动态监测技术在油田注水开发中的应用探究

通过对注入剖面、压力测试、井间示踪剂等动态监测技术在鄂尔多斯东南部特低渗油田注水开发过程中的应用进行探究,了解油层吸水、压力变化、井组连通状况,掌握水驱油藏变化规律,为动态分析中的技改挖潜措施提供有利依据。

油田注水开发后期采油率的提升技术方法探究

油田注水开发是一种重要的采油方法,可以提高采油率。然而,随着注水开发的进行,采油率逐渐降低,需要采取一些技术方法来提高后期采油率。基于此,本次研究通过选择井位、水质处理、注水井压力管理、物理化学驱油技术、水平井注水技术以及高效油藏管理等方法,探究了提高后期采油率的技术方法。

深层砂砾岩油藏注水开发见效特征研究

东6区块为特低孔特低渗砂砾岩油藏,储层对比难度大,连通性差,为实现储量的有效动用,实施压裂和注水开发等工艺,探索该类油藏合理开发方式。东6区块主要经历了大井距注水开发-小井距(加密)注水开发-泥岩统层注水开发三个阶段,目前,北部为注水开发,而南部为弹性开发。基于此,主要通过总结东6区块注水历史,分析各阶段各典型井组的注水开采情况,总结深层低孔低渗油藏注水开发存在的问题、见效特征和影响因素。探讨北部继续扩大注水规模,分析地层连通情况,调整注采关系,补充地层能量,南部择井实施转注,实施CCUS试验,高效驱油补能。

大庆油田注水开发实践中的哲学思维

大庆油田开发史既是一部科技进步史,同时也是一部哲学实践史。油田开发系统的哲学就是应用唯物辩证论的观点与方法,去观察、分析、研究、处理油田开发系统中的各种现象、过程与结果。哲学思维贯穿于大庆油田注水开发全过程,大庆油田的开发实践始终以《矛盾论》和《实践论》为指导,不断深化油藏认识、抓住油藏主要矛盾、创新开发调整方法、挖潜实践缓解矛盾,是认识论、矛盾论、方法论和实践论的高度统一,并经过不断总结经验和教训,逐步认识和掌握了油田注水开发的基本规律,使油田开发水平不断提高。

鄂尔多斯盆地长4+5_(2)注水开发及其影响因素:以横山油田为例

为提高单井产量以及研究特低渗透油田注水开发的控制因素,实现油田稳产高产。通过动态数据,试油、试采等数据进行整理分析,利用正方形反九点法对横山油田麻地沟区长4+5_(2)油层亚组井网进行注水见效分析,并对其影响因素进行分析。结果表明,油井见效分为明显见效、中等见效、微弱见效3种类型,分别占比为48.28%、41.38%、10.34%,见效方向主要以多向受效为主,其中在多向见效中又以五向见效为主。控制因素中主要有沉积微相、渗透率、井距3种,分流河道砂体发育,砂体越厚、连通性越好,油井越容易受效;油井注采见效程度好的,其渗透率也较好,渗透率越高,油井越容易受效;注采井距分布在150~300 m,说明井距并不是影响注采见效的唯一因素,而且井距大小的选择与研究区砂体厚度、连通性及储层物性密切相关。

延长油田三胜区延9油藏注水开发效果评价

延长油田三胜区延9油藏边底水发育,油井产量递减快、含水上升快、关停井较多等问题逐渐凸显,需要对注水开发效果进行综合评价。从井网形式、井网密度以及含水率采出程度、水驱指数、存水率、耗水率等方面进行了评价。结果表明,研究区延9油藏以单向、双向受效井为主,水驱控制程度为84.28%,地层压力保持水平为66.84%。为保持地层能量,需加强注水,但考虑到底水发育,井组注采比不宜过高。研究结果可以指导延9油藏科学高效开发,为下一步精细注水开发及调整措施提供理论依据。

