克拉玛依油田八区下乌尔禾组油藏行列注水试验区开发试验效果

克拉玛依油田八区下乌尔禾组油藏是特低渗透、微裂缝发育的巨厚层块状砾岩油藏。1979年采用反九点法面积井网试验开发,经历了三次加密,实现了全面注水开发,由于八区下乌尔禾组加密后,地层压力下降快、见水未见效井较多,稳产基础差。为寻求合理注采井网,为提高注水开发效果提供依据,论证现有注采井网方式调整的可行性,建立水压驱动,2006年10月在256井断裂上盘中部采矛盾突出的八个井组开展行列注水试验。试验开展3年来结合油井配套措施,有效地扩大了注水波及体积、减缓压力下降及递减,行列开采形势有所改观。对比八区下乌尔禾组油藏上盘4＋5井网效果较好。     

小拐超低渗裂缝性油藏注水开发数值模拟研究

小拐油田夏子街组油藏为低孔、超低渗裂缝性砾岩油藏,开发难度大。在地质三维精细油藏描述的基础上,充分利用现有生产动态资料,针对不同注采比、注水部位、注水方式及不同采油速度下的开采效果,合理井网及井排切割裂缝方向,不同开采方式（如溶解气驱、注水）下的采收率,裂缝参数敏感性分析及其对开发效果的影响程度等方面展开讨论,研究了深层裂缝性油藏注水开发的可行性,为该油藏的合理开发提供了较为充实的理论依据。     

低渗透油藏压裂井堵水技术研究与应用:以石南21井区头屯河组油藏为例

石南21井区头屯河组油藏为低孔低渗油藏,46.2%的油井都进行过压裂改造,注水开发过程中注入水易沿人工压裂缝快速窜入油井,导致压裂井采出程度低。通过对压裂井见水特征分析,结合实际施工案例,总结出地质选井原则及最优施工参数,形成压裂井堵水技术。该技术在石南21井区头屯河组油藏应用效果好,成功率达66.7%,累计增油3.3×104t。     

丰富川高含水特低渗油藏注水优化技术

丰富川油田为低渗透油藏，2002年开始对长2油藏进行前期注水先导实验，2003年基本实现全区注水开发，但全区开发效果不理想。综合含水率由2003年的25.0%上升到2015年的92.0%，进入超高含水开发阶段。该区主要面临的问题是裂缝性水淹水窜现象较为严重，油井含水率上升明显，单井产量低，油田产量递减快等。对全区进行了地质再认识，在对单砂体精细对比、完善注采井网、提高小层对应程度的基础上，一是提出了整体上大面积注水，局部上缓慢温和注水的注水方式，以补充地层能量；二是提出了采用两套井网，实现分层开采的方法，以扩大原始井距，解决层间矛盾；三是采取单井引效措施，以提高单井产量，最终改善全区开发效果。     

王场油田78-2井区改善注水效果及对策探讨

影响王78-2井区注水开发效果的主要原因一是天然能量不足、注水滞后,加之初期注水强度过大,造成了直接影响;二是注采井网不完善或注采井网与地质特征不匹配。采用周期注水或脉冲注水是低渗透裂缝性油藏水开发中重要的调整方式。保持合理的注采比能改善低渗透裂缝性油藏的开发效果。     

坪北区低渗透油藏开发调整措施及效果

安塞油田坪北区是低孔隙度、低渗透率和具有微裂缝的岩性油藏。油井无自然产能,油藏地饱压差小,温度低,生产难度大。针对这种情况,采取优化调整注采井网、优化调配注采方式、油藏扩边增储、油井压裂增产等措施,取得了较好的开发效果,具体表现在以下三个方面:一是老井递减率逐年下降;二是油区含水上升率控制较好;三是保持了持续稳产。     

