垦利潜山油藏提高采收率技术研究

垦利潜山油藏为胜利高含水潜山油藏中的典型代表,采出程度16．5％,综合含水79％,具有构造复杂,储层非均质性强的特点。由于油藏开发时间较早,受当时的技术条件制约,难以建立较准确的三维地质模型,尤其对储层预测及油藏连通性的研究都处于初级阶段,也使得当时制定的开发技术政策界限不够合理,从而造成油藏总体开发效果较差。本文通过开展储层定量描述建立准确的三维地质模型,运用数值模拟技术实现剩余油分布规律研究,开展二次采油技术研究与评价详细解剖影响油藏开发效果的因素,总结了一套适合高含水潜山油藏提高采收率研究的技术方法和经验,可以为其他类似潜山油藏提供一些借鉴。     

草古1单元稠油油藏过程精细管理模式

在草古1潜山油藏开发过程中,存在的主要问题是底水活跃,综合含水上升速度快。面对该单元油藏特性和生产特点,我们在开发中不断探索和优化开发过程各环节管理措施,逐渐建立了一套适合草古1单元裂缝碳酸盐岩稠油油藏开发的系统管理模式,实现稠油油藏高效开发。     

蚂蚁追踪技术在深西潜山油藏的应用

深西奥陶系碳酸盐岩潜山油藏位于冀中坳陷南部深县凹陷,目前已进入高含水后期开发阶段,应用了蚂蚁追踪技术预测裂缝发育状况,有效地挖潜深西潜山剩余油.蚂蚁追踪预测裂缝与多种研究方法相互印证,预测结果基本一致,与生产动态资料反映的结果比较吻合,取得了明显的地质效果,依据预测结果部署了2口调整井均获得高产,初期合计日产油为83t,日产气11600m3,已累计产油2.5×104t,累计产气55×104m3,达到了有效挖潜剩余油和提高采收率的目的.深西碳酸盐岩潜山油藏应用蚂蚁追踪技术,探索了裂缝预测新途径,预测了剩余油分布潜力区,对提高类似碳酸盐岩潜山油藏开发效果有积极的指导和借鉴作用.     

潜山裂缝预测技术应用效果评价

LH潜山油藏多为裂缝型油藏,而且具有平面上分布广,纵向上埋藏深、厚度大等特点,潜山裂缝预测直接关系潜山油藏评价及开发效果。多种裂缝预测手段联合应用成为LH潜山油藏裂缝研究的必然趋势。     

特殊岩性油藏直平组合注水开发技术研究

边台潜山油藏与牛心坨潜山油藏均为裂缝型变质岩潜山块状油藏,具有很强的非均质性,针对潜山油藏顶面构造识别难度大、裂缝预测难度大、直井开发效果不理想这一开发难点,进行了直井、水平井组合开发技术的探索与研究;并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。     

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。     

胡七南块开发政策研究

随着油田进入高含水开发后期,开发难度逐年加大,如何高效开发油藏并减缓递减显得尤为重要,本文对胡七南块开发政策进行研究,制定出合理开发政策,从而指导油藏高效开发。     

潜山油藏采特征分析及水平井优化研究

郑家油田郑6块为典型的裂缝性块状底水稠油油藏,原油粘度较大,常规直井开发含水上升较快,利用水平井开发可以有效控制底水锥进,提高潜山油藏开发效果。文章在分析郑6块开采特征的基础上,以区块典型水平井为研究对象,通过数值模拟手段优化了水平井距潜山顶部距离、水平井段长度、水平井段轨迹等参数。     

绥靖油田新14区延9油藏开发规律研究

新14区为侏罗系延9油藏,边底水发育,2001年建产,2002年全面注水开发,2007年以前一直保持高效开发,2008年以后随着含水上升速度的加快,两项递减增大,开发形势变差。目前该区油藏综合含水68.0%,进入高含水前期采油期,从综合含水与采出程度关系曲线可以看出,随着采出程度的增加,含水上升趋势明显,稳产难度大。本文通过对油藏各项开发规律的研究,总结出油藏开发过程中好的方面,为同类油藏延长中低含水采油期采油,提高采收率,降低油田自然递减提供依据。     

潜山油藏高含水期多元化注水研究及效果

静北潜山油藏受裂缝发育非均质性和注采井网完善程度影响,水驱强度不均衡。庞大的水体在各主力生产层底形成人工底水,油层低部位水淹严重,高含水区即分散又在一定范围内连片。开发到中后期,保持地层压力和控制油井含水上升矛盾特别突出,区块稳油控水难度大。     

