完善注采井网经验交流
油田注水与注采井网
油田注水的原因： 补充保持地层的能量，补充能量，提高开采速度。 中国90%以上的油田需要注水开发，这与具体的沉积环境有关。天然能量充 足的只有1.3亿吨占2-3%，97%的需要注水开发。此外天然能量局限性大，发 挥不稳定，初期快，后期慢，采油速度小，采油效率低。 保护油层及流体性质。 提高驱替效率，降低生产成本。 便于开发调整。
特点： 适用的油藏范围广，油井见效快，采油速度高。井网不同，油藏的开发动态 以及最终的开发效果也不同。 主要分正方形井（美国，适用于强注强采）网和三角形井网两种（前苏联，驱 油效率高）。
根据油井和注水井相互位置的不同，面积注水可分为四点法面 积注水、五点法面积注水、七点法面积注水、九点法面积注水等。
局部密封局部开启 高压开启：在低压注水时是密封的，在高 压注水的情况下开启，即使地层压力再恢 复到原来的水平，此时的断层的性质是部 分开启或开启的。
切割方向最好不平行于断层,以及注水井排跨越断层的两边。
裂缝的存在与作用 1 裂缝的存在使一些本身不具备储集特性的岩石成为储集层。例如页岩、泥岩、花 岗岩等，由于构造作用的风化，可以形成裂缝，进而形成孔洞。例如四川的嘉陵江 统储气层即是这种性质。低渗透油藏也普遍存在裂缝。
0.403 0.402 0.401 0.399 0.398 0.396 0.395 0.395
0.526
0.523 0.522 0.52 0.518 0.516 0.515 0.513 0.513
0.384
0.382 0.381 0.38 0.379 0.377 0.376 0.375 0.375
0.604
kh 3) 边缘和内部的连通性能比较好，具有较高的流动系数 / 。
优点： 1) 无水采油期比较长，油水界面比较完整，水线推进比较均匀，无水采 收率比较高。 2) 比较容易进行调整，需要注水井少投资小。 缺点： 1) 注水利用率比较低。
断块油藏开发存在的问题与注采调整做法
断块油藏开发存在的问题与注采调整做法【摘要】断块油藏开发面临着诸多问题，包括物控范围和传统开发模式不匹配、油气杂质含量高导致生产困难增加、复杂的油藏结构导致开发困难、注采参数调整不当表现不佳、水驱不受控导致开采效率下降等。
为解决这些问题，进行注采调整是至关重要的。
通过合理调整注采参数和采用先进技术，可以提高开采效率，降低生产成本。
未来的发展方向是进一步深入研究断块油藏开发的特点，探索更有效的注采调整方法，为油藏开采提供更好的技术支持。
注采调整的重要性不言而喻，只有不断优化调整策略，才能实现断块油藏开发的高效、稳定和可持续发展。
【关键词】断块油藏、开发问题、注采调整、物控范围、传统开发模式、油气杂质、油藏结构、注采参数、水驱、开采效率、重要性、方法、未来发展方向1. 引言1.1 断块油藏开发存在的问题与注采调整做法断块油藏是指由于地层构造复杂、孔隙裂缝结构不规则等因素导致油田呈现出多块块状储层分布的油藏。
在开发过程中，断块油藏存在着诸多问题，需要进行注采调整以提高开发效率。
一。
由于断块油藏的非均质性，采用传统的均匀注采方法往往无法满足油藏内不同地质单元的开采需求，导致部分区块开采不充分，影响整体开采效率。
油气杂质含量高导致生产难度加大是断块油藏开发的另一个难点。
由于油田内油气杂质含量较高，易引起管壁结垢、堵塞等问题，影响产能的释放，增加了生产管理的难度。
复杂的油藏结构也是断块油藏开发困难的重要原因之一。
断块油藏内部地质构造复杂，地质单元之间存在着不同的渗透率、孔隙度等特征，要实现有效的开发需要针对性的注采调整措施。
注采参数调整不当也会导致断块油藏开发表现不佳。
注水量、注气量、注聚合物等参数的选择与调整直接影响着油藏的开采效率，错误的调整方式会导致开采效果不佳，甚至加剧油田开采难度。
水驱不受控也是影响断块油藏开采效率的因素之一。
在断块油藏开发过程中，水驱效应可能导致油藏压力过大、水油比偏高，影响采油率和产能释放，需要通过注采调整的方式加以控制。
