八面河油田面14区的综合调整措施及效果

八面河油田面14区为断块稠油油藏,油层出砂,渗透率差异大。为了解决产量递减快、注采井网不完善、储量控制程度低、注水井欠注等问题,采取加强地质综合研究、钻扩边井和调整井、强化注水系统和优化压裂工艺等措施,有效地改善了油藏开发效果。     

八面河油田面12区综合调整措施及效果分析

八面河油田面12区为断块稠油油藏,油层出砂、渗透率差异大。为了解决产量递减快、注采井网不完善、储量控制程度低、油井高含水等问题,采取加强地质综合研究、钻调整井和侧钻井、进行注水井注氮调剖等措施,有效地改善了油藏开发效果。     

注水开发油藏产量递减影响因素研究

以江汉油田注水开发油藏为研究对象,针对油区在高含水开发后期产量递减问题,采用油藏工程方法、室内实验及矿产统计归纳方法,建立了高含水后期递减模型,绘制了不同采油速度、不同采液速度下理论递减率图版,分析了采油速度、采液速度对自然递减率的影响。剖析马50井区的地质情况,提出了在高含水开发后期减缓产量递减的措施:完善注采井网,提高注采对应率;以注采调整为主要手段,调整平面产液结构。     

试井解释成果在安塞油田开发中的应用

为提高单井生产能力,保障油田稳产、高产,安塞油田加强了试井解释曲线和解释参数等试井解释成果在油田地层渗流特征定量描述中的应用。以安塞油田开发为例,从油层改造措施和注采调整入手,分析油田储层动态特征变化及与注采调整的相关性,提出措施效果及选井选层评价方法。结果表明,应用试井解释成果指导调剖、酸化、重复压裂、注采调整,能够为油田高效开发提供技术支撑。     

荆西油田陵76井区改善注水开发效果调整措施

陵76井区是江陵凹陷荆西油田主力生产区块之一,由于注水开发效果较差,油井产量递减快,含水上升快。为了改善注水开发效果,提出了一套开发调整措施,并进行了酸化解垢矿场试验,效果较好。     

八面河油田近年注水开发工作的实践与认识

八面河油田油藏类型多样,开发方式多样,其中注水开发储量占全油田动用储量的61%。近年来,为改善注水开发油藏开采效果,保持产量稳定,油田针对各区块注水开发中存在的问题,在面4区面5块、广北8块、面14区沙三上采取了完善注采井网,注水井注氮调剖,水井动态调水以及改善水质等方面的工作,初步取得了较好的效果。     

马王庙油田稳产潜力对策研究

马王庙油田已进入高含水开发后期,油水井井况差、注采矛盾突出、注采对应率低等问题严重制约了油田的开发调整。2013年该油田投产新井、老区精细化调整,开发工作取得了一定的成效,但主力砂体下降幅度大、地层压力保持水平低及油水井井况问题突出等仍然是开发中存在的主要问题。深入研究制约油田开发效果的因素及剩余油分布规律,提出了新区产能建设、综合调整老区的下步挖潜稳产对策,旨在为马王庙油田及同类油田的开发提供参考。     

哈国NB油田水驱水平井低产见水影响因素研究

哈萨克斯坦NB油田为被断层复杂化的背斜构造,油气水分布十分复杂。近两年,在大力加强油藏地质精细研究的基础上,积极推广应用水平井开发新技术,使注采井网中加密水平井技术在油田开发中的应用规模迅速扩大,并取得较好的开发效果,但是水平井含水上升快、产量递减迅速的问题日益突出。通过对油田投产水平井见水特征的分析,结合油藏地质特征,明确水平井低产高含水的主要影响因素有地层压力、储层横向突变、储层非均质性、水驱波及和部署方式等,并针对影响因素提出水平井部署建议,以确保应用水平井高效合理开发油田。     

八面河油田面4区面5块开发调整研究

以八面河油田面4区面5块开发调整为研究,精细研究地层层序、注采井网、数字模型研究剩余油分布,通过动用程度差、出力差油层和细分小层开采,完善注采井网、挖掘剩余油,达到降低自然递减,增油上产的目的。     

渤海油田稠油多元热流体热采有效期确定

根据N油田稠油热采井第一、二轮次实际动态数据,提出运用流温法和米采油指数法综合判定热采有效期。热采井定量评价结果显示,N油田第一轮次热采有效期平均为297 d,而实际开采时间为500~800 d。实际开采时间远超热采有效期,单井产能、流压递减速度快,地层亏空严重,供液能力不足,影响后续轮次开发效果。N油田热采井第二轮次实际生产时间超出了该轮次热采有效期,应转注第三轮次。     

王场油田潜四段西部注水开发实践与认识

王场油田潜四段西部从1998年开始,通过恢复动用部分地质储量、整体开发调整及滚动扩边,产量由107t上升到2005年的362t的历史最高产量,采油速度一直稳定在24%左右。值得注意的是裂缝的方向影响注入水的水驱方向和效率;井深、隔层薄、分层注水困难,致使多层合采的井区、物性差的层出力差。针对以上问题,在部署井网时,应考虑天然裂缝、人工裂缝的共同影响,早期强化注水,注水与采油同步进行,油井见水后,合理降低注采比和调整注水方式,提高采收率。     

浩口复杂断块油田开发后期调整研究

浩口油田经过三十多年的开发,油田大部分可采储量已被采出,主力油层水淹严重.结合沉积微相研究对油层进行细分层对比,重新认识浩口油田储层特征及分布规律,根据油水井的试油试采及生产情况分析油井的见效见水方向,研究浩口油田目前油层平面剩余油分布现状;根据产液和吸水剖面的测试资料,研究层间出力状况;通过运用地层精细对比,对浩口油...     

