分层注水井合理测试周期研究

目前油田分层注水井采用的是智能化测调联动技术,研究智能化测调合理的测试周期,对于密井网条件下实现严格控制注水量、提升注水管理水平非常必要。通过研究不同类型分层注水井的测调成果,分析影响测试周期的主要因素,利用统计数据建立经验公式,通过单井层段数和水嘴直径2项参数,确定单井的动态测调周期,对于提高分层注水质量,提高注水井监测水平具有重要的指导意义。     

油藏动态分析与分层注水技术在利8区块的综合应用研究

分层注水技术是维持油田稳产高产的重要手段,影响分层注水的因素有地质条件、开发现状和工艺措施等。研究选用RMsimple软件建立利津油田利8区块地质模型,根据数值模拟的结果,分析利8区块存在层间矛盾突出、水井细分程度低、地层压力下降等问题,提出油水井补孔,提高井间连通方向数,水井细分注水等措施。2014年5月,利用智能分采分注配水系统对利8区块3口水井实施分层注水,截止到2014年6月实现累计增油271.1t,平均单井日产油增加2.2t,起到了减缓层间矛盾、增加有效注水的效果。     

油田开发用水计量器具量值溯源的探讨

对油田开发用水总量计量器具的校准进行了阐述,研究探讨了注水井计量器校准中存在的问题,主要是注水井流量计数量多,且油田井站偏远、分散,使通过实验室标准装置进行校准比较困难,成为油田开发用水计量工作的瓶颈。为了解决日益突出的注水流量计校准和使用存在的问题,以同时满足大量开展校准工作和确保注水流量计校准的准确性为目标,进行了在线校准注水井流量计的一系列的试验工作。依据现有的技术条件,用超声波流量计比对法、标准流量计比对法、标准体积罐比对法3种方法进行了注水井流量计在线校准的探讨。     

A油田分层注水精细测调技术探讨

A油田属于特低渗透油藏,目前处于中高含水期,层间矛盾突出,随着油田“水驱精细挖潜”的推进,要求对分层注水井进行精细测调,提高分层注水合格率。对影响分层注水精细测调效果的主要因素进行了分析,主要是井筒水质、流量计与注水表对比误差、层段低配注及层间干扰等因素。为此,有针对性地利用个性化洗井技术和精细调试技术,并制定流量计与注水表水量对比误差控制技术规范。现场应用表明,采用上述措施后,明显改善了油田分层注水精细测调的精度和效率。     

利用综合技术提高注水井层测试段合格率

孤岛油田经历了细分层系、加密井网、强化提掖、低品位储量动用、扩大聚合物驱和稠油热采及后续水驱等开发阶段。随着油田的深度开发,造成储层物性发生显著变化,非均质增强,造成注水井测试成功率和测试层段合格率较低。结合孤岛的地质、工艺特点,开展了利用提高注水井层测试段合格率的系列研究工作。     

分层注汽管柱的研究与应用

河南油田浅层稠油油藏普遍存在严重的非均质性以及蒸汽吞吐开采过程中油层吸汽不均的现象,导致高渗透层动用程度高,中低渗透层动用程度低,影响油田的开发效果。为此研究了分层注汽管柱。该管柱可以实现不动管柱分层注汽,生产管柱与分层注汽管柱合二为一,减免了注汽管柱起下作业,减少了作业工作量,消除了作业过程中热能浪费。该技术的应用,可以限制高渗透层、动用程度高的油层的注汽量,增加低渗透层、动用程度低的油层的注汽量,增加油藏的动用程度,提高油藏的最终采收率。     

齐家北油田特低渗透储层吸水能力判别及改造措施研究

大庆西部外围地区齐家北油田特低渗透扶余油层具有埋藏深、厚度薄、砂体零散的特点,针对首次注水开发的油田注水井吸水能力低的情况,在了解储层微观次生孔隙发育特征的基础上,提取了反应储层物性的测井参数,并根据同位素资料确定注水井单层吸水能力,建立了单层吸水能力的物性参数界限标准,同时,提出了表征连通状况模糊综合判断因子,综合考虑储层物性和连通状况,对欠注井吸水能力进行了判别和分类。为确保特低渗透储层＂注够水、注好水＂,以建立有效驱替系统为根本,根据欠注井成因,有针对性研究了治理污染储层的高压酸化措施、治理物性差储层的水力深穿透与压裂结合的措施以及提压注水等改造措施。现场应用表明,周围油井见效明显,实现了特低渗透储层有效驱替,可以为同类油田的欠注井治理提供参考。     

