低渗、特低渗油田注水开发见效见水受控因素分析——以鄯善油田、丘陵油田为例

以特低渗的鄯善油田和丘陵油田为例,对特低渗油田注水开发见效见水受控因素进行了分析,研究表明:1特低渗油田注水开发见效见水的控制因素有砂体的连续性、储层的物性非均质程度、射开层数、注采比及地层压力情况;2地饱压差低的特低渗油田,注采比及地层压力情况是注水见效见水的首要控制因素,这类油田应尽早注水保持地层压力;3在某一物性范围内,物性非均质程度比物性好坏对特低渗油田注水见效见水的控制作用更为突出。这一研究结果对同类油田生产具有一定的指导意义。

盘古梁长6油藏见效见水特征分析

盘古梁长6油藏是一个特低渗、低压、低丰度的"三低"岩性油藏,天然微裂缝和人工压裂裂缝发育,随着开发的不断深入,油藏进入中含水开发阶段,含水上升速度加快,主侧向井矛盾加剧,持续稳产难度加大。结合油藏地质特征与生产特征,该油藏见效特征规律分3种类型(上升型、稳定型、见水型),以见效稳定型为主。见水特征规律为大部分油井含水处于较低水平,产能较高,但伴随着含水率的升高,单井日产油量逐渐减小,且下降幅度较大。分析见水原因主要包括:裂缝沟通造成主向井含水快速上升;高渗带的影响;由于物性不均造成水驱不均,导致油井见水;中部高采出程度井含水上升;产液强度偏大造成含水上升。通过研究中含水开发阶段的见效见水特征并制定相应的治理对策,对油藏持续稳产具有重要意义。

低渗透油藏正方形反九点井网见效见水关系研究

为了解决注水开发油藏见效与见水之间的定量关系问题,基于低渗透油藏油井见效时间及见水时间规律,推导出了低渗透油藏正方形反九点井网油井见效时间(速度)与见水时间(速度)的关系式。以鄂尔多斯盆地实际生产数据为对象,给出了计算分析结果:相同条件下,见效时间小于见水时间,而见效速度大于见水速度;见水时间与见效时间成正比,见水速度与见效速度成正比,见效快就意味着见水快;而且随着与注水井距离的逐渐增大,在某两处会出现见效时间与见水时间的比值、见水速度与见效速度的比值达到最大值的现象,在井网部署时应尽量避开这两处,在开发政策优化时应充分考虑这一点。该研究为低渗透油藏注水开发方案的设计及开发过程优化调整提供了理论依据。

合水油田庄9长8油藏见效见水特征分析

合水油田庄9区随着开发时间延长,受储层非均质性及多层位多井网开发等因素影响,平面、剖面矛盾日益突出,稳产难度变大。本文结合储层物性、裂缝展布、开发井网、渗流规律、注水政策等因素分析油藏各单元见效见水特征。认为见效类型动态曲线特征主要表现为四类,见效主要位于矩形井网、菱形反九点区,见水原因主要表现为4类,为下步低产井治理提供了依据。

低渗透油藏见水见效浅析——以安塞油田杏河区为例

安塞油田杏河区"三低"油藏注水开发后部分区域出现油井见水见效等情况,结合油藏特征和储层物性对区块进行研究,通过分析油井见水见效动态特征和影响因素,本文提出了解决油井见水见效的措施,以期达到稳油控水和提高开发效果的目的。

镇北油田X287区长8油藏见水规律浅析

通过对镇北油田X287区长8油藏地质及开发现状分析,进一步认识受裂缝控制井的见水特征,对主向井控制含水,提高侧向见效程度;根据裂缝方向,对相应的水井进行调配、通过合理上提泵挂,控制产液,减少生产压差等措施,达到改变水驱方向,控制含水上升速度的目的,为油田的长期发展奠定坚实的基础。