火山岩油藏注采动态特征研究

火山岩油藏无论在国内或国外,其数量与规模都既少又小。我国的火山岩油藏主要分布在新疆,这些油藏注水开发已有数年,其动态特征表现为：油井产能高低悬殊;油井及油田产量递减均快、油藏无稳产期;注水井吸水差别大;注水开发时少数油井水窜水淹严重、而多数油井长期不见注水效果;油藏采收率多在8％－13％之间。上述注采特征与油藏裂缝发育、非均质性极强的地质特点是相一致的。根据上述特点,建议火山岩油藏的开发应慎重注水,重点做好高产井管理,水窜严重的井组采取停注或间注等方式进行开采。     

特低渗透油藏注水开发实践及认识——以明9-6-1井区为例

明9-6-1井区属于特低渗透油藏,储层物性差,部分油井投产初期具有一定产能,但产量递减快,注水效果差。针对井区特征,在开发过程中,对油井实施增油措施改造,采用水平井开发,完善注采井网,加强油井结盐结蜡的管理。这些措施使井区渗透率明显提高,开发效果明显改善,从而确保了油井的正常生产,有益于特低渗透油藏注水开发实践。     

中-低渗透砂岩稠油油藏开发实践与认识

八面河油田面14区沙四段属于中-低渗透砂岩稠油油藏,储层渗透率较低,孔喉半径小,原油粘度大,采油速度低,开发效果不理想。通过缩小注采井距、完善注采井网,强化注水,后期积极实施压裂、酸化、解堵等增产措施,解放中-低渗透层,能达到提高采油速度,改善此类油藏开发效果的目的。     

延长松700井区超低渗油藏注采系统评价及优化

松700井区超低渗油藏开发过程中主要问题是:注采对应率低,影响注水效率;注水强度低,并随时间推移呈下降趋势;油井见效速度慢,注水效果不明显;地层启动压力梯度高,造成注水井附近憋压;水淹具有方向性,平面波及系数低。分析问题产生的原因,并依据矿场实际生产数据,从注水时机、井网类型、井网密度、油水井数比、合理井距和注采压力系统等方面进行评价和优化;部分研究成果已在生产中得到应用,效果良好。     

克拉玛依油田八区下乌尔禾组油藏小井距试验开发效果技术研究

克拉玛依油田八区下乌尔禾组油藏是特低渗透、微裂缝发育的巨厚层块状砾岩油藏。1979年采用反九点法面积井网试验开发,,井距从550m加密到275m,实现了全面注水开发。“九五”后仍存在采油速度低、见效程度低、压力保持程度低等问题,于2004年在油藏中部4＋5两套加密井网的叠加区开展了小井距试验,由275m×388m反九点加密为138m×195m反九点,后期转为五点井网平行裂缝方向注水。同时,控制单井注水量,采用点弱面强的注采政策,试验五年以来通过井网加密调整改善水驱控制程度,缩小井距、提高压力梯度使低渗透率油层充分动用起来,小井距开发在油田生产中后期取得了较好的成效。     

克拉玛依油田七中区石炭系油藏注水开发特征研究

克拉玛依油田七中区石炭系油藏为构造裂缝和溶蚀孔洞的火山岩基岩油藏,受构造和裂缝控制。储层主要岩性为安山岩玄武岩。油藏采用衰竭式开采递减大、采收率低。由于油藏裂缝发育、非均质性极强,注水开发水淹水窜严重,多数井长期注水不见效。该油藏注水开发已经26年,注水补充地层能量,油藏递减得到减缓;通过研究油藏地质特征,油水分布和运动规律,开展多方式精细注水,油藏目前采出程度达到18.71%,开发取得成效。     

盐间泥质白云岩油藏注水开发实践与认识

王场油田盐间泥质白云岩油藏于2003年10月投入注水开发,经历了灌水采油、对井注水试验及王平1井区注水开发试验等过程。通过对其开发效果进行分析,总结出了裂缝区、裂缝+孔隙区及孔隙区等不同储层的注水开发特征;并针对注水开发中存在的水线推进速度快、注水方向性强等问题,提出下步工作建议及设想,如开展老区注采井网的完善及注水方式调整的试验工作,王南新区仿水平井注水开发试验等,以达到提高该油藏水驱储量动用程度,提高开发效益,并为该类油藏的注水开发提供依据的目的。     

