单2块沙一段中低渗稠油油藏提高采收率技术

本文论述了单2块沙一段中低渗稠油油藏低采出程度、低采收率的开发现状,通过开展水平井+分支水平井组合开发模式提高采收率配套技术研究,提高单2块沙一段开发水平,取得了显著的增油效果。     

从井网密度方面对台9区块开发井网进行井网适应性评价

本文针对台9区块存在的单井产量小,注水强度低,地层压力不稳定,水驱效率低,注入水利用率低水驱控制及动用程度低等一些问题,从合理和极限井网密度方面对台9区块开发井网进行井网适应性评价,对以后开发台9区块起到积极效果。     

卫43块沙三中3—4低渗透油藏开发部署

随着勘探开发程度的深入 ,渗透率大、物性好的油藏已基本开发 ,且进入到开发后期 ,因此 ,开发好低渗透油藏将是今后增储上产的重要任务。本项目在综合研究地震、钻井、测井等资料的基础上 ,对卫 43块沙三中 3- 4低渗透油藏地质特征进行了精细研究 ,针对其储层复杂、物性差、产能低等特点 ,采取整体部署 ,分批实施 ,逐步完善的原则 ,部署了卫 43块开发方案 ,使卫 43块正式投入开发     

TX断块E1f2开发效果评价

TX块为一常压中质低渗油藏。该断块经过5年开发,先后经历压裂投产—转注水开发—第一次井网加密—第二次井网加密四个开发阶段,由于油井大部分压裂,且井斜大、作业频繁,内部点状注水,导致该块采出程度低、采油速度低、区块含水高,开发效果差。为此,对E1f2开展了动态调整及现场试验等前期研究工作,提出开发调整的建议,以期改善该块开发效果。     

卫22块提高水驱采收率的实践与认识

卫22块是中原油田所属区块中开发效果较好的一个区块,该块是常温常压、低渗透、复杂断块油藏,含油层系沙三中、沙三下,标定采收率56.38%;经过30年的开发,在采出程度高达50.5%的情况下,采油速度还保持在1%左右,卫22块在开发中主要做好了注水开发的工作。     

水平井技术在千12兴隆台油层南块的应用

在千12兴隆台油层南块油藏地质特征及剩余油分布规律研究再认识基础上,针对该块水淹严重、剩余油层薄,并且利用直井开发油汽比低仅0.18无法实现经济有效开发等问题,运用油藏精细描述、油藏工程等方法,对薄层稠油利用水平井开发的可行性进行研究并得出:南块适宜采用水平井开发。通过现场实施千12兴隆台油层南块取得了较好的效果。     

欢喜岭油田难采储量综合评价研究

研究欢喜岭油田欢60块沉积特征、油层、砂体的分布及开采特点和规律,并对直井开发效果进行评价,对欢60块油井井况差,油井利用率低,整体采出程度低的问题进行分析,利用水平井泄油面积大,生产压差小、具有防砂、抑制边底水的特点,充分动用该块的难采储量,以达到提高该块采出程度的目的,经过分析论证和已完钻水平井生产效果,证明利用水平井吞吐开发是目前技术条件下唯一有可能有效动用该块难采储量的开采方式,对辽河油田稠油油藏的有效开发具有借鉴意义。     

台9区块开发井网进行水驱控制程度评价

本文针对台9区块存在的单井产能低,注水强度大,地层压力保持水平低,水驱效果不明显,注入水利用率低水驱控制及动用程度低等一些问题,从水驱控制程度这个方面对台9区块开发井网进行评价,为以后井网的开发调整和油田的产量提高起到一定的积极作用。     

商河油田商三区低渗透油藏井网优化及挖潜技术研究

目前商河油田商三区低渗透油藏注采井网遭到破坏,水驱控制程度大幅下降,水井注不进,油井低产低液,开发遇到困难。本文针对商三区低渗透油藏特点,选取商13-60块沙二上和商13-58块沙三上为研究对象,在油藏精细描述研究、开发效果评价、剩余油研究和井网研究的基础上,寻找潜力,研究挖潜技术,制定挖潜方案,提高开发效果。     

注水注气联合驱动高效开发高倾角油藏

L块油藏为低孔低渗稀油油藏,地层倾角大,9~30°。该块于1989年依靠天然能量进行开发。经过20多年降压开采,处于低产低效开发阶段,急需转换开发方式。本文针对L块地质特点设计6种注水方式,面积注水、低部位注水、高部位注水、边缘注水、气水联合驱动、行列注水,分析认为,L块地层倾角大,高部位注气和低部位注水相结合的气水联合驱动的转换方式更适合L块。     

