提高L1长8油藏中部水驱开发效果研究

姬塬油田L1长8油藏中部主要是注水开发,随着开发时间延长,开发矛盾逐渐暴露:水驱状况较差;地层压力保持水平较低,恢复缓慢;裂缝见水井逐年增多,注采矛盾突出;低产井所占比例较大等,导致油藏递减率加大,含水上升速度加快,严重制约了油藏水驱的高效开发。本文通过研究水驱开发的影响因素,开展相应的对策研究,为油藏高效开发提供强有力的技术支撑。     

陕北M油田长8油藏注水井欠注原因及治理措施

针对陕北M油田长8油藏注水井高压欠注的问题,通过对储层特征、注入水和地层水的配伍性、井筒及地面注水系统的分析,找出陕北M油田长8油藏注水井的欠注原因并提出相应的治理措施,对该区块合理实施降压增注措施和保持长期稳定注水高效开发具有重要意义,为下步治理同类油藏提供了借鉴。     

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。     

姬塬油田吴420区块长6油藏油井堵水技术应用及评价

姬塬油田吴仓堡区长6油藏属于典型的特低渗油藏,微裂缝发育,储层物性差,非均质性强,隔夹层发育,加之储层中存在天然裂缝,使开发难度加大。经过几年的注水开发,在原始地层状态下成闭合的天然裂缝慢慢开启,注水井出现指状吸水,尖峰吸水,层间层内矛盾突出,油井一段时间后含水上升或出现爆性水淹,损失油井产能,加快了油藏开发的递减,因此见水井的治理成为了油田稳产中一项重要的工作。     

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。     

谭家营北区长6油藏周期注水方案研究

谭家营北区长6油藏物性差，受裂缝及非均质性影响，随着开发年限的增加，油田注采失衡矛盾加剧，含水上升速度加快，水淹井变多，导致油藏整体的采收率变低，针对目前的开发形势，急需改变注水方式。采用了理论研究与数值模拟相结合的方法，确定了谭家营北区周期注水的半周期、周期注水量、周期注水间隔等参数，对下一步规模推广周期注水起到了一定的指导作用。     

耿83区长4+5、长6油藏油井增产措施分析

耿83区长4+5、长6油藏受注入水与地层水不配伍影响，地层堵塞问题逐年加重，且非均质性强、微裂缝发育，注入水易沿高渗段突进造成油井见水，常规方式治理难度大。为探索合适的见水井及低产低效井治理新思路，2013年在耿83区开展了暂堵酸化、堵水压裂等工艺的治理实验，均取得了良好的效果。本文主要结合油藏动态对各项措施进行分析，进一步探讨其在耿83区的适应性及选井条件。     

超前注水技术在铁边城地区长4＋5油藏开发中的应用

铁边城地区长4＋5油藏属于典型的低渗透油藏,针对其低渗透油藏递减快、稳产难、采收率低的特点,进行了超前注水技术应用研究。在油藏研究基础上从水井注水时机、注水见效时间、注水压力、注水强度的确定4个方面对超前注水技术措施进行了阐述。该方法取得了明显效果,对铁边城地区低渗及特低渗透油藏的开发具有重要意义。     

盘古梁长6油藏低产井治理技术对策

针对盘古梁三叠系低产井的生产情况,储层条件分析低产井形成的原因,目前盘古梁区低产井将近占到该区总井数的一半,如何有效开发低产井,是进一步保证稳产、提高油藏开发水平的主要目的。在日常工作中根据油水井动态反应,摸索出了以油藏为主题,以局部区域油水井为单元、强化注水、平面调差、剖面治理、措施引效等为手段,对低产井进行治理措施。     

寨子河油区长8油藏注水开发研究

寨子河油区自上而下钻遇了延安组、延长组等多层系含油复合区,长8油藏是其主力油藏之一。截止到2020年12月底,长8油藏总井数152口,其中采油井109口,注水井43口。通过地质和试油试采数据研究,以完善注采井网、注采对应、部署层间超前注水为目标,实施科学配注,实现了该油藏的高效注水开发。     

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。     

罗27长4+5油藏水淹井调剖治理效果评价

罗27长4+5油藏裂缝性特低渗油藏于2009年开始规模开发,属于岩性油藏,其油层主要为大规模的湖泊三角洲相沉积。油藏分注区注采关系复杂,精细管理难度大,稳产难度大。该油藏目前已经进入中含水开发阶段,随着注水开发时间的延长和采出程度的增加,主力油层见水,含水上升速度加快,见水井不断增加,剖面和平面矛盾加剧,油田递减加大,稳产形势严峻。     

