陆151井区头屯河组油藏治理对策研究

陆151井区头屯河组油藏包括上层中孔、低渗带边水的J2t21油藏;中层中孔、中渗带边水的J2t22油藏;下层中孔、低渗带底水的J2t1油藏。油藏自2013年开始油藏递减加大,含水上升速度加快,生产形势严峻。后期通过对油藏实施一些稳产治理措施后,油藏递减趋势减缓,年绝对油量递减下降了5.8个百分点;水平自然递减下降了26.0个百分点,含水上升率下降了15.2个百分点,有效稳定了油藏生产形势。     

塞169油藏中高含水期稳产对策研究

安塞油田塞169油藏为注水开发油藏,目前区块处于中高含水阶段,油藏20102012年含水上升率分别为3．21％、0．57％、2．7％,含水上升速度快,油藏稳产难度大。通过注采强度优化调整,有效缓解了含水上升与液量下降、油量下降之间的矛盾,对中高含水阶段的注水开发油藏制定稳产措施具有一定借鉴意义。     

陆梁油田陆22井区呼图壁河组油藏提高开发效果研究

陆梁油田陆22井区白垩系呼图壁河组油藏前期含水上升快,阶段递减较大,开发效果变差。本次研究通过小层精细划分,落实了油藏各小层未动用潜力。利用油藏工程法、穿层井和生产动态资料,落实了主力层块剩余油分布特征。通过低效井上返补层、侧钻和注采调控等手段,挖潜油藏剩余油,减缓油藏递减、控制含水上升速度。依据研究结果,实施低效井上返补层6口、侧钻水平井1口,累计增油6240t,注采调控25井次,累计增油1500t。油藏综合递减率由13.6%下降至10.5%,含水上升率由4.6%下降至0.5%,生产形势持续向好。     

渤海X油田水驱开发规律研究及应用

渤海X油田即将进入高含水阶段开发,由于其措施增油效果不明显,综合调整的难度加大,因此准确把握高含水期油田的开发趋势,分析油田自然递减和含水上升率变化趋势,对油田开发工作的正确运行有着至关重要的作用。通过对渤海X油田的含水上升规律与产量递减规律的研究,发现理论的含水上升率总体呈先上升后下降的趋势,且初期变化最高,在含水为35%时达到最大值。在定液量生产下,产量达到高峰值时递减率为零;递减开始时递减率呈先上升后下降的趋势,结合分析该油田实际生产资料,分析得出该油田自然递减率控制良好,仍有下降空间。在中低含水阶段(fw<60%)无因次采油指数下降趋势较平缓,是油田稳产有利时机,含水率在fw为80%时出现一个明显增大的拐点,无因次采液指数会出现急剧上升的现象,因此在fw>80%后可进行后期大幅度提液。     

L井区白垩系清水河组砂岩层(K_1q_1~(1-3)层)油藏中高含水期稳产对策研究

L井区白垩系清水河组(K_1q_1~(1-3)层)油藏属高效开发区块,经过十年开发,已打造成为精品油藏。为保证油藏稳产,减缓递减,实现持续稳定高效开发,在充分认识开发现状和开发过程中存在问题的基础上,本文通过研究历年稳产研究及取得效果总结出"4362"稳产思路,通过稳产对策的实施,油藏含水上升率与油量递减状况得到控制。     

绥靖油田新14区延9油藏开发规律研究

新14区为侏罗系延9油藏,边底水发育,2001年建产,2002年全面注水开发,2007年以前一直保持高效开发,2008年以后随着含水上升速度的加快,两项递减增大,开发形势变差。目前该区油藏综合含水68.0%,进入高含水前期采油期,从综合含水与采出程度关系曲线可以看出,随着采出程度的增加,含水上升趋势明显,稳产难度大。本文通过对油藏各项开发规律的研究,总结出油藏开发过程中好的方面,为同类油藏延长中低含水采油期采油,提高采收率,降低油田自然递减提供依据。     

530井区J_1b_(4+5)层油藏描述应用

530井区J1b4 5层油藏属断层遮挡-岩性复合圈闭砾岩油藏,已进入高含水递减阶段,存在地质模型与剩余油分布认识不够等问题。为延长油藏稳产期和为下步调整作准备,2004-2005年开展了油藏描述:精细地层细分对比及构造解释、定量储层表征、进行合理开采界限研究、精细地质建模和定量描述剩余油。2005年应用成果成功实施了530井区J1b4 5层油藏综合治理,年油量综合递减-1.8%,含水上升率由3.6%降为2.0%,优化注水及措施增油12189t,并应用精细油藏描述成果对J1b52层低阻认识获得突破。     

