环江油田罗228区长8油藏发形势及稳产技术研究

环江油田罗228井区位于甘肃省庆阳市环县耿湾乡,属黄土塬地貌,地面海拔1350~1750m(相对高差400m左右),当地气温变化大,四季分明,干旱少雨,年平均降水量400mm,属内陆干旱气候。本文就环江油田罗228区长8油藏开发形势及稳产技术进行了分析研究。     

环江油田L247区长8油藏油井低产原因分析

环江油田L247区长8油藏属于超低渗透油藏，地质状况复杂，非均质性强。随着油藏的开发，低产井逐渐增多，低产原因不清，为此开展了油井低产的内在因素和外在因素分析，总结低产原因，为下步治理提供技术支撑。研究表明：L247区长8油藏低产内在因素主要为渗透率、水驱特征及启动压力梯度；外在因素主要为超前注水量、欠注及改造规模，投产高含水井和裂缝性见水井主要低产原因为大改造规模下的超前注水导致隐性裂缝开启。     

环江油田罗228区长8油藏单砂体精细刻画

环江油田罗228油藏目前已进入开发中期,逐渐暴露出注采矛盾突出、含水上升加快、低产低效井增多等突出矛盾,当前对于油藏地质的认识已经不能满足后续开发的需要。依据单砂体划分原则,确定单砂体的识别标志,在横向与纵向上对单砂体进行识别与解剖,完成单砂体的精细刻画,为油藏的后续开发与调整奠定基础。     

罗27长4+5油藏低产井治理技术应用

针对罗27长4+5油藏单井产能低、整体开发水平差的问题,从储层物性、注采井网完善程度、注水突进及层间矛盾等方面开展了油藏低产井的成因分析,并逐步形成了注采平面调控、纵向剖面治理、水井强化注水及油井措施挖潜等配套产能提升技术。矿场实践应用显示,罗27长4+5油田53口低产井平均日产油由54.63 t上升到59.32 t,平均日增油4.69 t,起到了较好的增油效果。研究成果为油田的高效开发提供了一定的技术支持,为同类油田提供了较好的借鉴。     

低产泵况问题井的治理探讨

受国际、国内产量宏观调控及成本控制的影响,泵况问题井的井数日益增多,我们龙虎泡作业区的低产井有224口中,占全作业区总井数的48.49%,分析低产泵况问题井对油田开发及管理带来的影响因素,对作业区非常重要,而且对低产泵况问题井的治理也是迫在眉睫,低产泵况井的治理对提高我们作业区的产量有很大的帮助,通过分析低产泵况的原因有漏失时间较长、机采井井筒中管理难度大等问题,龙虎泡作业区于2012年对低产泵况问题井展开了全面的调查,在确保提高产量的前提下,减少对油田开发的影响,并根据其潜力和影响程度,提出了分类的治理措施。     

红河油田某井区长9油藏储层特征研究

通过对红河油田某井区长9油藏储层的岩石特征、孔隙结构特征、物性特征、储集空间类型、储层分布及敏感性进行综合研究,为红河油田某井区长9油藏综合治理方案实施提供依据。     

化子坪区长2油藏低产低效井治理对策

随着开发的不断推进,化子坪区长2油藏产量递减较快,含水上升速度快,油井见效不明显,单井产能降低,低产低效井比例逐渐增大,严重影响整区的开发效果。本文分别从地质和开发两个方面分析造成低产低效井的成因,并结合多种工艺手段,制定出合理的改造对策,同时配合实施精细注水调整工作,减缓平面矛盾,提高整区开发效果。     

直罗油田芦46井区注水开发可行性研究

对直罗油田芦46井区长8油藏地质概况、试采试注特征、注水开发的必要性和可行性等方面进行注水研究,研究发现:该研究区虽为低压、低孔、特低渗、弹性-溶解气驱岩性油藏,但实施注水开发后采收率可提高到27.6%,表明研究区适合进行注水开发。此次研究具有一定的实际意义,不仅为该区制定合理有效地开发方式提供了科学的依据,也为类似油田的开发提供了借鉴指导。     

南梁油田长4+5油藏产量影响因素及对策研究

南梁油田南部的午86区长4+5油藏规模上产后,部分低产低效井增多,含水上升加快,严重影响了油田的开发效益。通过对该区块的产量因素展开分析,认为单井产量与油层厚度和渗流能力、地层压力、注采比存在关联,也与注采完善程度存在一定的相关性。针对这些影响因素,提出了制定合理的注采比、注水强度、流压等开发技术政策,完善注采井网,强化注水井剖面治理,以及开展高含水井治理等治理对策,为下步提高采收率提供了方向。     

志丹油田长3油藏注水开发效果评价及调整措施——以正285井区为例

在正确认识志丹油田长3储层基本地层特征的基础上,针对正285井区长3油藏产量下降快,含水率上升高问题,从日常生产数据、产量递减规律、含水上升规律等方面展开开发效果评价工作,建议合理注采比开发参数,提出完善井网具体措施30口及补孔方案8口,推动了长3油层的有效开发,进一步提高油田的产能,满足油田长期发展的技术要求。     

