深层高压低渗油藏提高采收率技术研究

针对中原油田文88块深层高压低渗油藏储层发育不稳定,采收率低的开发难点,文章以单砂体沉积微相研究为基础,通过沉积相约束下的合理层段组合、注采井距、注采井网的合理配置研究、相控剩余油挖潜研究,并选择适应高压低渗透油藏的配套工艺技术等开发实践,开展深层高压低渗透油藏提高采收率技术研究,探索高压低渗透油藏提高采收率的有效途径。     

低渗油藏卫360块沙三下精细描述及应用

针对卫360块沙三下渗透率低,注采井距大,水驱动用程度低的问题,对该块进行油藏精细描述研究。具体提出油田稳油控水对策,制定调整挖潜方案,有效地解决油田开发中存在的主要矛盾,实现油田稳产,提高采出程度。     

文33沙三上低渗透油藏合理井网密度的计算

文33沙三上油藏是低渗透油藏,由于注采井距过大,注水开发效果差,采油速度仅0.27%。通过影响低渗透油藏合理井网密度的技术因素、储层的渗流条件法、数值模拟法等不同方法对该油藏合理井网密度进行了研究、论证。实施后,采油速度上升了2.49个百分点,提高采收率21.2个百分点,成功实现了低渗透油藏的注水开发,证明了200~250m注采井距是该油藏的合理井距,所用计算方法是正确的。     

利用老井进行井网重组有效提升低效单元开发水平

夏52块沙三中1-2单元为典型的低渗透油藏,开发初期由于单层储量较少等原因未细分开发层系,大段合采合注,层间矛盾和平面矛盾日益突出,含水上升快、产量递减逐年加剧.近年来针对该单元存在的问题和潜力进行了层系细分和井网重组尝试,有效完善了单元的注采井网、缓解了层间矛盾的影响,在能量恢复、油井注水见效情况下进行了合理的井筒挖潜,扭转了产量递减局面,取得了较好的开发效果.     

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。     

文南油田文72块沙三中高温、高压低渗透油藏注天然气提高采收率研究

针对东濮凹陷高温高压低渗、特低渗油藏开发难度大 ,水驱动用状况差、单井产能低等特点 ,选择了文南油田文 72块沙三中油藏开展贫气非混相驱提高采收率研究 ,进行了室内实验研究和油藏数值模拟研究 ,研究结果表明文 72块沙三中油藏最小混相压力为 47.1 MPa,在目前地层条件下可达到近混相 ,针对深层低渗透油藏开展注贫气近混相驱 ,可大幅度提高采收率 ,注天然气驱的最大注气压差是注水 0 .48倍 ,可通过注天然气驱实现深层高温高压低渗难采油藏的开发     

低渗透油藏开发特征研究

胡五块沙三上4中1.2为典型的低渗透油藏,通过实际油藏开发,总结出了该油藏具有的四个典型特征,对类似油藏开发具有重要的指导意义。     

东辛油田某区块剩余油分布与潜力分析

随着油田勘探开发程度提高,低渗透油藏开发地位越来越重要。低渗透油藏在探明储量的比重较大,并且在原油产量中所占比例越来越高,因而开发潜力大。东辛采油厂营某区块沙三段油藏含油面积10.2km2,地质储量1248×104t,占东辛采油厂低渗透储量的63.3%,是东辛采油厂最大的低渗透开发管理单元,其各区不同的网井距、储层物性、井开发方式具有代表性,因此选择该区块低渗透油藏开展精确剩余油分布和挖潜分析,对于提高低渗透油藏的开发有着重要的指导意义。     

缝网压裂技术在低渗透油藏应用效果浅析

低渗透油气藏在我国油气勘探开发中的地位日益重要,大庆外围低渗透油田A区块开发过程中暴露出注水压力高且上升速度快,注采井距过大,油水井难以建立有效驱替,油井受效差等矛盾,针对这些矛盾我们在A区块M井组进行缝网压裂试验,探索提高低渗透油藏单井产量的有效技术措施,以期为我国低渗透油田开发过程中挖潜增效提供参考。     

滩坝砂特低渗透油藏小井距注水开发技术——以东营凹陷博兴洼陷樊144块为例

樊144块含油层系沙四上单砂体厚度大,分布稳定,平面连通性好,弹性开采产量下降快,为提高低渗透油藏储量动用程度,因此在该块实施小井距注水的开发先导试验。通过对注采比、注水方式和生产压差的优化,小井距注水试验开展三年多来,单井液量、油量均远远高于弹性开采井区,各项指标按照注水前预测效果运行,解决了特地渗透油藏"注不进、采不出"难题,实践证明此项目为该类油藏的开发提供了科学的技术指导,达到了预期的目的,可在同类油藏中推广应用。     