喇嘛甸油田钻井地质风险识别及设计对策

喇嘛甸油田钻井中的地质风险分为地层异常高压、浅层气及气顶气发育、嫩二段及油层套损、井壁坍塌以及浅层套管腐蚀等5大类。这些风险导致钻井中时常出现油气侵、井涌以及井壁坍塌等复杂情况,部分油水井生产中油层套管损坏,浅层套管腐蚀。这些增加了钻井及生产成本。根据设计井与周围油水井和断层的位置关系,结合注采情况,识别出由于受断层遮挡、油层注采不平衡、注水井套损等因素引起的地层异常高压区;利用钻井录井中的油气显示,结合测井曲线划分浅层气以及气顶气区。针对存在的地质风险,提出了钻井地质设计中需采取的措施,为进一步指导钻井设计和施工风险控制提供了依据。     

分层系开发井网优化部署技术应用研究--以E区块A井区为例

A井区是由B断层和近北东向的C断层夹持的小断块。该断块以前一直归属于D区块进行开发,2015年通过井震结合重新落实构造,该断块仍处在大洼断层上升盘,与E油田主体同属一块。构造重新落实后,结合新建储层二次解释,该井区含油面积增至0.5km2,地质储量增至158×104 t。以前井区内共有9口油井,累计产油39.71×104 t ,采出程度较低（为25.1％）;井区仅有的3口注水井均位于断块边部,注采井网不完善,区块整体水淹程度较低,部分区域未水淹。针对上述问题,通过精细油藏地质体研究、精细量化剩余油分布特征研究及分层系开发井网优化部署研究,一次部署调整油井14口、注水井12口。在中东部区域优先实施直井2口,日产能力较高达（23.9t ）,取得较好的开发效果,为该井区分层系规模开发提供了依据。     

一种分层均衡注水新方法及其应用

针对多段合采生产井受储层非均质性以及注采驱替等影响易造成层间干扰强度大、驱替不均衡等问题,提出了一种分层均衡注水的新方法。以Buckley-Leveret非活塞式水驱油理论为基础,推导出不同时刻一注一采井网线性驱替时注水量与生产井出口端含水饱和度关系式。对于多层开采注水井来说,计算初始时刻生产井出口端含水饱和度,通过一定时间内,在总注水量不变的前提下,改变分层注水量,使得各小层生产井出口端含水饱和度相同,从而实现分层注水均衡驱替。并通过建立机理模型验证了分层均衡注水新方法是合理、可靠的。该方法在BZ油田进行矿场应用,2018年油田共实施7口井分层均衡注水,当年净增油0.81×10~4m~3,平均单井日增油12m~3,定向井网驱替不均衡问题得到一定改善。     

影响阿尔油田开发效果的因素及治理对策

阿尔油田属低渗透砂砾岩油藏,通过对该油藏开发特征的系统分析,找出影响开发效果的主要因素。储层的物性差、非均质性强等地质因素是其开发效果的决定性因素,同时部分井组注采比不合理以及分注井配注合格率低等开发因素也是造成目前开发现状的重要原因。针对存在问题开展合理注水技术政策研究,采取不同井区精细注水,配合相应的油水井措施,使阿尔油田产量快速递减及含水快速上升趋势得到控制,取得了较好的治理效果。     

低渗透油田水驱挖潜方法的应用及效果分析——以敖南油田为例

针对敖南油田低产低效井及高含水井多、措施增油难度大、注水压力上升快及欠注井多等矛盾，提出了减少低效无效循环，合理进行产液结构及注水结构调整的方法及原则，并对注采结构优化及产液结构调整过程中水驱挖潜方法的应用及效果进行了分析与评价。随着油田开发时间的延长，合理进行注呆结构优化、有效实施增产增注措施及科学引进控水增油新技术是提高低渗透油田开发效果的关键。     

分层注水井测调一体化技术在孤岛采油厂的应用

孤岛采油厂水井多采用偏心注水方式,分注井逐年增多,常规的水井测调方法劳动强度大,投捞次数多、测试效率低。为提高水井测调效率,采油厂引进测调一体化技术。仪器一次下井可完成所有层位的测试与调配工作,实现了边测、边调,地面可实时对井下监测、控制。该技术在孤岛采油厂取得良好的应用效果,有效提高了测调成功率,提高了测试层段合格率,能有助企业资源更优化配置。     

