洪湖油田细分层注水调整研究

洪湖油田属于新沟嘴组低渗透断块油藏,受物性影响,层间差异较大,纵向上出力不均。基于该油田的开发特征,采用细分层注水调整的方法来提高非主力层出力程度,挖潜非主力层剩余油。具体调整思路是以砂体为单元,完善注采井网,增加受效方向,细分注水层位,精细分层开发;以"注水井"为中心,对周围采油井根据物性差异,对注水井进一步细分注水井段,提高非主力层动用程度;在不投注新井的情况下,通过注水井补孔后分注来改善水驱效果。     

岔河集油田水下分流河道砂体特征及对开发的影响

通过对岔河集水下分流河道砂体的特征以及对开发的影响进行详细的分析和研究,根据钻遇砂体统计,岔河集油田水下分流河道砂体表现为纵向厚度小,河道宽度窄的特点,单砂体厚度集中分布在1~5 m之间,河道宽度普遍小于100 m。加密钻井能新增钻遇砂体和油砂体,砂体和油砂体的连通率也有所增加;但即使井距加密到100 m左右后,井网对砂体的控制程度仍然较低。大部分油砂体难以形成注采关系,表现为有采无注或有注无采;有注采关系的油砂体也以两点法和三点法注采系统为主,难以形成完善的注采井网系统。油井和水井的多向见效关系主要是由于合层开发造成的假象。由砂体特征影响而形成的剩余油类型主要为:现有井网没有控制的透镜状油砂体,有采无注弹性开发形成的剩余油,和水驱单向受效形成的剩余油等。     

八面河油田面12区提高采油速度改善开发效果分析

胜利油田八面河油田面12区是典型的高粘、高渗、高孔隙度油藏。目前该区块平面、层间和层内非均质性严重,储量动用不均衡;主力油砂体水淹严重;井下技术状况恶化,开井数减少,注采井网不完善。沙三上段主要从控制自然递减率及降低综合含水入手,通过注水调整,层间、层内剩余油挖潜及非主力油砂体挖潜来改善开发效果;沙三中段目前存在的主要问题是综合含水高,下步工作重点是完善局部注采井网,控制综合含水;沙四段主要问题是油水井井下技术状况恶化,注水效果差,地层能量不足,日产油量下降,下步工作重点是完善注采井网,保证注水井正常注水。     

浅析转流场技术在周16井区的应用

经过23年的水驱开发后,周16井区已处于开发的中后期阶段,呈现出含水率上升,产油量递减的状态。为提高采收率,该井区引入转流场注采管理模式,通过研究剩余油分布规律,调整注采流场,取得了良好的调配效果。     

马王庙油田稳产潜力对策研究

马王庙油田已进入高含水开发后期,油水井井况差、注采矛盾突出、注采对应率低等问题严重制约了油田的开发调整。2013年该油田投产新井、老区精细化调整,开发工作取得了一定的成效,但主力砂体下降幅度大、地层压力保持水平低及油水井井况问题突出等仍然是开发中存在的主要问题。深入研究制约油田开发效果的因素及剩余油分布规律,提出了新区产能建设、综合调整老区的下步挖潜稳产对策,旨在为马王庙油田及同类油田的开发提供参考。     

稠油注水油田中后期改善开发效果技术研究

普通稠油注水开发油田由于油水粘度比大,面临进入高含水中后期水驱开采效果越来越差的普遍矛盾.针对海外河油田地质条件复杂,开发中存在油藏认识程度低、注采系统不完善、水驱动用程度低等主要矛盾,以"注够水、注好水"为核心,通过精细地质和剩余油分布规律研究,采用完善注采井网、细分注水单元、"提、控、治"等多种有效手段调整优化注采结构,使油田开发效果得到明显改善     

马25低渗透复杂断块油藏稳产潜力研究

马25井区属低渗透复杂断块油藏,储层砂体发育零碎、非均质性强、水驱效果差。要保证马25井区的持续稳产,必须完善注采井网,充分挖掘储层潜力;改善注水效果,挖掘注水潜力;合理实施油井措施,挖掘油井开发潜力。     

