面120区沙三中高温堵水技术研究与应用

面120区沙三中储层物性较好,属于八面河油田的优质热采单元,初期热采效果较好,但是边水活跃,水淹区块采出程度低,开发效果差。为提高水淹区开发效果,分别针对定向井、水平井的井型特征和水淹特征开展了多种高温堵水工艺试验。实施高温堵水热采后,综合油汽比达到1.0,取得了较好的经济效益和社会效益。     

八面河周缘水油藏高含水井热采机理及工艺优化

八面河油田面120区沙三中1砂组产出水性质为近井地带周缘水,对热采增产机理进行分析后的结果表明,温度升高带来的热力降粘和相渗变化是该类型高含水井热采取得较好效果的主要原因,同时注汽量优化和高温起泡剂辅助吞吐可以进一步改善热采效果.此类油藏热采工艺的成功运用,对类似出水稠油油藏的开发具有一定的借鉴意义.     

高渗透稠油油藏氮气泡沫驱现场实践与认识

八面河油田面14区沙河街组沙三上段属于高孔高渗透普通稠油油藏,受储层非均质性,注水、边水推进等原因,在油田开发过程中表现出含水上升快,产量自然递减快,采出程度低的开发特点。针对高渗透稠油油藏特高含水开发初期稳油控水,2007年开展了整体氮气泡沫驱现场试验,取得了显著的控水增油效果,投入产出比为1∶7.0。研究结果对于同类油田氮气驱提高采收率具有一定的借鉴意义。     

八面河油田面138区薄层稠油油藏蒸汽吞吐方案优化

统计分析认为,影响八面河油田面138区薄层稠油油藏热采效果的主要因数是油层厚度和油层渗透率。根据数值模拟的结果,对面138区薄层稠油油藏蒸汽吞吐工艺参数进行优化后,热采效果得到明显改善,单井注汽量减少,单井产量、周期油汽比和回采水率均得到提高。     

辫状河储层高含水阶段开发潜力研究

冀东油田高104—5区块Ng12、Ng13^1、Ng13^2、Ng13^3小层是辫状河砂体，层间隔层发育，边底水能量强，各层有独立开发井网。按层状构造边水驱油藏，则不能合理解释Ng12～Ng13^3小层间采出程度和采收率的巨大差异。通过刻画辫状河砂体内部非均质性，重点研究隔夹层对油水运移控制作用，认识到底水是长期决定开发效果的关键因素，边水是次要因素。生产过程中，Ng13^3小层以下底水沿区块中部无隔夹层区接替上升，驱动大量底部原油自下而上转移，上一层的油井采下一层原油，无隔夹层区域水洗程度高。边水沿主河道由区域边部侵入，形成窜流通道。底水和边水共同作用，形成了区块复杂的水淹模式。Ng12和Ng13^2小层由于顶部隔层更稳定，较Ng13^1和Ng13^3小层剩余油饱和度高，水淹程度低。提出以Ng13^2小层顶部泥岩为界线将层系重新调整为两套，针对上套层系边水、下套边底水侵入特征分别发展不同的高含水阶段挖潜技术。     

八面河油田面12区提高采油速度改善开发效果分析

胜利油田八面河油田面12区是典型的高粘、高渗、高孔隙度油藏。目前该区块平面、层间和层内非均质性严重,储量动用不均衡;主力油砂体水淹严重;井下技术状况恶化,开井数减少,注采井网不完善。沙三上段主要从控制自然递减率及降低综合含水入手,通过注水调整,层间、层内剩余油挖潜及非主力油砂体挖潜来改善开发效果;沙三中段目前存在的主要问题是综合含水高,下步工作重点是完善局部注采井网,控制综合含水;沙四段主要问题是油水井井下技术状况恶化,注水效果差,地层能量不足,日产油量下降,下步工作重点是完善注采井网,保证注水井正常注水。     

新疆准噶尔盆地西北缘九区齐古组稠油油藏吞吐后期剩余油分布研究

本文根据大量现场资料,立足于生产实际,针对准噶尔盆地西北缘典型的稠油油藏克拉玛依油田九区齐古组,并重点解剖了九5试验区,运用密闭取心,生产测试,动态分析,开发地震,数值模拟,随机模拟,开发地质分析等方法,总结了稠油水淹层特征,建立了一种稠油水淹层测井解释模型,分析了各种剩余油研究方法的评价效果,由点到面,由定性到定量,进一步认识了井间,平面,纵向的剩余油分布规律,该项研究成果有助于稠油油藏开发中后期油藏的调整,加密及改善注蒸汽热采效果,为同类油藏注蒸汽热采提供了借鉴和依据。     

海一块注水综合调整技术的研究与应用

海一块为层状边水普通稠油油藏,投入开发以来,不断加强注水工作,取得了较好的开发效果。随着油藏进入高含水开发阶段,受储层非均质性影响,平面、层间水淹状况差异逐年增大,剩余油分布日趋零散,注水开发调整难度逐年增大。通过分析开发矛盾,研究剩余油分布规律,在完善注采系统、注水井细分重组、整体调堵、动态监测、不稳定注水及合理量化采液强度等方面实施了有针对性的注水调整及配套稳产措施,保证了断块的持续稳产。     

高含水稠油油藏二次开发水平井生产特征研究

高含水稠油油藏洼38块东二段实施的10口二次开发水平井日产油曲线呈＂左偏正态＂分布特征,水侵强度不同,曲线的偏度和峰值不同,水侵越严重,偏度和峰值越小,水窜井甚至未出现峰值。根据生产特征的差异,将高含水油藏二次开发水平井分为弱水淹、强水淹、水窜三类。渗流机理研究显示,三类水平井开采特征的差异由水淹程度决定,弱水淹区部署的水平井生产效果最好,强水淹区水平井也能获得较好的开发效果,水窜区水平井生产效果差。因此高含水稠油油藏部署二次开发水平井要避开水窜区选择水淹程度较低的区域。     