宝塔油田唐114区块长6油层油井见效特征分析

宝塔油田唐114区块长6油层为典型的低孔-特低渗透岩性油藏,油藏油水两相渗流区狭窄,等渗点约为0.1×10^(-3)μm^(2)左右,且油藏天然能量不足,进而导致原油不易流入井筒。因此,在生产过程中需进行压裂投产并补充地层能量以保证油井高产稳产。唐114区块于2012年开始全面实施注水开发,根据注水前后生产特征及油藏地质情况分析,唐114区块油藏油井见效特征为见效增油型和见效见水型两种。油井见效程度较低,仅为43.3%,见效周期普遍较长,平均568天。经过研究认为见水原因主要为:沿裂缝、物源方向,水线推进速度较快;局部高渗带区域,由于差异压实作用导致储层非均质性强,水线沿高渗带窜进;其他方向,水线进度缓慢。通过油井见效特征分析,对区块下一步注水措施调整治理指明了方向,为宝塔油田稳产上产奠定基础。

丘陵油田陵二西区三间房组油藏注水开发动态特征

为解决吐哈盆地丘陵油田陵二西区三间房组油藏注水开发中存在的油井压力低、产量低、含水上升快和水井注水压力接近油层破裂压力等一系列问题,利用动态分析方法,对该区块注水开发动态特征进行了深入分析。结果表明:该区块油井具有单井多层、单层单向受效的特点,见水呈单层单向和双层双向两种方式。见效时间与见水时间有一定的正相关关系,当见效时间太短或太长时,都可能在见效后短时间内就见水;当见效时间为8～14month时,油井见效后过较长时间才见水。游离的小气泡所产生的气阻效应不应忽视,它可能是造成目前生产中存在问题的主要因素。油田动态特征还受砂体沉积相环境、构造、射孔、砂体的展布方向及储集层物性因素的影响。

行列式注水油藏注水规律研究

针对行列式注水开发油藏油井见效见水方向难以判断的特点,本文以某该类型油藏为例,首先在油藏中建立油水井间系统,然后采用灰色关联分析理论对油水井生产资料之间的关联度进行计算,判断影响油井的主要水井,再使用动态分析法加以判断。通过研究多个单井实例证实,灰色关联分析理论不仅可对动态分析结果加以论证,而且在资料缺乏的情况下,也能准确对油井见效见水方向作出判断。

西峰油田水驱规律再认识

西峰油田为典型的裂缝性油藏,裂缝发育导致油井水淹,长期治理但始终未获得有效突破,结合生产动态、油田试井等资料综合分析,对西峰油田主力区白马中、白马南、董志等见水见效特征进行再认识,对前期治理对策进行再评价,总结出提高油藏开发水平的适用对策。

长庆不同类型油藏开发规律研究

以油藏地质特征为依据,将长庆低渗透油藏划分为低渗透、特低渗透、超低渗透、致密油四种不同类型油藏,并系统研究了不同类型油藏的开发特征和开发规律,包括压力系统变化特征、见效见水特征、产量递减变化规律和含水上升规律,明确了不同类型油藏开发过程中存在的主要矛盾,为制定不同类型油藏稳产对策提供技术支撑。

影响安塞油田侯市区东部动态特征的地质因素剖析

本文从油井的试油结果、初期产能、单井生产状况、见效见水特征、注采对应关系、水驱油运动规律及剩余油分布特征等方面对影响侯市区东部动态特征的地质因素进行了剖析。研究表明:当注采井分布在有利相带时,往往试油产量高、油井见效快见水也快,否则较慢;储层地质特征是影响水驱油运动规律及剩余油分布特征的主要因素,注入水往往在平行于古水流方向、河道的主体带推进速度较快,研究区目前孔隙渗流区水淹井的来水方位几乎均平行于古水流方向;垂直或斜交于古水流方位、非有利相带将是剩余油的富集区域;储层裂缝的存在也严重地控制了注入水流向,注入水沿裂缝方位窜进,其他方位将是剩余油富集的主要区域。