子长油田石家坪区长2注水开发区稳油控水技术研究应用

子长油田石家坪区长2注水开发区,经过23年的开发,油田已进入高含水开发阶段,在注水开发的不同时期,油藏呈现出各异的开发矛盾。石家坪区长2注水开发区现有注水井23口,对应生产井78口,目前该区域生产井进入低产高含水阶段,平均单井日产液0.13 t/d,平均含水率高达91.3%,12口生产井因水淹而被迫停井,稳油控水形势日益严峻。通过对石家坪区长2注水开发区地质研究、开发状况梳理、注水井和受益生产井生产动态分析等,绘制各个井组连通图,提出对注水井和生产井的测试方案。针对测试结果编制科学合理经济可行的治理实施方案,达到稳定原油产量,降低受益油井综合含水率的目的,为以后高含水区域综合治理探索方向,提供科学可行完整的治理方案。     

渭北油田WB2井区长3致密油藏开发方式探讨

渭北油田WB2井区位于鄂尔多斯盆地南部,长3储集层致密,孔隙结构复杂,储层微裂缝较发育,地层压力系数低,油水粘度比较大,开发难度大。WB2井区长3致密油藏2013年开始进行规模水平井多段压裂后弹性能量开发、直注平采井网注水开发、直注直采矩形井网注水开发、直注直采井网注CO_2非混相驱开发及微生物吞吐开发试验。开发试验表明水平井多段分段压裂后弹性能量投产初产较高,但递减快;直井多段超前注水有助于提高水平井初期产能并减缓水平井递减;直注直采注水开发水淹油井比例高,注水开发过程中应合理控制注水井注水压力、注水强度及油井压裂规模;注CO_2非混相驱及微生物吞吐对提高WB2井区长3致密油藏采收率效果不明显。     

直罗油田大东沟井区长2油藏井网井距评价及储量预测

长2油藏为直罗油田大东沟井区的主力开采油藏,属于裂缝性低渗透油藏,产量递减快,需依靠注水来保持地层压力进行开采,论证得到长2油藏进行注水开发是可行的,计算合理的井网密度和极限注采井距,进而确定合适的井网形式,最后进行采收率预测并确定可采储量。     

PI决策技术在姬塬油田罗27长4+5油藏调剖堵水中的应用

姬塬油田罗27区长4+5属于典型的"三低"油藏,储层致密、微裂缝发育,非均质性强。常规的动态调整和示踪剂监测判断来水方向难度较大,为了提高注入水利用率,罗27区长4+5油藏运用PI决策整体调剖技术,有效的封堵了高渗透层,缓解了油田含水上升速度,提高了水驱采收率。     

油井永久性封井现场监督工作重要性的探讨

油水井封井工作是油田开发生产活动中重要的环节之一,封井工作的监督与落实,将对该区的未来油田开发及环境保护产生深远的影响。目前,国内关于油水井封井工作的标准及规定尚未明确的定义。本文以安塞油田长东采油作业区油井永久性封井为例,论述油水井在封井过程中监督工作的重要性,为进一步提高油水井封井质量提供一点参考。     

水力径向钻孔治理低产低效井效果分析

头台油田共有低产低效井458口,单井日产油仅0.1t,其中长关井146口,油井利用率低,严重影响油田开发效果。水力径向钻孔是治理低产低效井的重要措施,主要选择油层薄、排距大的低产液井开展措施增油。本文主要从储层发育状况、油水井连通状况和断层影响等方面进行分析,详细阐述了影响措施效果的主要原因。通过对比分析,初步确定了下步径向钻孔的选井选层条件。     

姬塬油田吴仓堡区长6油藏注水开发政策适应性评价及下步调整建议

姬塬油田吴仓堡区长6油藏为典型的低渗、低压、低产油藏。开发初期为实现和确保该油藏的持续稳产和高效开发,在精细刻画储层微相的基础上,制定出适合该区储层特征的高效开发模式及分层注水开发技术政策。本文主要从注水开发技术政策实施以来油藏动态变化进行分析,分区域评价注水开发实施效果,提出了下步注采调整建议,并针对目前困扰和影响该油田高效开发和持续稳产的因素提出了下步的稳产思路。     

李家岔长6超低渗透油藏注水开发可行性研究

李家岔长6油藏属于超低渗透油藏,前期自然能量开发产量递减大、采收率低,无法满足工业开采的要求。为了提高油藏的单井产量和采出程度,本次研究从油藏注水补充能量的必要性出发,利用目前成熟的油藏工程方法,对8611井区长6油藏储集层流体渗流特征、注水适应性以及注水提高采收率效果进行分析。同时针对李家岔长6油藏自然能量转为注水开发的必要性开展研究,提出合理的注水开发方案,为油田稳产方案设计提供了依据。     

甘谷驿油田唐157井区注水开发实践及效果分析

甘谷驿油田唐157井区油藏地质特征与储层特征研究表明井区长6油藏属于低渗透油藏,针对目前开发现状及目前存在的主要问题,通过已有井的动态资料研究单井产能、含水率变化及其油井产量的变化规律,对注采、井网系统、注水情况、水驱状况、动用状况及注水井的受效特征进行分析,综合评价了唐157井区的注水开发效果,为特低渗透油藏注水开发提供了可借鉴的经验。     

华庆油田白257区长6油藏井网加密技术研究

针对白257区长6油藏所面临的综合含水高、地质储量采出程度低、油井产能较低,低产井比例偏大,产量与油层发育不匹配等开发矛盾,在地质特征及开发现状研究的基础上,以关50-197和关44-203两个典型井组为例,结合油藏工程和地质研究的认识,利用数模方法进行井网加密方案的设计与优选,最终确定关50-197井组CASE 2与关44-203井组CASE 3为最优方案。