石场子油区长2油层水驱动用状况分析及综合治理

石场子研究区进入中高含水开发阶段,因低产、高含水等原因已累计关井130余口,部分井组油水井注采对应关系差,水驱储量动用程度低;部分井注水突进问题明显,影响水驱储量控制程度低,油藏整体表现为油井自然递减增大、含水上升率抬升的趋势,水驱状况不清楚,严重困扰了后期的油田稳产综合治理。本文以延长组长8油藏为目标,重点研究油藏水驱动用状况,评价注水开发效果,寻找开发中存在的主要问题,提出综合治理调整意见,指导油田稳产。     

甘谷驿油田唐157井区注水开发实践及效果分析

甘谷驿油田唐157井区油藏地质特征与储层特征研究表明井区长6油藏属于低渗透油藏,针对目前开发现状及目前存在的主要问题,通过已有井的动态资料研究单井产能、含水率变化及其油井产量的变化规律,对注采、井网系统、注水情况、水驱状况、动用状况及注水井的受效特征进行分析,综合评价了唐157井区的注水开发效果,为特低渗透油藏注水开发提供了可借鉴的经验。     

七厂葡南油田葡46区块潜力层分析

大庆外围油田已开发的低渗透油气田储量约5.65亿吨,共有油水井23800多口,是油田实现4000万吨稳产的重要接替区块,主要分布在裂缝不发育的扶杨油层,其埋藏物性已远远低于油田开发的三类储层标准。由于其低孔、低渗、低丰度、低流度的特点,压裂增产效果差、有效期短,注水开发难以建立有效驱动,经济效益差。低渗透油田储量要通过压裂才能得到有效动用。长垣油田纵向分布上百个油层,具有小层多、岩性复杂、储层以及隔层薄等特点,分层压裂难度进一步增大,储层动用难度越来越大。目前外围油田的剩余油分布越来越分散。而且外围油田压裂井选井选层的难度越来越大,压裂井条件越来越差。压裂井中二、三类区块的井数比例增大。压裂井中注水受效程度越来越低。重复压裂井数越来越多。     

绥靖油田杨19区延9油藏注水开发效果分析

杨19区延9油藏开采层位单一,自2009年注水开发以来,随着注采井网的基本完善,水驱储量控制和动用程度逐年增加,水驱特征曲线上表现为直线段越来越平缓,斜率变缓,水驱指数稳步增加,地下存水率上升,水驱波及体积增大,水驱开发效果持续变好。本文对油藏注水开发效果进行总结分析,为同类油藏的开发提供依据。     

陇东侏罗系油藏提高采收率技术研究

陇东侏罗系油藏处于"双高"开发阶段,套破井多,注采井网不完善,水驱状况差;剩余油分布零散,稳产难度大。本次研究采取多种手段研究剩余油分布规律:1多油层叠合区纵向上原主力层动用程度高,未动用的非主力层剩余油富集;2注水开发的层状、块状油藏剩余油平面上主要分布在边部低渗区、注水滞留区;纵向上主要分布油藏内部未水驱的微构造高部位;3边底水油藏剩余油分布受底水影响大,纵向上分布在油层顶部及构造高部位,平面上分布在隔层发育区、套破井连片区及边部未动用区;4分部范围小、厚度薄、数量多的小油砂体,由于注采井不完善,油层动用差剩余油富集。确定油田稳产确定潜力区,并开展不同时期不同油藏优化稳产技术研究,解决制约老油田稳产的矛盾与问题,提高对油藏的控制能力与储量动用程度,改善油田开发效果。     

商河油田低渗透油藏矢量井网转换研究

针对商河油田低渗透油藏开发过程中普遍存在的问题及剩余油分布特点,选取商13-4断块为研究对象,通过对该块油藏特征、剩余油分布特征的研究,进行了层系细分和矢量井网转换调整。采用了油水井排列方向与地应力方向平行的反九点注采井网,适时根据地层能量情况将反九点井网转换为排状注水井网,实现剩余油平面、层间均衡动用。通过矢量井网转换,区块水驱储量控制程度大幅提高,产量稳步提升、采收率增加,取得了较好的开发效果。     

欢26杜家台油层注氮气研究与应用

欢26杜家台油层于1980年投入开发,2008年大规模实施精细注水开发,实现了区块有效注水开发,最高日产油达到120t以上,由于注入水受重力影响较大以及纵向上油层动用程度不均等问题,高部位油井见不到注水效果,上部原油不能得到有效开采,纵向上动用程度低,导致区块水驱效果变差。为提高区块采收率,2013年8月在区块注采井网完善、连通程度高、地层倾角较高部位优选2个井组实施注氮气试验。目前两口井初步见效,实现阶段增油1304t,有效提高储层动用程度。     

塔3井区应用周期注水改善开发效果

敖古拉油田塔3井区是油水同层发育的低渗透油田,常规注水开发效果差。通过对周期注水机理及适用条件的研究,针对该油田的地质特征和开发现状,提出应用周期注水改善油田注水开发效果的方案。实施周期注水两年来,取得了稳油控水的良好效果。说明应用周期注水可以提高水驱波及体积,改善注水开发效果。     

提高马寨油田卫334块低品位储量动用程度研究

通过对卫334块开展三维精细构造解释、储集砂体空间展布规律研究,增加了新的可动用储量。实施新井井位6口,新建产能1.26×104t,年产油0.9×104t,共实施配套油水井挖潜措施4井次,通过整体开发调整,新增动用地质储量58×104t,储量动用程度由49%提高到100%,区块水驱控制程度由45.9%增加到78.0%,水驱动用程度由26.9%增加到51.5%,区块年产油1.05×104t,采油速度提高到1.05%。     

潜山油藏注水开发技术研究与应用

针对潜山油藏顶面构造识别难度大、裂缝预测难度大、非均质性强、直井注水开发效果不理想这一开发难点,进行了直平组合注水开发技术研究,对水平井各项参数进行了优化设计。现场实践证明直平组合注水开发潜山油藏能够有效减缓水窜、提高储量动用程度,对类似潜山油藏的开发具有重要指导意义。