大芦家沙二下开发后期井网调整

大芦家沙二下属深层低渗透油藏,因构造复杂,井网严重不完善,产能相对较低,经过30多年的开发,一直处于低速低效开发状况。针对该块构造落实程度低、地层能量低、储量动用程度低,做了大芦家沙二下的整体精细地质描述工作。通过深入油藏地质综合研究,运用油藏工程、动态分析等技术方法在搞清构造、储层特征及剩余油分布规律的基础上,深入开展了油藏调整潜力研究,进行综合调整,完善注采系统,提高采收率。     

卫43块沙三中3—4低渗透油藏开发部署

随着勘探开发程度的深入 ,渗透率大、物性好的油藏已基本开发 ,且进入到开发后期 ,因此 ,开发好低渗透油藏将是今后增储上产的重要任务。本项目在综合研究地震、钻井、测井等资料的基础上 ,对卫 43块沙三中 3- 4低渗透油藏地质特征进行了精细研究 ,针对其储层复杂、物性差、产能低等特点 ,采取整体部署 ,分批实施 ,逐步完善的原则 ,部署了卫 43块开发方案 ,使卫 43块正式投入开发     

文33块沙三上难动用储量高效开发

文33块沙三上油藏位于东濮凹陷中央隆起带文留构造的西南部，针对该油藏埋藏深，物性差，井距大，注水压力高，吸水能力差，井网储量控制程度低，储量动用状况差，层间差异大，长井段合注合采不适应开发需要等问题，1996年以来，综合运用多种手段对油藏精细描述，在重新认识油藏特征的基础上，对油藏进行开发层系的组合方式、合理井网密度、储层改造技术研究和注水井吸水能力研究、先导试验等一系列研究，并依据研究结果，对油藏实施细分开发层系、缩小井距、加密井网、整体调整、滚动扩边等针对文33沙三上难动用油藏的做法，取得了较好开发效果。     

油田开发中后期剩余油挖潜方法

文95块已经进入高采出程度高含水的开发中后期,针对该油藏层间矛盾突出,储量动用不均的状况,通过细化剩余油认识,以沙三中油藏为重点,通过立体层间精细调整来全面优化重组剩余油相对富集的二类层井网,提高储量动用程度.同时,兼顾文95块沙一下、沙二下、沙三上、沙三下油藏,采取上下连动的方式充分挖潜文95块剩余油潜力,改善油藏开发效果.     

低渗透油藏储层改造技术研究

文南油田文33块沙三上属于低渗透难动用油藏,通过储层改造研究,应用压裂技术改善储层渗流条件,提高单井产能。该方法对于低渗透油藏储层改造具有借鉴意义。     

低渗透油藏开发技术研究

随着经济的不断发展,石油资源的需求量也在不断的增加,常规的高采收率、高质量的油藏不断的被开发殆尽,因此需要研究开发一些非常规的油藏资源,其中低渗透油藏就是目前研究开发的主要方向之一,由于低渗透油藏的渗透率低,原油的流动性差,开采的难度大,而且成本高。因此研究合理低渗透油藏开发技术具有重要的现实意义。文章调研了现阶段低渗透油藏的开发现状,分析的低渗透油藏的特征,研究了注水、注二氧化碳和注氮气不同的方式对于油藏的开发效果。通过研究提高了低渗透油藏开发的技术水平。     

水平井在薄互层砂岩油藏挖潜中的应用

曙4714块为典型的薄互层油藏,经过33年的开发,目前主体部位水淹严重,油藏边部受出砂影响,注采井网极不完善,采出程度低。为改善油藏开发效果,通过在油藏边部部署水平井进行挖潜,取得较好效果,为同类油藏开发提供了一定借鉴。     

卫22块提高水驱采收率的实践与认识

卫22块是中原油田所属区块中开发效果较好的一个区块,该块是常温常压、低渗透、复杂断块油藏,含油层系沙三中、沙三下,标定采收率56.38%;经过30年的开发,在采出程度高达50.5%的情况下,采油速度还保持在1%左右,卫22块在开发中主要做好了注水开发的工作。     

滨南油区低渗透油藏注CO_2吞吐技术研究与应用

滨南采油厂在已开发的七个油田中,低渗透油田及单元(滨二、滨三、平方王砂岩滨165块等)储量达8879万吨,占全厂动用储量的26.6%,这部分储量采用常规的注水开发难度越来越大,经济效益也将越来越差。为了提高低渗透油藏的最终采收率,进行低渗透油藏注CO2吞吐技术研究和现场试验,取得了明显的增油效果和研究成果。     

滨南油区低渗透油藏注CO2吞吐技术研究与应用

滨南采油厂在已开发的七个油田中,低渗透油田及单元(滨二、滨三、平方王砂岩滨165块等)储量达8879万吨,占全厂动用储量的26.6%,这部分储量采用常规的注水开发难度越来越大,经济效益也将越来越差。为了提高低渗透油藏的最终采收率,进行低渗透油藏注CO2吞吐技术研究和现场试验,取得了明显的增油效果和研究成果。