下降快、自然递减大、储量动用程度低等问题.在注水区存在着开发井网距不合理,注采系统不完善,高含水关停井逐年增加等问题.