聚合物驱结合井网调整技术剩余油实验研究

过室内物理实验模拟研究聚合物驱结合井网调整技术的开发效果,从宏观和微观两方面分析了改变井网的聚合物驱油的开发效果及剩余油分布。宏观室内物理实验应用微电极技术,研究改变注采井网系统的聚合物驱调整技术的开发效果和剩余油分布。微观室内物理实验应用核磁共振技术,研究聚合物驱前后剩余油在高低渗岩心孔隙中的微观分布规律。结果表明,通过改变注采井网系统的聚合物驱调整技术,一方面可以有效的改善驱替前缘推进不均匀的情况,扩大波及体积;另一方面可以改善吸水剖面,在聚合物后续水驱阶段提高中低渗层大孔隙产量。同时,由于井网调整后减小了注采井距,可以在减少注入量的同时提高产油量。驱替结束后,剩余油主要分布在中低渗层未波及到的区域,以及低渗层中、小孔隙。     

钟市油田潜三段剩余油分布特征研究

研究钟市油田潜三段剩余油分布特征后,制定出了相应的挖潜措施,进一步改善了水驱开发效果。主要是详细描述了高含水后期油藏剩余油的分布特征,重新认识了剩余油的潜力。在此基础上,针对不同剩余油类型,提出了分类油藏不同的挖潜技术对策,在重组、建立、恢复注采井网的基础上,进行了有效的层间调整挖潜,可改善多油层非均质油藏后期开发效果。     

特低渗透油藏单砂体研究及注采调整实践——以安塞油田王窑区为例

安塞特低渗透油田进入中高含水期后,主力油层普遍遭到水洗,多井低产,剩余油挖潜方向不明。以王窑区为例,基于现代沉积学、高分辨率层序地层学、测井及开发地质学理论基础,结合野外露头、检查井取心及开发测试资料,揭示了单油砂体尺度储层非均质特征、注采连通状况及剩余油分布规律。研究表明,单砂体非均质性对低渗透油藏水驱过程具有重要影响,对开发层系划分组合、井网形式及井排距选择、注水开发调整具有重要启示。通过开展缩小井排距加密调整、单砂体注采对应关系完善、精准压裂、调驱调剖等综合调整,预测采收率提高4%~6%,对同类油田中后期稳产意义重大。     

面14区沙三上综合调整研究

八面河油田面14区沙三上属于浅层、特高孔中高渗、普通稠油Ⅰ类油藏。储层的精细研究发现,物性展布纵向上以5砂组储层物性最好,其次是34,41+2最差,注水特征主要受强非均值性和流体性质的影响,平面上波及效率低,纵向上水驱状况不均衡。综合应用动态监测资料、动态分析法总结出剩余油分布规律:纵向上采出程度较低砂体剩余油富集;平面上剩余油主要分布在驱动水主流线间及井网不完善、储量未动用区。采取纵向上细分层开采,潜力区分类调整,在优化井网井型及防砂工艺的基础上配合提液等手段改善水驱开发效果。经过调整治理,采油速度由0.28%提高到0.35%,水驱采收率提高2.3%。     

渤海辽东湾海域旅大4油田滚动调整研究与实践

旅大4油田多年开发生产中逐渐暴露出一些问题.根据海上油田调整高风险高投入及本油田自身规模不大的特点,在生产中贯彻滚动调整思路.油田先后经历三化调整:探边、应用地震属性评价潜力砂体;提高井网控制程度;完善注采井网、应用水平井同井抽注技术.通过滚动调整,油田产量稳中有升,开发效果得到明显改善.     