高倾角厚油层注水开发影响因素数值模拟——以H断块P油藏为例

油水重力分异作用对高倾角厚油层注水开发效果影响较大,以H断块P油藏为研究对象,结合实际油藏地质参数,建立高倾角厚油层机理模型,并应用数值模拟方法系统研究了注采位置、地层倾角、油层厚度、储层韵律、注采比、采油速度、地层压力保持水平等7个主要因素对注水开发效果的影响。结果表明,构造低部位注水高部位采油和较大的地层倾角有利于发挥油水重力分异作用从而提高采收率;油层厚度增大采收率降低;反韵律储层因底部较低的渗透率抑制了注入水的重力低伏,采收率较其他韵律储层更高;最佳注采比为1.0,最佳采油速度为3.0%,地层压力保持在原始地层压力的70%~80%时,可以获得更好的开发效果。研究成果可为此类油藏制定注水开发策略提供参考。

油田注水开发后期提升采收率的技术措施浅析

在油田逐步开发和产量下降的背景下,注水开发成为提高油田采收率的重要方法。然而,注水开发后期由于油井的汇水压力下降、水体渗透能力不均匀等因素影响,采收率下降的问题越发突出。基于此,本文旨在研究油田注水开发后期提升采收率的创新技术,包括微生物采油技术(MEOR)、化学复合驱、空气驱等,研究结果表明通过这些技术的应用可以有效提升油田注水开发后期的采收率。

低渗透油田注水开发技术分析

在目前我国的石油资源开发中,伴随着富烃凹陷的勘探开发殆尽,石油储量逐渐减少,这给油田开发部门带来巨大的压力,如何利用注水技术进一步开发地下油气藏的产能,如何在低渗透油田更好地开发技术创新,这一切都显得非常关键。针对目前较为普遍的低渗透油田,只有通过技术革新以及方法进步,才能够根据当地工区的实际情况,对油田开发采取适当的技术指导,保证注水开发的效率,以此达到增加产能的最终目的。笔者作为一名相关研究人员,通过大量的文献调研结合近年的工作经验,针对目前低渗透油田注水开发技术进行了较为深入的分析,希望可以为未来的工作与研究带来更多的帮助。

适合海上某油田注水开发的水质指标优化研究

为了提高海上油田注水开发的效率,降低注入水对储层造成堵塞污染的风险,采用不同渗透率的人造岩芯对适合海上某油田注水开发的水质指标进行了优化研究,主要包括悬浮物含量、悬浮物粒径和含油量。实验结果表明,对于渗透率为40m D左右的注水层,推荐注入水的综合水质指标为SS(悬浮物含量)=1.5mg·L^(-1),D(悬浮物粒径)=1.5μm,O(含油量)=2.0mg·L^(-1)或者SS=1.0mg·L^(-1),D=1.5μm,O=4.0mg·L^(-1),此时人造岩芯驱替200PV后的渗透率保留率分别为84.87%和83.70%;而对于渗透率为100m D左右的注水层,推荐注入水的综合水质指标为SS=3.0mg·L^(-1),D=2.0μm,O=4.0mg·L^(-1)或者SS=2.0mg·L^(-1),D=2.0μm,O=6.0mg·L^(-1),此时人造岩芯驱替200PV后的渗透率保留率分别为82.48%和83.50%。研究结果可为海上油田注水开发水质指标的制定提供参考。

姚店油田滞后注水区的注水开发特点与效果探析

姚店油田地处黄土高原之中,其所在地区长期缺水,土地先天条件恶劣。为了开发油田的石油资源,开发单位在近年来采用了补救性注水开发技术,该开发方式实行之后取得了良好的增油效果,同时也暴露了很多问题。针对姚店油田滞后注水区的注水开发特点和效果展开深入研究,希望可以为姚店油田的开采作业提供理论支持。

石油地质工程中改善高含水期油田注水开发的措施

随着油田开发程度不断加剧,许多油田进入高含水期,对注水开发的效果提出了新的挑战。基于此,本文首先介绍了高含水期的概念及注水开发作为维持和提高油田产量的重要手段,随后详细分析了高含水期油田注水开发面临的主要挑战,最后提出了改善高含水期油田注水开发的具体措施,包括优化注水策略以减少水窜、加强水质管理与设备保护、提高能量效率与经济效益等方面的方法,希望为高含水期油田注水开发提供相关参考。