石场子油区长2油层水驱动用状况分析及综合治理

石场子研究区进入中高含水开发阶段,因低产、高含水等原因已累计关井130余口,部分井组油水井注采对应关系差,水驱储量动用程度低;部分井注水突进问题明显,影响水驱储量控制程度低,油藏整体表现为油井自然递减增大、含水上升率抬升的趋势,水驱状况不清楚,严重困扰了后期的油田稳产综合治理。本文以延长组长8油藏为目标,重点研究油藏水驱动用状况,评价注水开发效果,寻找开发中存在的主要问题,提出综合治理调整意见,指导油田稳产。     

涧峪岔低渗透油田长2底水型油藏高含水原因及注水部位初探

涧峪岔油田长2油藏为典型的底水型低渗透油藏,随着注水开发时间的推移,区内含水率不断上升,对长2油藏注水部位各学者和油田工作者产生了不同的意见。本文在对底水型低渗透油藏水淹机理和长2油藏含水上升原因分析的基础上得出：①涧峪岔油田长2油区压穿底水的可能性较低;②生产中应重点防止底水锥进现象的发生;③注水井与生产井之间发生裂缝沟通现象可能性小;④含水上升的原因有地质的也有后期工程的,应该应用生产井堵水、注水井调剖、复合调驱等技术来解决;⑤技术手段只能缓解但不能阻止含水率的整体上升;⑥最佳注水部位应该为油层部位。     

下寺湾油田桥镇区长8致密油藏主控因素分析

下寺湾油田桥镇区长8油藏属于典型的致密油藏。通过分析认为，长8沉积期三角洲前缘砂体控制致密油藏规模，优质烃源岩的分布控制致密油分布范围，有效的储集空间控制石油储集量，良好源储配置控制着致密油藏的富集程度，多重因素的有利组合是桥镇区长8致密油藏的主控因素。     

A油田C区长6油藏开发调整方案研究

A油田C区长6油藏属于典型的低孔特低渗透率油藏，经过近7年的开发，目前存在着油层非均质性强，油井见效程度差异大，注水井吸水不均，无效注水情况严重，水驱油效果较差等问题。为了有效控制含水率上升和提高采收率，在动态分析基础上，利用数值模拟技术对开发过程中存在的主要问题进行综合分析研究，提出了合理的调整方案，为高效开发该区块提供了技术支持和决策依据。     

甘谷驿油田1380井区泡沫综合调驱技术研究与应用

甘谷驿油田1380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,注水开发过程中,由于地层非均质性和天然裂缝发育等因素,极易造成油井水串、水淹,造成注水失效。针对该区设计并优化了泡沫综合调驱方案,共计在1380井区应用4次,有效改善了水驱状况,提高了注水波及面积,为该区高效水驱开发提供了有力保障。     

鄂尔多斯盆地中西部地区长6油藏控制因素

分析鄂尔多斯盆地中西部地区长6油藏控制因素,为进一步寻找油藏提供依据。在对钻井、录井、分析测试和试油等资料综合分析的基础上,讨论了盆地中西部地区长6油藏的控制因素。研究区长6油藏的形成受烃源岩条件、岩性圈闭构造、油气运移裂缝及沉积相带分布四种因素控制。     

姬塬油田长6油藏超前注水分析与评价

姬塬油田长6油藏属于低渗透油藏,开发过程中采用超前注水技术。针对长6油藏采收率下降的现状,研究分析了超前注水的时机、地层压力、井底流压、注水强度和采液速度5个方面,确定了合理的超前注水参数。研究认为地层压力低、井底流压不足和采液速度低于合理值是造成产量下降的主要原因。     

双河油区产量动态特征及低产成因分析

经多年开发双河油区长6油藏地层压力下降,产量持续递减,严重制约了油藏的有效开发。以Arps产量递减方法为基础对研究区产量递减规律及其递减原因进行分析研究,结果表明,双河油区长6油层组产量递减属于双曲线递减,注水量下降及供液不足是产量递减的主要原因。同时针对近年来低产低效井比例逐年增加的现状,从地质、开发等因素对低产低效井成因进行分析,针对储层物性差,天然能量较弱,注采井距偏大,注采对应率低。提出了4种相应的调整对策：整体压裂,加强注水,减小注采井距,增加注水井及注水井补孔压裂。这对于减缓油田产量递减,提高油田原油采收率,改善开发效果具有重要意义。