塞169油藏中高含水期稳产对策研究

安塞油田塞169油藏为注水开发油藏,目前区块处于中高含水阶段,油藏20102012年含水上升率分别为3．21％、0．57％、2．7％,含水上升速度快,油藏稳产难度大。通过注采强度优化调整,有效缓解了含水上升与液量下降、油量下降之间的矛盾,对中高含水阶段的注水开发油藏制定稳产措施具有一定借鉴意义。     

文南油田文33沙三上油藏整体压裂引效研究

文33块沙三上油藏属典型的高压低渗透复杂断块砂岩油藏,油藏单井日产量小,稳产状况差,产量下降快;注水井吸水能力差,注水压力高,而采油井难以见到注水效果;油井见效后含水上升速度快,而采液指数和采油指数急剧下降,对油藏稳产造成很大困难。2000年以来通过缩小井距注水开发,并适时实施整体压裂引效措施,有效地实现了文33块沙三上油藏的高效注水开发。     

低渗透油藏压力及见水分析研究

在低渗透油藏储层特征现有认识的基础上,随着开发进行,以肇212区块与源271井区为研究对象,通过对油藏的见水特征及压力变化进行分析研究,认识到在应用超前注水和井网优化的开发方式后,合理的开发技术政策及稳产技术对策,对指导油藏开发调整,最终达到油田稳产的目的具有指导、借鉴意义。     

曹阳台油区储层特征分析

通过对曹阳台油区储层特征的分析,为曹阳台油区油藏开发提供最佳方案的优选依据,使曹阳台油区油藏高效开发并获得较高经济效益,保持较长时间的高产、稳产状态,并提高油田的最终采收率。     

车排子油田车67井区低渗透低饱和度油藏提高采收率研究

低渗透、低饱和度油藏是油田二次开发过程中新增建产的重要组成部分,是实施挖潜、保障老区稳产的重点工作之一。然而这些潜力储量的开发难度和成本较常规油藏都有所增加,往往受技术指标和经济指标双重因素的共同制约。所以要对低渗透、低饱和度油藏进行有效的开发和后期调整,需要对油藏进行系统的全因素分析。车67井区就是通过系统研究分析之后,通过油藏工程研究和数值模拟分析,最终找到适合该井区有效开发的合理途径。     

砂岩油藏水平井控液增油实践

塔河油田1区三叠系油藏是典型的底水油藏,进入2008年以来,随着综合含水的上升,油藏日产油水平、采油速度等指标开始明显下降,开发效果有所变差,稳产面临严峻挑战。通过加强油藏精细研究,深化油藏动态分析,实施控液治水的开发技术政策,有效的解决了制约油田稳产关健问题。研究结果对于大底水砂岩油藏开发具有重要意义。     

L井区白垩系清水河组砂岩层(K_1q_1~(1-3)层)油藏中高含水期稳产对策研究

L井区白垩系清水河组(K_1q_1~(1-3)层)油藏属高效开发区块,经过十年开发,已打造成为精品油藏。为保证油藏稳产,减缓递减,实现持续稳定高效开发,在充分认识开发现状和开发过程中存在问题的基础上,本文通过研究历年稳产研究及取得效果总结出"4362"稳产思路,通过稳产对策的实施,油藏含水上升率与油量递减状况得到控制。     

油藏数值模拟技术在新14延9油藏开发中的应用

针对新14延9油藏出现的采油井含水上升、油藏挖潜稳产以及地层压力下降等问题,我厂在新14延9油藏精细油藏描述的基础上,通过与油藏开发动态相结合,开展了油藏数值模拟研究,在确定开发技术政策、注采调整、剩余油研究、油藏稳产以及完善井网等实际应用方面,均取得了良好的效果,为油藏长期稳产打下了坚实的基础。     

新14井区延9油藏稳油控水技术研究及应用

随着新14井区延9油藏的开发,部分采油井逐渐出现了含水上升的问题,为控制含水上升起势,通过对开发技术政策进行研究,最终确定了油藏合理的注采比、采液强度以及生产压差等,并根据制订的开发技术政策对油藏进行了调整,控制住了油井含水上升的势头,为油藏长期稳产打下了坚实的基础。     

低渗油藏复杂油水关系形成原因及开发问题

低渗油藏一般具有岩性变化快、油水关系复杂、物性不好等特征,因此对其进行开发的难度较大,特别是中后期的稳产面临严峻的考验。本文针对胡尖山油田元72区延9复杂油藏稳产策及方法进行了深入研究。通过对油藏地质精细刻画,搞清了砂体的空间展布及叠置关系;从单井流体类型识别、剖面油水关系对比分析了油藏原始油水关系及分布规律;结合油藏的开发效果及效果,提出了该油藏具有油水关系控水、储层条件控产的特征;综合单井地质特征、单井动态特征分类和井组划分及井组动态分析提出了目前油藏开发所面临的稳产问题。根据稳产所面临的问题,结合油藏地质和生产动态提出了补孔、转层、转注、关井、提液、控液、注水量调整、堵水等稳产技术对策。     

