注水井组对比测试在注水方案调整中的应用

双河油田V上油组进入特高含水开发后期,油层水淹十分严重,必须提高注水效率,重要的基础工作就是必须准确评价注水效果。根据注水井组对比测试评价注水效果,分析注采井对应关系。通过对V上油组7个注水井组对比测试结果分析,认为V上油组注水主要有能量存在亏空和注水见效不均匀两种情况,在下一步注水方案调整中采取相应的措施:V上油组V1,V8,V9,V10小层的注水强度应有所增加,V6小层向下调整,对于渗流能力较差的小层应采取酸化工艺。

牛35区块压驱注水方案设计及应用

牛35区块具有主力层明确、钻遇油层厚度大、主力砂体大面积分布,油水井间连通性好且注采对应关系为一对多注水,区块多数注水井处于注不进、油井采不出状态,区块储量动用程度较差。在该区块编制压驱方案,实施后,实现了平均油井产能增加1.2倍的好效果,该区块压驱注水的成功对同类低效单元的开发具有积极的示范意义。

姚店油田W147区块开发特征分析及注水方案调整

利用研究区内钻井、测井资料、岩心分析报告以及物性等资料,通过岩心相标志、测井相等分析,依据“寻找标志层、沉积旋回、邻井追踪、地层等厚”原则,对姚店油田延长组长6油层组进行了地层划分与对比、储层沉积相和砂体的展布规律、储层物性特征及其非均质性等研究,结合研究区的生产动态资料,对研究区开发现状、累计产油、综合含水、产量递减规律等等开发参数进行分析,确定下一步周期注水调整方案。

古龙南敖18区块注水方案的编制与初期开发效果分析

本文对古龙南地区2017年投入开发的敖18区块,编制投产初期的注水方案。作为茂23、英852区块第一批产能井区,敖18区块平均孔隙度为13.0%,平均渗透率为2.5mD,属于低孔、特低渗储层。针对敖18区块储层发育层数少、厚度薄的实际,总体上借鉴茂15-1区块注水政策,采取"分阶段、分层、分部位"的注水原则。借鉴茂15-1区块数值模拟结果,当注采比为2.1时区块十年末采出程度最高,按照最优注采比指导编制初期配注方案,共编制了61口注水井的注水方案。开发初期效果较好,待注水受效后按优化结果实施周期注水。

下寺湾油田雨岔59-66井区长2油藏注水开发地质方案

下寺湾油田主要开发层位为延长组长2、长3、长6层。自油田大规模开发以来,开发方式以控制富集区,滚动开发为主,2000年开始注水,注水开发以点式注水站为依托,逐步实施面积注水,最终目标是实现油田的整体注水开发。

全压力式液化石油气储罐防泄漏注水工艺方案的探讨

对全压力式液化石油气储罐设置防止液化气泄漏的注水工艺方案进行了探讨,同时讨论了北方地区对注水管线防冻问题的解决措施。

再探讨“低效油田”实施分层注水开发技术的应用效果——以七个泉油田注水开发方案设计为例

低效油田开采 是我国目前油采稳产增效、提质增速开发中难题。分层注水开发的复杂性是油采作业中的"瓶颈"。七个泉油田地质构造和开发过程中存在的问题或矛盾具有一定的代表性。七个泉油田创新设计"细化层系—注水开发的方案"具有较大的案例价值。

鄂尔多斯盆地玉家湾油田注水效果分析及调整方案

玉家湾油田属于低孔特低渗油藏,采取压裂方式投产,目前已进入注水开发阶段。通过分析该区的注水动态和驱油效率,对注水效果进行评价,及时掌握地下油水运动规律。最后针对注水过程中存在的问题,给出具体的调整方案,保证高产稳产,提高油田采收率。

埕岛浅海油田注水管柱及配套工艺技术

根据埕岛浅海油田的开发现状 ,阐述了注水方案部署及其对注水工艺技术的特殊要求 ,重点介绍了埕岛浅海油田防砂注水管柱及配套工艺技术构成 ,即分层防砂工艺、分层注水工艺和测试投捞调配工艺 3大部分。分层防砂工艺是指防砂管柱坐封丢手后留在井中 ,分层封隔器保证了动态停注过程中层与层之间严密分割、互不串通 ,特殊结构的金属棉滤砂管与采用单流阀结构的注水阀组成一个密闭空间 ,保证地层砂不会反吐到防砂管柱内部 ;分层注水工艺中主要采用了集成式综合封隔配水器 ,注入水在经过配水器后 ,各层注水量的调配是通过改变配水器内芯子上的水嘴大小来实现的 ;测试投捞调配工艺根据海上平台的工作条件及目前注水井测试调配工艺技术现状 ,采用液力投捞方式进行井下测试和调配。目前该项工艺技术已经在埕岛浅海油田顺利实施 17井次 ,成功率 10 0 % ,管柱分层清楚 ,注水量清楚 。

低渗透油田密井网条件下注水调整与控制研究

扶余油田是一个开采有50余年的陆上老油田,经过5次较大规模井网调整,尤其是从2003年开始的以二次开发为主题的整体调整改造,井网密度由调整前的47口/km2上升到调整后的80口/km2,形成了目前的密井网。通过调整改造使扶余油田再次焕发青春,原油产量重上100×104t并持续稳产5年。但在密井网条件下,由于扶余油田渗透率较高,加大了注水方案调整与控制的难度,同时也给持续稳产百万吨带来了不利因素。主要介绍了密井网条件下通过强化动态分析,加强对区块动态形势的掌控,科学有效调整注水方案,加大注水配套措施的应用力度,提高注水波及体积来不断提高油田开发水平。