加强系统管理及综合治理 提高低渗透油田注水管理水平
加强系统管理及综合治理提高低渗透油田注水管理水平【摘要】近几年，孤岛采油厂通过加强地面系统管理和工艺改造，确保了注水时率；对储层通过运用油层保护和改造技术、水井调剖、注采井网的补充完善、动态调整和间歇注水、分层注水、注水井转抽和注水水源优化等措施，改善了油田开发效果。
【关键词】注水井；注水水源优化；转抽孤一油藏经营管理区主要管辖着孤岛油田的中一区ng3、ng4、ng5、ng6、ng1+2、ng3-6、ng7-10、孤北一断块等八套开发层系，含油面积 16.8 平方千米，地质储量12308万吨。
共有59 座配水间，63座计量站；4 座注聚站。
截止到2007年8月，油井总井702口，开井545口，日液水平45654m3，日油水平2562t，综合含水94.3%；水井总井 319口，开井251口，日注水平45549m3，累计产油5150.8832万吨。
1.近年来注水开发综合治理情况近年来先后实施包括水井酸化、补孔、大修、分注等水井作业，改善了井况和开发效果。
1.1水井储层改造效果明显今年以来共增注13井次，统计12口增注井，油压降低到24mpa，注水量增至400m3，日增注337m3。
究其原因是水质改造后，酸化解堵见到了明显效果。
1.2不断完善注采井网，减少层内、层间矛盾，提高油水井对应率目前主要在井网不完善井组转注6口，共对应油井15口。
针对套损、管柱问题造成注采二次不完善，这部分井主要实施大修恢复。
如其中一口井转注两个月后注水见效，见效前日液3.8t，日油3.7t，含水2.0%；见效后日液8.3t，日油8.1t，含水2.0%，目前日液7.5t，日油7.3t，含水2.4%，累计增油1032t；今年一月份补孔1.3层后一直保持稳产至今，缓解了油井层间矛盾，油井含水下降，注水见效，日增油2.5吨，累计增油225吨。
针对有的区块层薄、低渗透、油井层间矛盾突出，在该块水井实施双管分注，解决井组油井层间矛盾，效果明显，含水下降到42.1%，日增油1.8吨，后期由于油井泵漏，检泵作业累增油仅58吨，影响了分注效果。
水平井注采井网和注采参数优化研究
水平井注采井网和注采参数优化研究田鸿照【摘要】水平井注采井网开发低渗透、薄层油藏可以增大注水量、降低注水压力、有效保持地层压力、提高油藏的采出程度.结合M油田油藏地质特征,应用数值模拟和经济评价方法对该油田的水平井注采井网类型、方向、排距以及转注时机与注采比等开发指标进行优化,达到经济、高效地开发目的.结果表明,水平井注采结构采用完全正对排状井网可获得较好的开发效果,优化后的井距为100 m,水平井与最大主渗方向呈45°夹角,注采井排距为300 m,地层压力水平在85％以上时注水保压,推荐注采比为1.0.研究方法和研究结果可为同类型油藏水平井注采井网部署提供参考依据,具有很好的借鉴意义.【期刊名称】《石油化工应用》【年(卷),期】2016(035)008【总页数】4页(P6-9)【关键词】水平井;注采井网;注采参数;转注时机;注采比【作者】田鸿照【作者单位】长城钻探工程公司地质研究院,辽宁盘锦124010【正文语种】中文【中图分类】TE32420世纪90年代，Taber最早提出了水平井注水技术［1］，并成功地经过了多个油田项目的论证［2-8］。
理论研究和油田实践表明，利用水平井注采井网开发低渗、薄层油藏可增大注入量、降低注入压力、有效保持油藏压力、提高单井产能和减少井数，进而提高油藏采出程度［9-11］。
2004年，Westermark［12］通过水平井注水案例分析认为，相对于直井注水，水平井注水更均匀、水驱效率更高。
2008年，李香玲等［13］在总结国内外水平井注水技术应用与研究的基础上提出，储层物性均质、低渗透、薄储层、稀井网且油水流度比低的稀油油藏更适合水平井注水开发。
此外，一些学者还对水平井井网类型、井距及注入量进行了研究［14，15］。
但是，在水平井整体部署中，对水平井注采井网类型、方向、排距以及水平井注采参数等研究较少。
