低渗透复杂裂缝系统油藏见水原因及调整方法

大庆外围低渗透裂缝性油藏储层发育天然缝、人工缝及注水诱发动态缝,受复杂裂缝体系影响,采油井见水类型多样,见水规律及原因复杂,加剧了措施调整难度。为了改善低渗透裂缝性油藏水驱效果,以CYG油田C45Z区块为研究对象,基于区块储层裂缝发育特征,划分单井见水类型,结合动静态数据,系统剖析见水规律及原因,为措施调整指明方向。通过措施调整,截至2021年3月,措施井组日增油1.0 t,含水率下降12.0%,阶段累计增油2051.6 t,初步形成分类治理措施调整模式。

长庆城壕油田西259区见水原因分析

长庆城壕油田西259区是2008年采油二厂的一个重点产能建设区块,区块储层物性差,微裂缝发育,投产初期暴露出见水早,见水快、部分油井投前水淹、产量递减大、注水不受效、稳产难度大的开发矛盾。本文针对油井见水早、见水快、投前水淹的现状,结合地质及开发动态特征从沉积演化、井网布置、注水方式、采液强度、加砂强度等10个方面分析了油井见水原因,并分析治理对策及效果评价,为后期油田开发提供相应依据。

塔河碳酸盐岩油藏见水原因及治理措施综述

由于塔河碳酸盐岩油藏储层的特殊性和非均质性,导致油藏见水的原因多样复杂,每年因油井见水导致产量递减占总递减15%左右。根据水锥机理,结合见水原因分析和见水前异常信号,塔河油田确定单井合理产能、优化单井工作制度,配合各种抑水锥技术等治理对策,延长油井见水时间,提高油田产量。

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。

西峰油田西41区块初期产水原因分析

长庆西峰油田西41区是采油二厂的一个重点产能建设区块,区块储层物性差,微裂缝发育,投产初期暴露出见水早,见水快、部分油井投产前水淹、产量递减大、注水不受效、稳产难度大的开发矛盾。本文从全区着手,进而针对单井产水动态,从产出地层水、注入水两种水型分别展开讨论,得出初期见水井区产水原因,为后期油田开发治理提供相应的依据。

西部某异常高压气藏气井见水预测方法研究

针对西部某异常高压气藏水侵特点,在精细地质研究、动静态资料综合分析单井见水原因基础上,对气井进行分类评价,由此划分单井见水风险等级,预测气井见水时间。

单井含水率拟合参数调整研究

详细介绍了单井含水率拟合过程中的参数调整方法。这些方法是在结合地质、动态和测试等相关资料,分析可能见水原因的基础上提出的,对相关工作具有一定的指导意义。

油井化学堵水技术在延长组油层应用与评价

针对油田延长组长2、长6和长10油藏的地质特征,研究不同地质特征区块油井见水原因及规律,优化筛选不同油藏油井堵水工艺技术体系,开展工艺矿场试验,提高油井稳油降水的措施效果,确保油田可持续有效开发。

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。

长庆油田微球调驱技术控递减

截至2023年7月3日,长庆油田开展的水平井找堵水技术现场试验,5年来已累计增油10万吨,水平井治水成效显著。水平井见水影响因素复杂。技术人员积极与采油单位对接,从油水井历史数据入手,结合区块地质条件、开发策略等方面寻找见水原因。同时,技术人员还从技术适应性着手,选择合适的管柱,寻找适用的工具,确保找堵水施工方案合理有效。