克拉玛依油田九区288断块油藏地质特征及储层敏感性研究

克拉玛依油田九区是一个复杂的构造断阶带,288断块处于九区推覆体前缘,属克百大逆掩断裂带中段的三级构造单元,其四周被426井断裂、克百断裂与古42井断裂挟持。288断块三叠系克拉玛依组油藏1985年申报探明地质储量,由于探井试油产量低,储层物性差,长期未被动用。2000年以来开展油藏精细描述,利用探井、取心井钻井、测井、取心资料进一步研究油藏地质特征及储层敏感性,同时开展注水开发可行性实验,实现油藏注水开发。     

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。     

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油气藏注水替油开发研究

塔河油田奥陶系碳酸盐岩缝洞型油藏非均质性强、油水分布规律差。部分高产井易水淹或产量大幅度递减。在生产实践中,发现部分单井在压井后,压力明显上升、可以恢复部分产量。分析奥陶系碳酸盐岩缝洞型油藏储层特征,研究注水开发的地质影响因素,并通过对注水替油的机理研究,结合现场单井注水替油和多井缝洞单元注水替油的实践,来分析选井、选层及注采参数的影响,评价注水替油开发效果,优化注水方案设计,是为了使注水开发在塔河碳酸盐岩油藏的推广应用,以便提高油田采收率。     

延长油田西部油区长6油藏开采技术政策研究

通过对延长油田西部油区三个典型工区长6油组的小层顶面构造特征、砂体展布特征、油层厚度分布特征、顶面构造与油层厚度、储层岩石学特征、孔隙结构特征的研究,建立了基础数据库,并采用petrel地质建模软件进行地质建模。依据分层数据、井斜数据、小层顶面构造图,建立构造三维模型。分析研究各小层的砂层展布特征及物性变化规律,在相控的基础上建立孔隙度、渗透率、饱和度三维地质属性模型;根据油藏工程方法和低渗透油田注水开发理论,结合动态监测资料,对西部长6油藏未注水老区进行井网适应性评价研究,确定了科学合理的注水开发技术政策。     

裂缝性火山岩油藏注水开发特征—以克拉玛依油田一区石炭系油藏为例

克拉玛依油田一区石炭系油藏属低孔、特低渗透且裂缝发育的非典型双孔介质火山岩油藏。衰竭式开采产量递减大,采收率低。注水开发具有见效反应弱,含水上升快,水驱控制程度低的特征,注水后油藏能量得到补充,递减减缓,采收率提高2倍多,注水开发取得了成功,其开采经验可为此类油藏的开发提供借鉴。     

“三低”砂岩油藏改善开发效果技术研究与实践

牛圈湖西山窑组油藏属于特低渗、低压、低流度的"三低"砂岩油藏,开发方案实施后,表现出非均质性严重、注水效果差、单井产量低等现象。为了改善油藏开发效果,首先建立分区测井解释模型及标准,对所有井重新测井解释及储量复算,并开展精细储层非均质性描述及相控精细地质建模。在深化油藏认识基础上通过实施超前温和注水、开展井网加密调整、制定选井标准开展重复压裂、实施层内分注和双液法调剖体系改善剖面矛盾等一系列技术措施,油藏注水状况逐步好转,采油速度不断提高,开发效果明显改善,为此类油藏改善开发效果提供了可借鉴的经验。     

三孔隙度测井方法在识别裂缝中的应用

新站油田由于天然裂缝发育,注水开发后油井含水上升快,见水井无明显的方向性.根据天然裂缝、诱导缝等对孔隙度的响应不同,开展了裂缝的识别研究.利用该油田5口井12个裂缝不发育层段的微电阻率扫描成像解释资料,通过对孔隙度测井系列(声波测井、中子测井、密度测井)测得的3种孔隙度进行归一化处理,求得裂缝指示特征系数FR1、FR2.然后对该油田2个裂缝发育层段进行裂缝识别,并且在微电阻率扫描成像图和XM AC图上得到证实.