M油田为薄层、低渗透油藏，采用水平井整体部署开发既要考虑整个油田开发的经济合理性和单井控制储量，井网不能太密；又要充分考虑注水井和采油井之间的压力传递关系，注采井距不能过大；另外还要最大程度地延缓方向性水淹和水淹时间。
断块油藏开发存在的问题与注采调整做法
断块油藏开发存在的问题与注采调整做法【摘要】断块油藏开发存在着诸多问题，包括油水混采导致的产液含水率过高、油藏压力不平衡引起的底水倒灌等。
为解决这些问题，注采调整显得尤为重要。
通过采用不同的调整原则和方法，如改变注采比、调整井网布局等，可以有效优化油藏开发效果。
以某油田为例，通过注采调整，成功增加了产量并降低了成本。
在优化开发方案方面，可采取提高采收率、增加油藏采收、降低生产成本等措施。
对断块油藏开发的未来发展和注采调整的重要性进行了再次强调，强调了其在油田开发中的关键作用。
通过注采调整的实施，可以提高油田的整体开发效率，实现可持续发展。
【关键词】断块油藏开发、注采调整、问题、原则、方法、案例分析、优化开发方案、效果评价、发展、未来、重要性。
1. 引言1.1 断块油藏开发现状断块油藏是指由于地质构造、油气运移等因素造成的油气藏局部分隔的油气藏。
断块油藏开发一直是石油行业面临的一项重要挑战。
断块油藏开发面临着以下几个主要问题：1. 地质条件复杂：断块油藏通常具有多重构造、多层储集等复杂地质条件，导致开发难度大。
2. 资源浪费严重：由于断块油藏内部分隔严重，部分区块产能得不到有效利用，导致资源浪费。
3. 存在油气剩余较多：断块油藏往往面临油气剩余较多的情况，如何有效提高采收率成为关键问题。
4. 投资成本高：由于地质条件复杂，断块油藏的开发需要投入大量资金，投资成本高昂。
解决断块油藏开发存在的问题，提高产能和采收率，对保障国家能源安全和提高石油综合开采效率具有重要意义。
通过注采调整等方法，可以更好地优化开发方案，提高断块油藏的开发效率和经济效益。
1.2 注采调整的重要性注采调整是断块油藏开发中至关重要的环节，其重要性主要体现在以下几个方面：注采调整可以有效提高油水分离效率，进而提高油田的采收率和产量。
通过合理调整注水和采油井的位置布局和注采比例，可以有效减少水驱过程中的错层等问题，提高油藏的开采效率，降低开采成本。
油田油水井套损规律及对策
78油田作为我国能源供应的重要场所，在国家能源供需紧张的情况下，极大增加了油田设备的运行压力，长时间、高荷载的工作机制，必然令设备的磨损程度增加，降低机械采集设备的生命周期。
套管作为油田采集的重要连接环节，一旦套管发生损坏，油井将难以正产生产。
当套管内部压力与外部压力相差较大时，将产生区域泄漏、低渗水的严重现象。
为此，必须找寻出油田系统中套管损坏的相应规律，然后制定出相应的解决方案，为油井正常生产提供有力保障。
一、套损规律解析套损是油田生产质量降低的重要因素，按照套管性能与变化程度来看，大致可分为变形期、破裂期、错段期与破漏期四种。
变形期主要是指套管的形状超出预设的弹性范围，如长时间维系变形状态，极易造成区域大面积破损的严重现象；破裂期是一种基于变形期的突发性状态，当套管无法承受住形变压力，则将令套管设施产生损坏；错段期是指套管本身受到较大的形变力，如水平方向所受到的剪力，套管易形成水平错段，当然也伴随着一定的形变效应；破漏期则是由套管自身质量问题所引起的破漏现象。
套损井与油田内所处的土壤性质也具有较大的关联现象，在套管使用年限的基础上，土壤将对套管设施造成严重的侵蚀现象，如塔里木油田所处地基的碳酸盐地质、吉林油田的偏碱性地质等，都将对套管的外部形成一定侵蚀作用。
为此，必须针对套管所处的工作环境制定详尽的解决方案，依据地质环境、工作特性等找寻套损井的破损规律，然后制定出相应的管控对策，提高油田丼的工作性能与产量，为企业及社会供应提供基础保障。
二、油田油水井套损问题的解决对策1.加强套管设施的硬度。