液控式可选层分层酸化工艺及配套工具研究

介绍了一种用于注水井的可选层分层定量注水与酸化工艺技术,该技术仅需在井口控制油管内的压力,即可选择性的对某一注入层段进行酸化,并具备常规分层调配注水功能。同时,为保证顺利实现前述功能,配套开发了一种液控式开关注入阀,利用轨道换向原理实现阀开启、关闭的选择性切换。该技术相对常规分层注水工艺,优势在于在不需要钢丝和电缆配套作业的条件下,可选择性地开启、关闭井下某一注入层的出液阀,实现特定层段的液体注入,满足分层酸化、测吸水注水指数曲线等措施服务。综合该技术原理,具有操作简单、快捷、作业成本低的优势。     

HRS氧化复合解堵技术在玉果油田的研究与应用

台北玉果油田针对高分子聚合物、地层微生物等堵塞地层导致的注水井欠注问题,引进了HRS氧化复合解堵技术。介绍了HRS氧化剂解堵原理、技术优点,评价了其氧化降解性能、杀菌性能、腐蚀性能,开展了酸液配方优选以及岩心驱替解堵效果评价。HRS氧化复合解堵技术在玉果油田应用7井次,有效率100%,平均单井日增注30.5m3,注水压力下降15.4MPa,有效期409d,降压增注效果显著,解决了玉果油田欠注问题。     

孤东七区中后续水驱井网调整方式研究

针对孤东油田七区中聚合物驱后剩余油分布更加零散,挖潜难度增加的情况,应用油藏数值模拟的方法,进行注采井网调整的可行性以及调整方式的研究。研究结果表明,孤东油田七区中后续水驱阶段通过水井抽稀、油井局部加密的方式进行井网调整,可提高采收率1．68％,有效改善油藏开发效果。     

安塞特低渗油田动态裂缝变化特征及其影响

安塞油田油水井人工裂缝方向单一,裂缝长度是动态变化的,且具有规律性,对油田开发有着重要的影响。研究裂缝动态变化特征对油田开发技术政策调整具有重要的意义。通过试井资料分析计算出注水井动态裂缝延伸速度和采油井动态裂缝闭合速度,并阐述了动态裂缝的变化对井网部署和单井产量有着决定性作用。认为井网与裂缝进行匹配优化,可以最大限度地发挥油藏潜力。周期性重复压裂,可以不断延长采油井人工裂缝长度,提高单井产量,改善开发效果。     

青海油田桥式偏心注水井调试及验封问题研究

阐述了桥式偏心配水器和双密封圈验封仪的工作原理,分析了桥式偏心注水井调试及验封中出现的问题仪器遇阻遇卡、流量测试曲线反应异常和验封曲线判断不准确等,并提出相应解决办法。现场试用表明,解决方案既节约了测试成本,又提高了测试成功率,可以为油田注水施工提供参考。     

龙虎泡油田高含水期水驱综合挖潜技术研究

位于松辽盆地中央坳陷区龙虎泡大安阶地的龙虎泡油田受储层纵向及平面非均质性影响,开发效果逐年变差,表现出油田含水上升速度加快,自然递减率上升的问题。为改善油田开发效果,应用数值模拟方法优化了不同剩余油类型的油水井对应调整方式,通过室内岩心驱替试验得到不同渗透率储层的合理注采调控参数。现场应用结果表明,采用水驱综合挖潜技术后,含水上升速度和自然递减率下降,注采剖面得到调整,提高了储层动用程度,取得了较好的施工效果。     

底水油藏流线模拟注水井组配注研究

流线模拟是一种辅助数值模拟方法,能够清晰直观地展示油藏流体在地下的流动状况。为了定量研究油藏注水井组配注量,应用ResAssist_C流线模拟软件,结合海外某一实际底水油藏进行了模拟研究,计算得出井组中注水井劈分系数及地层流体流动方向,再结合实际产量和优化出的注采比,提出一种用流线模拟劈分系数计算水井配注量的方法,与现场实际配注量进行对比分析,通过适当调整,得出最优配注量。由流线模拟得出水井配注量,可减少无效注水,提高了注入水利用率和水驱效率,为油田现场施工操作提供帮助和参考。