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。     

井下分层注汽工艺研究现状

稠油油藏是胜利油田重要的储量接替阵地,对该类油藏的有效动用是胜利油田实现油气稳产的重要保障。本文通过对油藏现状及注汽工艺现状进行分析,提出了井下分层注汽工艺今后的研究方向。     

英152区块天然水驱油藏稳产技术研究

英152区块为天然水驱构造油藏,曾是英台油田上产百万的主力贡献区块。进入特高含水开发期后,由于潜力资源日益枯竭,同时边底水的逐渐侵入,区块开发面临递减大,含水上升快,措施挖潜难等瓶颈问题,而通过油藏避射、合理流压研究来控制油藏边底水的推进速度,依靠沉积相、数值模拟、油水界面位置研究等手段,明晰地下油水运移规律,深挖措施潜力,最终实现天然水驱油藏在特高含水期的综合稳产。     

柳赞油田浅层油藏特高含水期稳产技术研究

柳赞浅层油藏已处于开发后期,储量已全部动用且剩余油高度分散,区块已整体进入高采出程度、特高含水阶段,为经济有效地开发该油藏,笔者通过对柳赞油田浅层油藏稳产难点原因分析,提出了针对难点的稳产措施:采用井网完善、层系归位提液、饱和度监测指导剩余油挖潜、细分注水、调驱调剖等技术,经现场应用稳产效果良好。文章的研究对复杂断块稀油油藏在特高含水期延缓递减进行有效开发具有重要指导意义。     

边水油藏油井提液技术研究

边水开发油藏在油井见水后,含水率上升加快,产油速度迅速下降,油井提液措施是保持稳产,提高最终采收率的有效开发模式。针对这类油藏,开展了提液技术研究,在油井提液六项基本原则的指导下,根据数值模拟结果优选提液部位、提液时机以及合理的提液幅度。该项技术对边水油藏中后期开发有着重要的指导意义。     

特低渗长6油藏中高含水期稳产技术对策研究

针对长6油藏进入中高含水期后含水上升速度加快,油藏稳产难度加大的现状,本文通过开展精细油藏描述、数值模拟动态预警,深入研究中高含水开发阶段油藏开发规律并形成了一套稳产技术系列,通过矿场实践取得了较好效果,油藏持续保持高水平开发,同时该技术系列对丰富低渗透油田开发经验,提升开采价值有着极为重要的现实意义.     

尕斯N_1-N_2~1油藏欠注井治理研究

尕斯N_1-N_2~1油藏加密调整潜力逐年减小,措施选井难度逐年加大,措施效果逐年变差,措施、产能井已无法有效弥补老井自然递减,油藏产量持续下滑。有效的提高油藏水驱开发效果,控制老井自然递减才是尕斯N_1-N_2~1油藏稳产的根本。但近年来油藏欠注井逐年增多,欠注井导致油藏地层压力、油藏液量大幅下降,油藏稳产基础已不牢靠。本论文分析导致油藏欠注井急剧增加的主要原因,提出有效治理手段解决油藏目前欠注问题,恢复油藏平面注水能力,遏制油藏压力、液量下降的趋势,提高油藏水驱开发效果,为油藏长期稳产夯实基础。     

碳酸盐岩弱挥发性油藏“注水保压”开发技术的探索及应用

哈拉哈塘油田YX区块属于黑油油藏与挥发性油藏共存的缝洞型碳酸盐岩油藏,存在产量递减快、稳产难度大难题。目前主要采用注水采油,黑油油藏的注水开发已经较为成熟,而弱挥发性油藏开采时应保持油藏压力高于油藏饱和压力,避免地层脱气造成最终采收率降低,对此类油藏注水时机选择非常重要。通过利用拟合法,回归求取适合本油田弱挥发性油藏的经验公式,结合测压资料、油井指示曲线,判断油藏进入溶解气驱的时间,及时进行"注水保压"。目前已实施3口井共6井次,提高单井采出程度,对碳酸盐岩弱挥发性油藏的治理具有实际指导意义。     

吴起油田三叠系下组合油层压裂参数优化及应用

吴起油田三叠系油藏的下组合主要包括(长7-长10)等4套层系,该类油层具有孔隙度低、地层压力低、地层渗透率低等特征,开发油藏必须经压裂改造方能获取产能,但部分油井经水力压裂方式投产后,普遍出现产量低、降产快等现象、油田稳产难度较大,油田开发井网和压裂所形成的垂直裂缝的适应性较差,压裂施工参数有待进一步优化与调整。在三叠系油藏的开发过程中,主要是对主力油层(长7-长9)三套层系进行开发,在储层研究的基础上,通过不断对压裂工艺和各项施工参数进行系统优化,最终形成了以吴起油田三叠系下组合油层特征的压裂优化参数,为油田稳产提高采收率做出了突出贡献。     

盘2-5复杂断块区综合地质研究及应用

盘2-5断块为常规稠油油藏,已进入高含水开发期,水驱稳产难度大。通过深入油藏地质综合研究,建立地质模型,在搞清构造、储层特征及剩余油分布规律的基础上,完善注采井网,提高水驱控制程度15.3%,夯实稳产基础,提高采收率2.6%。