套损井属于地下类机械设备，在油田前期开发设计中，应先对地质特性以及机械结构在地表环境中所受的作用力进行分析与核定，然后在依据相应的受力参数，设计出合理的油层段套管。
在实际测试过程中，是以力学参数为重要载体，对套管井筒在地质中的聚合力及内应力进行逐项测定，当管体表面的应力与外挤强度呈现出均衡状态时，才可保证套管设备本身的受力处于相对稳定的情况，进而依据参数信息制定出完整的解决对策。
老油田“3+2”大幅度提高采收率技术内涵、机理及实践
第31卷 第1期2024年1月Vol.31， No.1Jan.2024油 气 地 质 与 采 收 率Petroleum Geology and Recovery Efficiency 老油田“3+2”大幅度提高采收率技术内涵、机理及实践杨勇1，曹绪龙1，张世明2，曹小朋3，吕琦2，元福卿2，李绪明1，季岩峰2，赵方剑2，孟薇2（1.中国石化胜利油田分公司，山东 东营257001； 2.中国石化胜利油田分公司 勘探开发研究院，山东 东营 257015；3.中国石化胜利油田分公司 东胜精攻石油开发集团股份有限公司，山东 东营 257000）摘要：传统方式的化学驱项目一般采取“2+3”的协同方式，也就是先通过水驱井网调整一次到位，再实施化学驱，受剩余油认识和预测精度的影响，会出现部分低产低效井，化学驱含水谷底平台期短，提高采收率幅度有限。
为此，胜利油田通过基础攻关和探索实践，创新提出了化学驱与动态优化调整加合增效的“3+2”大幅度提高采收率技术，该技术是指在化学驱过程中，充分发挥和利用驱油体系扩大波及体积、提高驱油效率、调整动态非均质性的特点，主动培育、壮大动态剩余油富集区（“油墙”），适时井网调整、重构流场、均衡注采，高效动用、采出“油墙”，最大程度延长化学驱含水谷底平台期，实现三次采油和二次采油（“3+2”）适配优化、大幅度提高采收率的目的。
通过大量物理模拟和数值模拟研究，明确了“井网-驱油剂-剩余油”适配优化提高采收率的机理。
该技术在胜坨油田二区东三段5砂组进行了应用，通过优化“3+2”井网调整方式、驱油体系和注入参数等，预计区块含水谷底平台期从3 a 延长至8 a ，最终采收率为60.5%，比原方案采收率再提高7.5百分点。
该技术是老油田大幅度提高采收率的关键技术，可以为中外同类型油藏延长化学驱见效高峰期提供指导和借鉴。
关键词：化学驱；动态优化调整；见效高峰期；加合增效；大幅度提高采收率文章编号：1009-9603（2024）01-0054-09DOI ：10.13673/j.pgre.202310044中图分类号：TE357.46文献标识码：AConnotation ， mechanism ， and practice of “3+2” significantlyenhanced oil recovery technology in mature oilfieldsYANG Yong 1，CAO Xulong 1，ZHANG Shiming 2，CAO Xiaopeng 3，LÜ Qi 2，YUAN Fuqing 2，LI Xuming 1，JI Yanfeng 2，ZHAO Fangjian 2，MENG Wei 2（1.Shengli Oilfield Company ， SINOPEC ， Dongying City ， Shandong Province ， 257001， China ； 2.Exploration and DevelopmentResearch Institute ， Shengli Oilfield Company ， SINOPEC ， Dongying City ， Shandong Province ， 257015， China ；3.Dongsheng Jinggong Petroleum Development Group Co.， Ltd.