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。     

水平井热采开发边底水稠油技术研究

稠油油藏受边底水的束缚和制约,开发过程中暴露出直井常规开采出砂严重、含水上升快、储量动用程度低、油藏采收率低等突出问题。针对边底水稠油油藏存在问题,开展边底水稠油油藏水平井热采开发技术研究,进一步改善油藏开发效果。通过深化油藏地质研究,剖析制约油藏开发的主要因素,应用先进的油藏数值模拟手段,研究并优化设计了热采水平井的...     

油藏数值模拟方法在复杂小断块油藏开发调整中的应用

八面河油田角5-23块为复杂小断块边底水油藏,具有含油小层众多、含油断块小的特点,早期钻井钻高点、打多层,多为多层合采,补孔措施频繁,经过近20年开发,油井高含水、层间出力状况差异大、剩余油分布复杂.为了进一步提高区块的采收率,尝试运用油藏数值模拟方法对该块进行了的剩余油分布研究.根据油藏数值模拟成果,研究制定了该块的...     

矩阵电导法测量湿饱和蒸汽干度的研究

在地下石油矿储中,除了较易开采的轻质油,还有许多不能直接开采的稠油,稠油油藏常用注汽热采的方式进行开采.蒸汽干度是稠油热采工艺中衡量湿饱和蒸汽品质的重要参数,对稠油热采效率有重要影响.提出了一种新的注汽管道内湿饱和蒸汽干度测量方法——矩阵电导法,并在此基础上结合水和蒸汽的热力学性质,建立了矩阵电导法测量湿饱和蒸汽干度的...     

海上带油环高含CO_2凝析气藏的高效开发

A油田东三段Ⅰ油组是带油环凝析气藏,其凝析气顶高含CO2、高含凝析油,油环跨度小,油柱高度低,边底水能量弱,以Eclipse数值模拟技术对该油田进行合理开发方式优选、开发井型井位比选及提高采收率措施评价,形成一套此类凝析气藏高效开发的模式.结果表明:对于弱边水高含CO2、高含凝析油的凝析气藏,循环注气保持凝析气顶压力开发是最为合理的开发方式;对于小跨度、低油柱高度的油环,水平井平行气油界面且距气油界面油柱高度处是最为合理的开发井型和井位;对于"趾跟效应"和储层非均质性引起的水平井非均匀流动,ICD(Inflow Control Device)控气避水技术是最为有效的减缓气水突进的措施.     

精细开发 提高面12区沙三上油藏采收率

通过精细油藏研究,认清面12区沙三上剩余油分布特点,细分流动单元,应用水平井技术挖掘正韵律厚油层顶部剩余油。     

新海27块二次开发技术研究

新海27块属厚层～特厚层边底水普通稠油油藏,原直井井网利用天然能量开发,受底水锥进、边水突进和管外串槽等因素影响,油井水淹严重,油藏长期处于低速低效开采状态,濒临废弃,一次开发最终采收率15．3％。针对一次开发过程中剩余油分布零散、直井冷采含水上升快等问题,精细开展二次开发前期研究,形成了包括测井二次解释、地质体精细描述、稠油底水油藏开采规律研究、水淹规律及剩余油分布规律研究等方面的一次开发综合评价体系,为二次开发提供准确依据。     

边底水砂岩油藏高含水期水平井加密技术

针对边底水发育的砂岩油藏高含水期底水锥进到上部层位、井筒附近剩余油潜力小、井间潜力大、注水动用难度大的矛盾,通过应用油藏数值模拟、计算边底水油藏水驱前缘技术,确定了底水锥进和边水舌进状况,提出剩余油分布特征研究技术、水平井优化设计技术、水平井配套技术,有效动用高含油部位,确保水平井轨迹沿油层顶部钻进,有效动用剩余油。     

蒸汽吞吐机理数值模拟与正交试验分析

目前蒸汽吞吐是稠油开发中最常用的生产方法,其开采机理主要为地层能量驱动、原油加热降黏、加 热改善油水相对渗透性、液体热膨胀和近井地带解堵。但是,关于各种机理对蒸汽吞吐贡献的大小问题却鲜有论 述。利用油藏数值模拟软件,采用正交试验分析方法进行研究的结果表明,这五种机理对吞吐采收率的贡献从大到 小的顺序为地层能量驱动、原油加热降黏、近井地带解堵、液体热膨胀和加热改善油水相对渗透性,并且前两者起决 定性的作用,是蒸汽吞吐能否取得较高采收率的关键。研究结果可指导设计人员高效地进行稠油油藏蒸汽吞吐开 发设计,同时可指导研究人员利用数值模拟软件对蒸汽吞吐进行数值模拟。     

胜利油田边际稠油油藏提高采收率方法研究

胜利油田陈家庄油藏是一个典型的稠油高渗透油藏 ,常用的热力采油无法大幅增加产量。通过开展深入细致的油藏地质研究和开发规律分析 ,根据剩余油分布规律研究 ,应用水动力学原理 ,加强注水工作 ,应用配套技术和精心的油藏管理 ,实现了油田年产油量稳中有升 ,综合含水稳定 ,油田开发效果明显改善 ,采收率提高 5 .6 % ,可采储量增加了 10 0× 10 4t