习家口复杂断块油藏高含水期剩余油挖潜技术

江汉油区习家口油田位于潜江凹陷西斜坡,蚌湖生油深洼陷以西,包括习一、习二两个区块。该区为一复杂断块油藏,投入开发已30多年,进入高含水开发后期,至"九五"末油田综合含水高达98%,已近废弃;但"十五"期间应用油藏精细描述技术特别是小层精细划分与对比和构造精细描述技术,研究剩余油分布规律,再结合大位移多靶点定向钻井技术挖掘断层附近及井间剩余油潜力,提高最终采收率,取得了很好的效果。     

三北油田开发效果认识及评价

三北油田经过30年的开发,已进入高含水开发后期,开采难度大。针对这种情况,建议:1、继续进行降压开采;2、立足于层间轮采,对长期开采同一层位井,适时调层改采;3、高部位井可恢复生产,改变液流方向,调整平面上井间干扰;4、在轴部等剩余油地区恢复三类井;5、采取化堵、卡堵水等措施,解决井层间层内非均质性。     

丰富川高含水特低渗油藏注水优化技术

丰富川油田为低渗透油藏，2002年开始对长2油藏进行前期注水先导实验，2003年基本实现全区注水开发，但全区开发效果不理想。综合含水率由2003年的25.0%上升到2015年的92.0%，进入超高含水开发阶段。该区主要面临的问题是裂缝性水淹水窜现象较为严重，油井含水率上升明显，单井产量低，油田产量递减快等。对全区进行了地质再认识，在对单砂体精细对比、完善注采井网、提高小层对应程度的基础上，一是提出了整体上大面积注水，局部上缓慢温和注水的注水方式，以补充地层能量；二是提出了采用两套井网，实现分层开采的方法，以扩大原始井距，解决层间矛盾；三是采取单井引效措施，以提高单井产量，最终改善全区开发效果。     

空气泡沫驱油技术在低渗透油藏中的应用研究

空气泡沫驱油技术在中高渗透油藏中取得了很好的应用效果, 但在低渗透油藏中的应用较少, 通过 文献调研对低渗透油藏空气泡沫驱增油机理和注入方式进行总结, 并结合室内实验以及现场试验对空气泡沫驱技 术在低渗透油藏中进行可行性分析。结果表明, 空气泡沫驱在高渗层的剩余油饱和度低于2 0%时, 泡沫液体系能够 很好地发挥作用, 封堵高渗层, 空气泡沫驱阶段驱替出大量低渗透层中的原油, 驱油效率由水驱阶段的8. 3 3% 升高 至5 0. 5 5%; 矿场井组含水率由9 8%下降至5 4%, 日产液量由3. 5m3 下降至1m3, 日产油量由0. 0 7m3 升高至0. 4 6 m3。空气泡沫驱在低渗透油藏开发中具有巨大潜力, 对同类油藏的增油控水具有一定的借鉴作用。     

辽河油田茨9区水平井开发方案预测

茨9区油藏为发育边水的中孔中高渗油藏,利用直井开发的弊端日益凸现,水平井开发可行性研究的论证认为,该区油藏部署水平井开发优势明显。在剩余油分布规律的基础上利用数值模拟的方法对茨9区进行水平井开发方案设计,确定了水平井开发的目的层位、水平井段方向以及长度,并利用数值模拟对开发方案进行结果预测,结果表明水平井开发从累积产油量以及含水上升情况等方面都远优于直井开发,综上为茨9区的进一步开发提出新的方向。     

八面河南区高含水期开发技术政策研究

八面河油田南区目前进入了特高含水开发阶段,层间差异日益严重,剩余油分布零散,井网适应性逐年变差,影响整个油藏开发经济效益的提升。针对这些问题,综合应用油藏动态分析、物理模拟、数值模拟等方法,对南区开发进行技术政策研究,确定了油田高含水期层系细分的原则,同时在综合研究的基础上,对以面五块为重点的南区进行层系调整、井网重组研究,编制南区综合调整方案和面五块开发调整方案,取得了较好开发效果。     

八面河油田开窗侧钻井挖潜技术应用——以面一区为例

八面河油田面一区经过20多年的开发,已经进入高含水期,由于储层非均质性严重,层间动用差异大,开发效果逐年变差,用常规方法进一步提高采收率难度较大,而利用开窗侧钻技术开发物性相对较差的高饱和度油层和零散剩余油取得比较好的开发效果,取得了良好的增油效果及经济效益。     

分注合采宋芳屯油田州16块葡、扶油层工艺技术

论述了宋芳屯油田葡萄花、扶余油层的地质特点 ,分析了对两套油层的合采状况 .结果表明 :在上部层段低流压时 ,对不同埋深、不同性质的两套油层合采是合适的 ,分注也是适宜的 .合采后 ,芳 2 48-12 6井葡萄花油层产量保持程度为当初的 6 9.4% ,扶余油层为当初的 2 2 .9% ,与单采相近 .仅 2个月时间 ,扶余油田产量提高了 8.5 5 % ,分注效果明显