， Shengli Oilfield Company ，SINOPEC ， Dongying City ， Shandong Province ， 257000， China ）Abstract ： Traditional chemical flooding projects typically adopt the “2 + 3” combination ， which involves adjusting the water flood ‐ing well pattern before implementing chemical flooding. Due to the limitation in understanding and predicting residual oil ， this method often leads to some low-yield and inefficient wells ， and the low water cut period of chemical flooding is short ， resulting in limited improvement in oil recovery. To address this ， Shengli Oilfield innovatively proposed the “3 + 2” technology for signifi ‐cantly improving oil recovery through fundamental research and exploratory practice. This technique involves using the oil displace ‐ment system more effectively during chemical flooding to expand the swept volume ， increase the displacement efficiency ， and ad ‐收稿日期：2023-10-26。
曲104北带复杂断块油藏完善井网调整研究
曲104北带复杂断块油藏完善井网调整研究摘要：曲堤油田曲104北带为构造—岩性控制的多层复杂断块油藏，区内断层纵横交错，纵向含油小层多，储层分布不均匀，给油田开发带来巨大困难。
自1995年开发以来，注采井网不完善、层间矛盾突出等进一步制约了开发效果的提高，目前区块平均单井日液水平12.4t/d，综合含水85.8%，采油速度0.42%。
本文在精细地质研究基础上，立足注水开发，着力完善注采井网，综合运用细分层系、立体开发等方法，“一块一案”部署调整方案，预计调整后油藏采收率提高4.6%。
关键词：复杂断块油藏；完善井网；细分层系；立体开发1 曲104北带基本情况曲堤油田曲104北带构造上位于曲堤鼻状构造的西北部，南以曲104断层、北以夏口和曲15断层为界，地质储量371.9×104t，油藏埋深1614-2580m。
区内断层纵横交错，将全区分隔为34个含油断块，含油面积均小于0.4km2。
主要含油层系沙四段，包括8个砂组，121个含油小层。
平均空气渗透率47.3~136.3×10-3μm2，平均孔隙度18.5~22.1%。
地面原油密度0.85~0.92g/cm3，地面原油粘度9.7~95.3 mPa•s[1]。
自1995年9月投入开发，目前共有总井36口，其中油井29口，开25口，日液水平309t/d，日油水平43.9t/d，综合含水85.8%，动液面1167m，采出程度11.2％；注水井7口，开3口，日注水平55m3/d，累积注采比0.43。
2 开发效果评价（1）层系井网评价：曲104北带沙四段分为8个砂层组，目前采用一套层系开发，渗透率级差7.8，各小层动用状况差异大，层系适应性差[2-3]。
平面井网状况不同，西、中部6个断块采用不规则点状井网局部投入注水开发，占总断块数的17.6%；东部极复杂断块采用天然能量开采，地层压降6.9MPa，压力保持程度63.3%。
全区井网密度11.4口/km2，平均井距184m，单井控制储量10.3×104t，水油井数比1：4.1，注采井网不规则、不完善。