高压低渗透油藏稳产措施研究

随着石油勘探技术不断的发展,新类型的油藏不断的被开发利用,同时由于已开发油藏资源不断的枯竭,石油勘探出许多油藏的品质较差,一些老油藏剩余开采油的品质也越来越差,其中高压低渗透油藏的数量越来越多,由于高压低渗透油藏特殊的地质和油藏条件,限制了高压低渗透油藏的大量开发,目前大部分的高压低渗透油藏的产量低、采收率也较低。而且随着开发时间的延长,高压低渗透油藏的产量逐渐减少,因此开展高压低渗透油藏稳产措施研究具有重要的意义。文章通过调研研究,分析了高压低渗透油藏的特征,并且总结现阶段高压低渗透油藏开发存在的问题,针对这些问题提出了相应的高压低渗透油藏的稳产措施。通过文章的研究,为高压低渗透油藏稳产,提高油田的产量和经济效益奠定了基础。     

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。     

低渗透油藏提高采收率的井网调整研究

注采井网调整是可以有效提高低渗透油藏采收率的一种重要方式,有利于加大我国对低渗透油藏的开发和利用力度,对我国经济的进一步发展也有着重要的影响,因此,对其进行研究,具有十分深刻的现实意义。     

深层低渗透油藏开发方式研究

低渗透油藏由于岩性致密、孔吼半径小、渗流阻力大,注水井吸水能力低,压力扩散慢,在井底附近容易形成高压带,而采油井难以见到注水效果,地层压力急剧下降,产量大幅度递减,容易形成"注不进,采不出"的局面。马厂油田马26断块属于深层低渗透油藏,本文针对该块开展了合理开发方式的研究,从能量补充、注采、储层改造等方式进行研究,最终选取合理的开发方式进行开发。     

深层低渗油藏合理井距论证及井网配置与优化

深层低渗透油藏由于埋藏深、物性差,随着地层能量的亏空开发效果进一步变差,依靠自然能量开采,采出程度较低。马厂油田马26断块属于深层低渗透油藏,本文针对该块开展了深层低渗油藏合理井距论证及井网配置与优化的研究,从井网密度、注采启动压力等方面研究最后选取合理井距;在此研究的基础上,从不同油藏类型、沉积相带和裂缝展布方向等进行井网的合理配置与优化,取得了较好的开发效果。     

Y油田低渗透油藏高含水阶段提高采收率研究

低渗透砂岩油藏储量丰富,约占全国储量的2/3以上,开发潜力巨大。该类油藏具有孔渗条件差、储层非均质性强、吸水能力差等特点,开发后期油藏进入高含水阶段,存在水驱效果差、开发难度大、采收率较低等问题,因此亟需探究提高采收率的有效手段。以Y油田低渗透油藏为例,在地质模型和精细油藏描述的基础上,通过生产动态分析和剩余油表征,针对全区水驱储量控制程度低、油井含水高、注采井网不完善的问题,提出了精细注水、注气和水气交替等措施。通过数值模拟方法,对比不同措施的开发效果,优选最佳方案,预测实施调整方案15年后,全区采收率提高12%。该研究成果可为低渗透砂岩油藏高含水期的高效开发提供参考依据和借鉴。     

文13西块改善水驱效果开发技术研究

近年来,针对W13两块油藏井网适应性差,分层调剖堵水、高压分注、分层分注、分层压裂、井况治理等方面缺乏配套措施,非主力层水驱动用程度低,油藏潜力得不到发挥,稳产基础薄弱等存在问题。开展了油藏描述和剩余油研究,室内和矿场试验,实行了细分重组、开发对象向非主力层转移、提高水驱采收率为目标的精细调整治理。进行文13西油藏“异常高温、高压、高矿化度”条件下的配套工艺技术攻关,攻克深层开窗侧钻、大修、高压分注、分层改造等技术,实现了油藏有效开发动用,实现了年产油稳定、综合含水下、采收率提高,取得了较好的经济效益。     

仿水平井压裂技术在樊142块的应用

类142区块沙三下沙层组属于高压低渗透油藏,储量规模小、丰度低、油层薄而集中,通过采取水平井压裂技术,既提高了单井控制储量、采油速度、采收率,又减少了钻井井数和投资,为高效开发低渗透油藏提供了新的思路.     