吴起油田白河区长8超低渗透油藏注水开发效果评价

由于吴起油田白河区块长8油藏注水时间久已超过10年,对注水开发效果进行评价,有利于油田开采效率。文章通过对白河区长8油藏开发效果进行综合评价,认为主要开发矛盾表现为开井率低、低产低效井多、自然递减率大、地层压力保持水平低、水驱采收率低等特征。

吴起庙沟X区长6油藏注水开发规律研究及合理注入强度的确定

区块目前处于精细注水阶段,长6是研究区主力生产层位,产量占区块总产量的78%。针对该区块注水开发过程中存在的相关问题,对该区块长6油藏的注水见效情况、井网完善程度、注采连通率、注入水利用效果、地层压力保持水平等生产特征进行分析评价,以典型井组为研究对象,分析出该区块注水开发规律,即长6油藏见效特征明显,东西向受裂缝影响,见效期短,见水较快,易水淹。通过2种合理注入强度方法的计算,结合目前区块的实际情况得出注入强度的最终值。研究清楚长6层注水开发规律及合理注入强度的确定,对于该区域的高效开发具有积极指导作用。

吴起油田A油区延10油藏注水开发效果评价

吴起油田A油区延10油藏2018年开始注水开发,主力层位为延10^(1-1),采用边缘+点状注采井网,注水开发后油区自然递减率下降明显,但延10油藏平面非均质性强,造成注水后水线推进不均匀,部分油井含水率上升速度较快,因此需要对油田注水开发效果进行评价,为综合治理提供依据。

油田注水开发后期提升采油率的技术措施

对于我国的一些油田来说,由于地层能量不足,依靠自然能源无法从地下开采原油。注水开发是提高地层能量的重要措施。这种类型的措施相对简单,应用成本相对较低,并且在开发过程中不会造成环境污染。因此,注水开发工艺得到了广泛的推广和应用。油田进入注水开发后期后,由于地层原油储量不断减少,地层能量亏空更加严重,采油率必然降低。我国有相对多的油田进入注水开发后期,但社会对能源的需求不断增加,在这种背景下,研究油田注水开发后期提升采油率的技术措施十分关键。

低渗透油藏注水开发中存在的问题及解决措施

低渗透油藏的开发一直是油田开发中的一个难题,尤其是在注水开发过程中,由于其特有的地质结构和物理特性,常常导致注水效率低、水驱动效果差以及高成本与技术难题等问题。本文详细探讨了低渗透油藏的特性,分析了注水开发中所面临的主要问题,并提出了相应的解决措施,包括提高注水效率的技术措施、改善水驱动效果的策略以及降低成本与技术创新等方面。通过这些措施的实施,有望有效提升低渗透油藏注水开发的效果,为油田的持续稳定开发提供支持。

油田注水开发后期提升采油率的技术应用

为维持或增强地层压力,众多石油企业经常采用油田注水井进行开发。在油田注水井的开发过程中,精确控制注水时机并科学应用注水开采技术,是提升原油采收率的关键策略。从提升水驱开采采收率的角度出发,依据当前油田的具体状况,结合具体情况,探讨了提升原油采收率的途径。

低渗透油田注水开发的生产特征及影响因素分析

当前,我国低渗透油气田在油田开发中占据主要地位。在低渗透油田的开发过程中,工程师们普遍采用注水开发的方式进行油田开采。采用注水开发模式开采低渗透油田,可以大幅提高油田的开采效率。但由于低渗透油田与注水开发的特性,目前实际开发的效率还不够高。因此注水开采模式对油田开采率的具体影响及其主要影响因素,还需要深入的分析和探讨。本研究着重分析低渗透油田注水开发的生产特征及影响因素分析,以及如何提高渗透性油田注水开发的开采率,从而保证开发工作的有效性和科学性。

延长油田双河东长6油藏注水开发效果评价

双河东主力开采层位长6属于典型的岩性油藏,由于该区域早期开发缺乏合理规划,造成了问题关停井较多、中部注采井网不完善、高含水井逐年增多等问题。通过递减规律、地层能量保持状况、注水开发效果、油井见效情况等方面进行油藏开发效果综合分析。