萨中开发区高台子油层井网井距优化

萨中开发区高台子油层初期采用300m反九点法面积注水井网,开发到中后期,注采关系复杂、注采井距过大、储量动用不充分以及剩余油富集严重等矛盾日益突出,有必要开展注采井网的优化研究。结合高台子油层的实际生产资料,基于注采强度、采油速度以及水驱控制程度对大庆油田常见的3种面积注水井网进行研究。从工程技术和经济两个方面对研究区不同井网的技术经济极限井距进行了论证,在此基础上,提出了4种适用于高含水期油田确定极限井距的计算方法。得出了一整套确定合理井网井距的方法,可推广应用于其他地质条件类似的油田,研究成果对于中高含水期油田注采系统调整具有一定的指导意义和应用价值。     

海南花场油田花117X区块综合治理研究

福山油田花117X区块经历了多次调整后,井网密度适中、注采井距适中、水驱储量控制程度较高,但由于储层非均质性严重,整体表现为层系适应性差、水驱储量动用程度较低、水驱效果变差、地层能量保持状况差。为加强综合治理,花117X区块通过静态精细小层对比建立了单砂层油藏地质模型,为区块下步分析和调整提供了地质依据;在区块开发效果评价上采用了多种方法相结合来综合判断;单砂体剩余油定量描述技术是研究剩余油的关键,同时结合沉积微相研究,进一步了解了平面及纵向上剩余油的分布状况;结合Ⅱ油组和Ⅳ油组不同的剩余油分布状况,制定了有针对性的治理原则,提出了下步综合治理方案。     

高场油田开发形势及调整潜力分析

经过三十多年的开发,高场油田已属于双高开发单元,含水上升与地层能量不足、井况不良问题日益突出,措施挖潜难度也逐年增大,稳产形势严峻。建议加强量化剩余油分布研究;利用老井补孔、新钻井,继续实施剩余油挖潜工作;强化注采调整,提高水驱油效率。     

周矶油田非均质油藏立体开发技术

周矶油田因平面及纵向非均质性强,制约了注采调整,影响了开发效果。以该区块周16、周21为研究对象,通过系统分析,认为调整困难的原因主要是平面非均质性严重,注水单向突进,以及部分井区层间差异大,合采时薄差层不出力等,可采用油井转注、动态调水等方法改变油藏的水驱方向,提高采收率,结合剩余油研究,重建注采井网,挖潜层间剩余油,有效提高地质储量动用程度。     

八面河油田面14区注采调整的实践与认识

面14区存在的主要问题是注采井网不完善,油层非均质性严重,沙四段储层物性较差。近几年通过在剩余油富集带钻探新井、增加注水井点、完善注采井网。对沙四段进行压裂改造,增压注水,以及对层间差异大的水井进行分注、调剖、注氮气等一系列调整措施,该区开发效果得到了一定程度改善。     

新沟油田新一区注采调整潜力分析

新沟油田由于高含水,储层物性差,平面及层间矛盾突出,水线方向性强,水驱效果逐年变差.优选新沟油田新一区作为试验井区,分析该区块在剩余油、渗流能力和井网调整方面存在的潜力,认为将井网设计为东部的行列井网与西部的面积井网的组合形式,可以有效提高采收率.优选新斜1211、新斜1171两个井组开展注采调整试验,使该油田自然递减...     

萨南西部萨、葡非主力油层剩余油的分布

研究了萨南西部SⅠ ,SⅡ ,SⅢ ,PⅡ 4个非主力油层组 6 9个沉积单元微相及砂体的分布 ,优选一次加密井 ,分析了该区非主力油层的动用状况 ,剩余油的成因及分布 ;油田进入高含水阶段 ,剩余油分布主要受储层非均质的影响 ,表现在不同沉积微相引起了油层非均质 ,造成剩余油在平面上、纵向上的分布差异 ;注采系统不完善是剩余油形成的主要原因 ,此成果为油层挖潜、井网调整提供了地质依据 .     

TN油田加密调整效果及影响因素研究

针对TN油田砂体发育规模小、井距大,仅依靠注采系统调整无法有效改善目前动用状况的情况,以精细地质解剖为基础,以多学科油藏研究为手段,对TN油田进行了局部井网加密调整开发.本文对2012年底部署的加密井生产效果进行分析对比,通过动静态结合的方法,对加密区的新井的生产特征进行了分析,阐述了影响加密区新井生产效果的因素,为后续开发调整积累经验.