特低渗油藏注水技术探讨

桩西采油厂所开发的特低渗油藏,由于储层渗透率低、孔隙度小等原因,导致油水渗流阻力增大,注采井间难以形成有效驱动,从而造成特低渗油藏采收率过低,严重影响特低渗油藏的开发效果。因此为提高桩西采油厂特低渗油藏开发效果和采收率,通过室内试验研究注采井井间压力分布及启动压力、注入压力与注入量的关系等,从而改善特低渗油藏的开发效果,提高特低渗油藏的采收率。现场应用6口井,日增注达到了142m3,对应油井累计增油5436t。     

CO_2驱提高采收率机理及认识

针对高压低渗油藏开发效果差,注水难度大的情况,本文详细介绍了CO2驱提高低渗油藏采收率机理,并结合高89-1块注CO2先导实验区矿场实验取得的开发效果进一步深入研究,结论及认识为同类型低渗透油藏提高采收率提供借鉴。     

低渗透油藏开发存在的问题及合理布井方式研究

随着老油田开发程度的不断提高,老区稳产难度越来越大,提高低渗油藏开发动用程度已成为油田原油上产的必由之路。本文分析了低渗透油藏注采井网在开发过程中存在的问题,介绍了低渗透油藏开发合理的布井方式,阐述了注采井网优化调整的措施。     

吴旗油田长6油藏超前注水开发技术及效果分析

与同步注水和滞后注水相比,超前注水这种先注后采的开发方式,在合理补充地层能量,提高地层压力及保持油井较高生产能力等方面的优势更加明显。目前,采用超前注水技术,改善产量递减快、稳产难和采收率低的低渗透油藏的开发效果已成为一种趋势。本文以吴旗油田吴420井区为例,介绍超前注水开发技术在该低渗透油藏中的应用情况,并进行开发效果分析,认为超前注水是提高低渗透油藏最终采收率的重要途径之一。     

乌5井区克下组特低渗油藏井网调整研究与实践

乌5井区克下组油藏为低孔、特低渗油藏,受构造、沉积微相、注采井网及注采强度因素影响,不同区域开发效果差异较大,主力产油区生产形势恶化。通过井网适应性分析及数值模拟研究表明,对于见水方向平行于主断裂走向的反九点菱形井网调整为五点法注采井网可取得较好的开发效果,采收率可从20.0%提高至23.1%;而油藏中部不规则反九点井网区域则采用加密调整的方式适宜,采收率可从18.0%提高至20.7%。     

国家能源科技“十二五”规划(摘选)(续一)

2.1.5油气资源高效开发研究高含水油田提高采收率技术,中深层稠油超稠油油藏、低/特低渗透油气田、海上稠油和低渗透油田开发技术。2.1.5.1低品位油气资源高效开发技术目标:高含水油田化学复合驱工业化矿场试验采收率比水驱采收率提高18%,二类油藏聚驱采收率达到8%～10%;掌握中深层稠油蒸汽驱和     

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。     

油田低渗透油藏综合治理措施

油田低渗透油藏开发中需要通过注水的方式提升开采效率，针对低渗透油藏特点进行分析，从注水技术、注采关系等方面进行研究，实现对注采井网的调整，以及低渗透油藏的综合治理，合理控制油井含水量，提升油田产量。通过分析低渗透油藏治理难点，提出相应的治理措施。     

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     

低渗透油田合理注采井网探究

合理的注采井网型式是决定低渗透油田发展的关键性问题。本文通过调研大量低渗透油田的开发经验基础上,对影响合理注采井网的主要因素进行了分析,并从井网调整的灵活性出发,得出正方形五点法井网较有利于提高低渗透油田的最终采收率;在裂缝性低渗透油田开发初期,应选择反九点系统的结论。     

深层高压低渗油藏改善开发效果研究应用

国际油价持续走高,低品位油藏的开发已经提上日程,本文介绍了中原油田文33块沙三上油藏,初期采用大井距基础井网,长井段合注合采,油藏长期“注不进、采不出“的状况。后通过开展先导试验,采用细分开发层段、缩小注采井距、油层改造、水质改善等思路对油藏进行逐年滚动调整和治理,取得了显著效果,由原来储量基本不动用一举实现了高速、高效注水开发,经济和社会效益十分显著。该思路与方法从根本上解决了深层高压低渗油藏水驱动用难的问题,对同类油藏的开发具有借鉴意义。     

姬塬油田L区块开发现状与开采优化

低渗透油藏开发过程中面临诸多困难从而影响开采效果:油井采出水回注区开发矛盾突出;地层堵塞井增多,产量下降;部分注水井吸水不均;局部注采对应关系不完善;局部存在微裂缝,见水呈多向性;分注井调配遇阻率逐年上升。为了提高开采效果,开展了数值模拟研究,对研究区进行历史拟合,分析区域剩余油分布特征,并提出相应的优化方案进行预测。结果表明剩余油分布状况主要由区域内井网完善程度,储层非均质性,油层射开程度和注采对应层位,以及压裂缝或天然裂缝导致的注水波及程度影响。在低渗透油藏开发过程中,完善注采井网以及匹配注采层位可显著提高采油效果。