利用油藏精细描述技术调整水驱开发方案

CYG油田C区块经过多年开发,逐渐暴露出井网对砂体的控制程度低、注采系统不够完善、含水上升较快和砂体水淹状况复杂等问题。为提高区块水驱开发效果,进一步挖潜剩余油,开展了油藏精细描述技术研究。利用井震联合三维储层建模技术深化了地质再认识,建立了C区块的精细构造、岩相和属性模型,明确了井间断层、微构造及储层空间特征。利用双重介质油藏数值模拟技术对地层压力、综合含水率、单井含水率、产液量、采出程度等开发指标进行了历史拟合。结合试验区各沉积单元、各砂体剩余油分布特征及数值模拟结果,将区块剩余油类型分为7种类型,分别提出了具体挖潜对策。根据试验区剩余油分布情况,设计3种周期注水方案,并据此进行了数值模拟预测。预测结果表明:采取周期注水调整后,当含水率为90%时,与不进行调整(采出程度为20.32%)相比,试验区平均水驱采出程度可提高1.5个百分点左右。剩余油挖潜对策和预测结果为下步编制水驱挖潜调整方案提供了依据。

盘古梁Y油藏注水开发技术研究及应用效果

盘古梁Y油藏物性差,有效的驱替系统难以建立,同时油藏平面矛盾突出,含水上升井多,针对困扰和影响Y油藏稳产的主要因素和产量大幅度递减的实际问题,研究认为该油藏不适宜采用整体定注采比,应采用分区、分时步变注采比方式进行开采。通过在油田开发中应用制定的技术方案,油田自然递减由8.11%下降到-0.04%,取得了良好的开发效果。

人工智能在注水开发方案精细化调整中的应用现状及展望

水驱开发油田由于注采关系复杂、驱替场动态变化频繁以及长期注水,导致层间矛盾加剧,已进入到深度精细注水开发的新阶段。结合静态与动态生产数据进行注水开发方案调整,有利于掌握油藏的动态变化与实现有效剩余油挖潜。为保证优化的注水方案和先进的分注工艺相结合,系统综述了油藏动态分析技术发展现状,重点阐述了人工智能方法与油藏工程交叉融合辅助注水开发方案调整的核心问题,同时结合前沿智能化理论与方法对未来注水开发方案智能精细化调整趋势进行了探讨和展望,即充分利用精细智能分层注水工艺实时监测的大量动态生产数据。未来注水开发方案优化的研究重点将聚焦于“动态数据+物理约束+人工智能算法”的深度融合,进一步推动水驱开发油田监测数据实时采集、油藏动态实时预测和注水方案实时优化的智能优化应用落地,最终实现注水方案设计与优化和井下分层注水实时调整同步的油藏和采油工程一体化。

黄4块调剖堵水一体化技术研究与应用

开展了调剖堵水一体化技术研究与应用;在同一井组对高渗透水层实现了调剖和堵水联动的作用,取得了大孔道两端同时封堵的效果,提高了注入水的利用率,实现了黄4块注水专项治理工作的预期目标。

不同气顶指数油藏注采策略研究及应用

渤海黄河口凹陷气顶边水油藏具有一砂一藏、储层薄,储量规模小、气顶指数差异大等特点,单砂体水平井注水开发存在巨大挑战。通过分析不同气顶指数油藏合理地层压力水平、注水策略、提液界限等发现,对于小气顶油藏,应早期注水,合理地层压力水平在90%~95%左右,位于饱和压力附近,提液时机在气顶气采出程度大于25%后;中等气顶油藏,早期注水不考虑气亏空影响,压力维持水平在70%~80%左右油气采收率最高,提液时机在气顶气采出程度大于40%后;大气顶油藏,合理地层压力水平在60%左右,初期依靠天然气顶能量开采,后期结合人工注水适当提液采油。通过研究成果的应用,渤中26-3油田带气顶砂体开发效果得到了明显改善,砂体采收率平均提高1.5%。该成果对类似气顶油藏在"油气同采"模式下注水开发具有重要的指导意义。

液化烃储罐注水工艺方案分析

阐述液化烃储罐注水的规范要求、注水原理,给出注水工艺方案(注水点位置选择、注水泵流量计算),并给出工程实例。影响注水泵流量、扬程的主要因素是液化烃饱和蒸气压,液化烃液位的影响较小。

测调试联动技术在乾安油田应用与评价

随着注水井井数逐年增加、注采关系日趋敏感,注水方案调整也越来越频繁,为了及时有效的落实注水方案,目前我们能采取的对策主要有以下两点:一是增加测试力量;二是提高测试效率,后者是我们工作的发展方向。为了提高注水井的测试效率,2011年开展了注水井测调试联动技术试验,该项技术提高测试效率的同时保证了测试质量,为注水方案的及时有效落实提供技术保障。

海外动态

加公司以人工智能指导油田"低盐度注水"加拿大卡尔加里(Calgary)计算机建模集团公司于2020年初推出利用人工智能进行油气田"低盐度注水"(LSWI,Low-Salinity Water Injection)优化,并在巴西Namorado油田进行了实际应用,效果显著.加拿大公司"低盐度注水"(LSWI)方法,是结合"组合模拟"和一种数学优化工具,首先利用人工智能进行注水油气田未来产值的净现值(NPV)评价;其次,技术人员利用多元地质统计方法,根据油田历史上开采模型进行拟合运算,并且考虑地下油藏中相关不确定性,经过调整得出最佳油气田注水方案.