缝网压裂技术在低渗透油藏应用效果浅析

低渗透油气藏在我国油气勘探开发中的地位日益重要,大庆外围低渗透油田A区块开发过程中暴露出注水压力高且上升速度快,注采井距过大,油水井难以建立有效驱替,油井受效差等矛盾,针对这些矛盾我们在A区块M井组进行缝网压裂试验,探索提高低渗透油藏单井产量的有效技术措施,以期为我国低渗透油田开发过程中挖潜增效提供参考。     

AA区块超前注水技术开发效果分析

AA区块属于低渗透难采储量,为欠压油藏,压力系数只有0.87,针对低渗透欠压油藏递减快、稳产难、采收率低的特点,采取了超前注水开发。在油藏工程和数值模拟研究基础上,对水井超前注水时间、注水PV数、注水压力、注水强度等参数进行设计,AA区块投产后,取得了明显效果。超前注水技术成为提高欠压油藏开发效果的有效技术手段,为同类油藏开发起指导作用。     

低渗透砂砾岩提高采收率技术研究——以利853块为例

利853块位于利津洼陷北部郑南斜坡带上,主要含油层是沙三、沙四段砂砾岩体,属于低孔、低渗储层;该块2003年投入开发,目前采油速度仅为0.18%,采出程度为3.08%,针对油藏"双低"现状,开展综合地质和提高采收率技术研究,优选适合该油藏的开发方式,采用细分层系、加密井网、仿水平井小井距开发,提高低渗透油藏的开发效果,对同类油藏的开发具有重要的指导意义。     

胡十二块油藏流体性质研究

胡十二块目前面临着高含水低采出程度的问题 ,造成该状况的主要原因是胡十二块为严重非均质油藏。通过对胡十二块油藏内流体性质及变化规律的研究 ,充分认识了胡十二块原油物性、化学组成及油田水在注水开发中的变化 ,并进一步研究了流体性质在油田开发中的应用     

齐108块吞吐中后期提高油层动用程度技术研究

齐108块属于薄互层稠油油藏,开采年限达20年,目前已进入吞吐开发后期,由于吞吐周期高、地层压力低、井况逐年变差等因素,油藏开发效果不断变差,呈现"双高、双低"特点,既采出程度高、区块含水高、采油速度低、油汽比低。在实际动、静态资料及开发效果分析的基础上,进一步认清油水关系,研究齐108块剩余油分布,通过油层纵向调剖,充分动用纵向上油层,深化挖潜,取得较好的开发效果。在开发方式未转变之前,提高吞吐阶段采收率。     

锦94块开发中后期综合开采技术研究及应用

锦94块是锦45块的一个次级断块,是底水不活跃的稠油油藏。针对该块目前采出程度高、地层压力低、油汽比低、产量低,结合目前蒸汽吞吐后期的生产形势和特点,完善了一套以精细地质研究为基础,以重新认识油层、优选注汽方式、合理工作制度和新的工艺措施组合为手段的综合技术,来提高区块的产能,对于低孔、低渗油层的开发具有一定的借鉴作用。     

稠油油藏吞吐末期转火驱开发技术研究

G块为普通稠油油藏,于1977年采用蒸汽吞吐方式投入开发,经过20多年的降压开采,油藏压力水平低,油井产能低,进入低产低效阶段,迫切需要转变开发方式提高油藏采收率。G块油藏埋深-1510m~-1690m,不适合蒸汽驱、SAGD,适合火驱。运用数值模拟对火驱开发关键参数井网井距、燃烧方式、点火温度、射孔井段进行研究。该研究可为同类型油藏转火驱开发提供借鉴。     

台9区块开发井网进行井网适应性评价

针对台9区块存在的单井产能低,注水强度大,地层压力保持水平低,水驱效果不明显,注入水利用率低水驱控制及动用程度低等一些问题,从可采储量及采收率,采油速度及比采油量,采液强度、采油强度及注水强度,地层压力保持水平等几个方面对台9区块开发井网进行井网适应性评价,为以后井网的开发调整和油田的产量提高起到一定的积极作用。     

濮城油田低渗透油藏开发研究

本文总结了濮城油田较典型的低渗透区块濮 67块的开发简历和稳产增产措施 ,详细介绍了储层保护、压裂、重复压裂改造、小泵深抽等具体作法 ,阐明了低渗透油藏注水开发的不利因素 ,讨论了低渗透油藏的采收率 ,最后对低渗透油藏的开发提出了几点认识和建议     

低渗透油田A区块加密调整研究

A区块开采目的层为低渗透扶余油层,在300×300m反九点面积井网水驱开发条件下,区块水驱储量动用程度低,单向及不连通水驱储量超过总水驱储量的50.9%。为了改善区块开发效果,对A区块实施对角线加密调整,进一步完善油水井注采关系。区块水驱控制程度和水驱采收率分别增加5.9和6.6个百分点,取得了较好的开发效果,为低渗透油田开发调整提供了经验和依据。