水驱油藏精细注采技术应用研究

水驱油藏是采油厂“存量增效、创效”战略阵地,是采油厂原油稳产的“压舱石”。近年来,采油厂以提高水驱油藏质量和效益开发为目标,持续精细化、智能化注采主导技术创新完善,提规模、重效益,夯实水驱稳产基础,为水驱油藏稳产开发提供技术支撑。

精细注采工艺技术在萨中油田的应用效果

针对萨中油田南一区东部高台子油层细分后存在“测调工作量大、层段内差异较大、酸敏严重、注入困难、采出井无法分层配产”的问题,开展了精细注采工艺技术试验。通过应用“逐级解封封隔器技术、长效调剖技术、偏心恒流配水堵塞器技术、表面活性剂增注技术、多井段注入井长效压裂技术和机采井分层配产技术” 6项注采技术,首次实现了高台子油层注采工艺集成规模化应用,形成了以细分为主体的多油层、大跨度、高含水精细注采工艺组合模式。现场应用精细注采工艺技术416口井,试验区块自然递减率减缓了9. 4个百分点,年含水率上升速度下降了0. 67个百分点,开发效果得到明显改善;区块累计增油量为7. 85×104t,工艺组合技术推广前景广阔。

高尚堡深层油藏储层非均质性对注采精细调控影响研究

高尚堡深层属于多层系复杂断块油藏,埋藏深、断块小、井段长、含油层系多、储层非均质性强、油水关系复杂,有效储层识别和小层对比难度大。开采过程中多数油水井都是多层合注合采,未考虑储层非均质性对开采效果的影响,致使油田产油量出现快速递减和含水快速升高等一系列问题。根据现场生产中表现出的问题,针对扇三角洲沉积特征和储层性质,通过油藏数值模拟研究,明确了油水井之间储层非均质性强弱对开采效果的影响程度,并有针对性地提出了相应精细调控技术对策,进而有效指导油田生产,达到油田高效开发的目的。

王场油田中区潜4^(3)精细注采调整技术

王场油田中区潜4^(3)经过近五十年的开发,目前已进入开发中后期。由于储层非均质性严重,平面、层间开发特征差异大且水驱多向受效,长期的高效开发后累产累注量大,地下水驱流线分布复杂,限制后期开发调整。通过开展储层精细描述和构造主曲率分析下的裂缝分布规律研究,形成了一种以定量刻画油水关联性的流场描述及时变规律研究方法,对油藏高含水后期开发调整起到重要的指导作用。

特高含水期水驱精细注水开发方法研究

针对水驱特高含水开发阶段注采系统不完善、注水调整难度大以及油层动用差异大、特别是薄差层动用厚度低的问题,开展了"四个精细"的研究方法,即以精细油藏描述为主的分类研究、以精细注采系统和精细注采结构调整为主的分类调整研究、以精细油田生产经营为主的精细管理研究。研究结果表明,"四个精细"的研究实现了完善注采系统、提高油层动用厚度的效果,解决了特高含水开发阶段控水挖潜措施效果逐渐变差的问题,为特高含水后期改善开发效果、实现控水增油提供了挖潜依据。

砂岩油田高含水后期变流线精细调整研究

针对双河油田某区块高含水后期局部区域形成优势流场、注水井注水效率低、油井含水率高、剩余油分布零散、开发调整措施效果差的问题,提出以集合法筛选确定高含水后期剩余油分类标准,定量划分一、二类剩余油的分布区域,并提出高含水后期储层变流线精细注采调整的方法,对该区块储层的流线进行调整,使原始流线旋转一定角度,进而挖潜零散分布剩余油。以该区块WH5-917、WH7-117两个典型井组所在储层区域为例,进行变流线精细注采调整,使流线转向原来未波及或部分波及的储层区域。自2014年12月变流线调整后,水驱至2016年9月,2个井组分别累计增油0.47×10~4、0.57×10~4t,油井平均含水率分别下降1.21%、1.14%,调整效果较明显。研究成果对同类油田优势流场治理以及剩余油挖潜具有一定的指导意义。

长关井、低效井精细挖潜研究

文章针对卫城油田长关井、低效井多,油藏整体开发效益低下的问题,开展了油藏构造、沉积微相、剩余油分布规律、长关、低效井精细挖潜技术及精细挖潜模式研究,明确了精细挖潜思路及挖潜对策。2012年对138口长关井、低效井实施精细挖潜,油田开发效果明显改善。

杨19油藏东部初期注水开发效果分析

绥靖油田杨19区块延9油藏东部自具有埋藏浅,砂层厚,岩性单一,边底水有限的特征,是以构造为主的岩性构造油藏。前期利用自然能量开发,地层能量下降迅速,为了实现油田稳产、高产,提高油田最终采收率,自2009年9月起对油藏进行注水开发,开发过程不断探索、不断精细注采调整,目前已取得了良好效果,并在调整过程中总结了一些经验,对西部油藏开发提供了理论上的依据。

卫城低渗油藏精细挖潜研究

卫城油田低渗油藏是复杂断块油藏,经历三十几年的高效开发,井况变差、事故井增多,注水调控效果变差,含水上升加快,连续四年递减居高不下,开发效果变差的问题,开展了精细构造解释研究、沉积微相研究、相控剩余油分布研究、控制递减挖潜模式研究及配套工艺适应性研究,明确了精细挖潜思路及挖潜对策。实施层间调控工作量116井次、平面调控工作量91井次及日常动态调配工作量186井次,油田开发效果明显改善。