内蒙拐子湖凹陷基底潜山缝洞型油藏开发技术探讨

拐子湖凹陷基底古潜山油藏类型为缝洞型挥发性油藏,分析国内外缝洞油藏各个开发阶段所采取的一系列增油挖潜开发技术,对内蒙拐子湖凹陷基底潜山缝洞型油藏挖潜工作提出建议。高产稳产及产量递减阶段,可参考任丘潜山油藏提高采收率技术六大挖潜技术。高含水后期或快速递减阶段,借鉴塔河油田注水替底部油,注气替阁楼油模式。     

潜山油井机采配套技术研究与应用

文章介绍了机采配套技术,针对潜山油井随着油田的不断开发,压力、产量递减加快、油井含水上升等问题现状,针对性开展潜山油井机采配套技术研究与应用。选取最佳适合兴古潜山油井的最佳举升方式,实现高温、高气液比、高矿化度条件下得高效稳产,解决潜山油田开发中的一系列问题,同时具有广泛的应用前景。     

浅析高含水开发期油藏稳产方法

随着油藏开发的不断深入,高含水及特高含水期油藏逐渐增多,如何充分动用油藏,不断改善油藏开发效果是高含水期油藏所面临的主要问题。孤东采油七队目前正处于高含水开发期,综合含水97.9%,如何挖潜剩余油、保持稳产成为目前工作重点。本文结合采油七队现状就高含水期稳产的措施进行了分析,有了一定的认识。     

Y47延10油藏高效开发技术对策探讨

尽管小而分散的侏罗系油藏具有建产效益高、初期产量高天然能量充足等特点,但在开发过程中容易因采液强度过大导致底水快速锥进,形成地层的水淹,从而影响油藏的最终采收率。针对此问题开展了Y47延10油藏高效开发技术对策的研究。通过对开发矛盾、储层初期改造方式、开发技术政策调整等方面进行总结分析,找出了Y47延10油藏高效开发技术对策。矿场实践表明:2019年油田各主要指标有所好转,自然递减率降至9.5%,含水上升率降至0.9%,预测油藏最终采出程度将超过40%,为同类油藏开发提供参考意见。     

高含水期油藏提高采收率方法研究及应用

近年来,随着社会经济的不断发展,石油资源的开采也不断深入。在探寻油藏的过程中,发现较多高含水期的油藏,为了充分开发、利用油藏,需要对这些高含水期油藏的开采技术进行研究,以能切实应用与高含水期油藏的有效开采,提高采收率。本文主要通过对比研究国内外现有的高含水期油藏开采办法,以长庆油田的高含水期油藏A断块为例,采取周期间注法开发,对其适应性和实用性进行评价,以总结有效经验及方法。     

沙二下油藏注采井组精细调整技术研究

针对沙二下油藏已进入高含水开发后期、剩余油分布高度零散、稳产难度大的问题,开展高含水开发后期油藏精细描述研究,弄清油藏刺余油及薄夹层分布规律,并在井况调查的基础上优选目标井组。通过对注采井组综合潜力评价,编制出注采井组精细调整先导试验方案,为了保持井组长期高效稳产,摸索一套不同注采类型井组动态管理的规律。实施井组层间精细治理,达到提高油藏开发效果的目的。     

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。     

贝16断块布达特潜山油藏水锥成因及压锥方法研究

贝16断块布达特潜山油藏储量丰富,底水充足,自2004年投产以来,累计产量达39.1708×104t,占全区产量的53.91%。是贝16作业区原油生产的主力断块。目前布达特潜山油藏存在底水锥进造成油井含水上升快、产油量递减快的现象,含水快速上升是布达特断块产量递减的主要原因。本文在分析布达特水锥形成原因基础上,结合布达特潜山油藏生产实际情况,探讨如何进行压锥、控水,提高产量。     

贝12断块布达特潜山油藏井网及注水方式初步探讨

苏德尔特贝12断块布达特潜山油藏,储层层裂缝孔洞发育,具有缝洞型均质油藏和双重孔隙介质类型,根据这些特点,在参考国内外潜山油藏开发经验的基础上,结合油藏工程方法,对贝12断块布达特潜山油藏合理井网及注水方式进行了研究,初步形成了潜山油藏注水开发技术,为苏德尔特潜山油藏整体开发提供技术支持.     

曙178块剩余油分布研究与应用

曙178块已进入开发晚期,区块开发矛盾突出,边底水锥进,油井高含水。大部分油井因采油速度低、高含水关井,严重制约油藏高效开采。经过长时间关井压锥,在重力作用下,油水重新分布运移,为油井挖潜提供了有力条件。