杨19油藏东部初期注水开发效果分析

绥靖油田杨19区块延9油藏东部具有埋藏浅,砂层厚,岩性单一,边底水有限的特征,是以构造为主的岩性—构造油藏。前期利用自然能量开发,地层能量下降迅速,为了实现油田稳产、高产,提高油田最终采收率,自2009年9月起对油藏进行注水开发,开发过程不断探索、不断精细注采调整,目前已取得良好效果,并在调整过程总结了一些经验,对西部油藏开发提供了理论上的依据。

海上油田智能注水技术应用探究

胜利海上水驱油藏经过多年开发整体进入高含水开发阶段,油水关系更加复杂。平面非均质性严重,流线相对固定,剩余油有效动用难,水驱效率降低;纵向层间差异加大,吸水、产液结构不均衡,水淹水窜现象突出,单井产量下降;开发成本不断攀升,效益开发难度越来越大。实施精细注采、动态调控,是实现水驱油藏效益开发的重要途径。因此针对油藏生产数实时测试、生产状态远程控制开发需求,研发配套了有缆式实时测控分层注水技术,通过对注水井生产状态实时监测、快速精准调控及功能性测试,提升了油藏再认识及高效调控能力。

多样式注水在胡105块的应用

阐述了2008年度胡105块在精细注采上的具体实施办法。本文通过典型实例证明,对于复杂小断块注采管理,需针对不同井组的不同特点而采取不同的注水方式。通过这种多样式注水的应用,胡105块取得了显著成绩。

高含水油田优势流场识别调整研究

针对砂岩油田高含水后期油层优势流场严重发育,制约水驱采收率进一步提高的难题,应用层次分析与模糊综合评价结合数值模拟方法,确定了油藏平面各优势流场影响因素的权重大小,得到了小层平面流场的模糊综合评价值及不同强度流场区域的油水井对分布状况。对优势流场区水井减注、调层及补孔治理,对弱流场区欠注水井增注调整。应用该方法对V油田某区块小层平面的优势流场判断,其中优势流场区井对7个,强优势流场区井对5个。对存在于优势流场区中的12个井组进行水井减注、封堵调层、补孔、油井合理配产、封堵等工艺。对部分欠注水井增注调整,全区综合含水率下降了1.1%,累积增产原油2.2×10^4 t,取得了较好的高含水期剩余油挖潜效果。

港中油田南一断块高含水后期提高开发效果研究

港中油田南一断块为受构造和岩性控制的复杂断块油气藏,已进入高含水开发期,其纵向上合采合注,层间干扰严重,砂体动用程度不均,又因井况及地面原因,主力砂体大多已停采,断块处于低速低效开发阶段。2012年以来,结合油藏精细描述成果,对构造精细研究,并通过储层建模对单砂体剩余油分布进行研究,利用井网重建及精细注采调控措施挖潜剩余油。研究结果表明,断块日产油量由29.40t上升至126.40t,年产油量由1.19×10^4t上升至4.53×10^4t,提高采收率12%,增加可采储量82.00×10^4t。

类稠油区块综合稳产对策研究

类稠油油藏在特高含水阶段面临着含水上升快,注采矛盾突出,实现综合稳产困难的问题。本文针对类稠油区块原油粘度大,采出程度低的特点,通过单砂体展布规律研究、开展精细注采调控、扩大类稠油区块周期注水规模,实现控水稳油、加强对高产液高含水井治理以及优选压裂井等手段,取得了良好的综合稳产效果。

稳油降水措施在提高杏八九区开发效益上的应用

杏八九区块油田经过50多年的开发,目前已进入高含水后期,随着含水的升高和无效循环的加剧,带来产量递减、成本攀升和能耗增加等问题。通过低效井治理、精细注采调整、优化改造等措施,实现了区块有效开发,探索出了老油田提质增效新途径,实现年节电505.34×104kWh、节气19.2×104m3、年收益1.33亿元。不仅提高了开发效益,更为高效开发、持续稳产提供强有力的技术支撑,为油田持续发展奠定了坚实基础。

耿271长8油藏水驱开发特征分析及稳产技术研究

耿271长8油藏属于超低渗透油藏,储层物性相对较差,平均渗透率低(仅为0.39mD)。本文对油藏的压力、含水、见效及递减等开发特征进行了系统的分析和总结,同时在长8油藏开发实践的基础上,对精细注采调控技术、合理流压及工作制度优化技术、注采剖面调整技术进行了研究,在提高长8油藏开发水平的同时,为油藏的长期持续稳产提供了技术支撑。

留10X断块层间挖潜技术研究与应用效果评价

留10X断块包括东西两个开发单元,为提高东断块采收率,保证西断块高效开发,文章对留10X断块进行层间潜力挖潜技术研究。通过层间矛盾成因分析,针对层间渗透率差异、层间压力及含水率变化等原因形成的层间矛盾提出优化采油工艺,细化注采层系,缓解层间矛盾,实现降水增油,提高油藏采收率。

耿271长8油藏动态监测应用效果评价

耿271长8油藏属于超低渗透油藏,储层物性相对较差。通过应用油水井压力测试、示踪剂测试及水驱前缘测试技术,可以量化提供油藏内部压力场分布状况、水驱状况、油井见水方向、油水井平面连通状况等资料,通过资料分析后,在平面上持续开展注采调整、均衡平面压力保持水平;适时措施挖潜。同时通过综合应用吸水剖面测试,依据地质开发需求,逐井实施分层配注调整、堵水调剖措施,有效改变高渗层与低渗层的水线推进速度差,提高水驱效率。

魏岗油田四区Ⅴ断块特高含水期剩余油挖潜对策研究

综合利用井震结合、微构造趋势面法开展构造精细研究;在注采优势流线描述的基础上,通过注采井网矢量调整,提高水驱储量控制;通过矢量流线调整,扩大水驱波及,达到改善单元整体开发效果的目的。