底水稠油油藏提高采收率技术应用

板64断块馆陶组为底水稠油油藏,开采初期采用直井生产,生产特征反映出底水锥进快,油井见水后含水上升快,年含水上升率为17.16,虽然采取了控制采液量的办法,基本无效。针对油藏采出程度低的问题,开展了四个方面的研究与实践,直井改为水平井开发,微生物复合降粘,注水开发增加平面水驱,调整产液结构,实践证实开发效果得到明显改善,采收率比治理前提高8.0个百分点,为底水稠油油藏开发提供了借鉴意义。     

习二区开发特征及挖潜对策

习二区已投入开发30余年,目前进入高含水开发后期阶段,油井含水不断上升,目前含水高于95%的油井占总井数的59%,但采出程度仅为23%,仍然具有较大的开采潜力,因此需要对习二区的开发现状及潜力进行分析。结合油藏静、动态资料重新落实习二区的开发特征,分析油藏开发中存在的主要问题,并提出相应的挖潜对策,有效控制含水上升率,确保习二区的稳产上产。     

董台12井区油藏渗流特征研究

油水相对渗透率曲线是油水两相渗流特征的综合反映,也是油水两相在渗流过程中,遵循的基本规律。通过对延长王家川油田董台12井区块油藏渗流特征的分析,掌握了该区油藏渗流规律。研究认为:该区油水二相渗流区间相对较窄,最终采收率较低,初期随着采液指数的快速递减,采油指数也呈现快速递减的趋势,含水60%以后,采液能力逐步恢复,但油田整体提液能力不大,最大含水上升率在4-5之间,中低含水期含水上升较慢。     

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。     

非均质底水油藏开发效果分析及后期调整稳产技术研究

马北一号油田是典型的底水油藏,经过十多年的开发,现在已经进入＂三高阶段＂,油藏含水上升速度快,递减速度快,稳产难度大。通过深化油藏动态分析,开展精细油藏描述工作,大量论证稳产配套技术以及稳产方案的编制工作。通过大力推广先进的开发技术和理念。最终致力于谋求解决此类油藏稳产的难题是我们最终的目标。     

新海27块厚层底水油藏注采参数优化研究

新海27块是一个厚层底水普通稠油油藏,水平井注热提液二次开发后,由于底水锥进,水平井含水上升快、产量递减快。通过综合分析水平井注汽后的生产动态特征,运用各种方法优化水平井注采参数,提高厚层底水稠油油藏水平井生产效果,实现了二次开发示范工程持续稳产。     

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。     

陆9井区呼图壁河组K_1h_2~（7-4）油藏稳产技术研究

陆梁油田陆9井区呼图壁河组K1h27-4油藏为一具边水的岩性构造油藏,储层为高孔、高渗。该油藏自2001年投入开发,2002年8月实施全面转注,基本实现了注采同步,有利保证油藏稳产,但自2007年初油藏含水持续上升,年末油藏综合含水率达到44.1%,本年该油藏含水上升率达到5.45%,稳产难度大。为减缓油藏含水上升速度,保证油藏稳产,对其开展油藏稳产技术研究工作。运用油藏数值模拟技术对中含水期油藏开发参数进行优选,确定该油藏目前合理注采比为1.0,合理的采油速度为1.6%,合理压力保持程度为原始地层压力90%左右。K1h27-4油藏进入中含水期,剩余油分布比较零散,利用油藏数值模拟手段开展剩余油特征研究工作,同时引入油藏地质因素及开发动态进行综合分析大大的提高剩余油认识精度,在油藏剩余油特征准确认识的基础上,提出相应的治理措施,取得较好开发效果,为同类油藏开发提供借鉴作用。     

底水油藏合理注采参数研究

新海27块是一个厚层块状底水普通稠油油藏,水平井注热提液二次开发后,由于底水锥进,水平井含水上升快、产量递减快。通过综合分析水平井注汽后的生产动态特征,运用各种方法优化水平井注采参数,有效发挥厚层底水稠油油藏水平井生产效果,实现了二次开发示范工程持续稳产。     

老区稳产的几点方法

油田开发到了中高含水期,水井调配难度大,剩余储量分布零散,油藏层间、层内、平面矛盾十分突出,综合含水不断上升;油层出砂严重,不正常井增多,导致自然递减日益加剧,整体稳产基础薄弱。2002年以来,在正南管理区各断块开展了以稳产基础为目的的挖潜技术研究,通过实施综合治理,改善了油藏水驱效果和井筒管理,采油速度分别提高了0．28％、0．43％,致使老井稳产基础得以夯实。     

论油田控制含水上升率标准的方式方法

所谓"含水上升率"狭义上是指每开采出1%地质储量含水率的上升数值,尤其在油藏开发后期,能否有效地控制油田含水量及含水上升率对于油田产能、成本、效益等均有较大的影响。本文中笔者结合自身经验及相关文献展开研究,通过分析油田含水上升率的规律和控制意义,进一步提出有效地控制方式方法。     

边底水稠油油藏水侵趋势研究——以乐安油田草4块沙二-三单元为例

乐安油田草4沙二-三单元是一个具有强边水的稠油油藏,且与馆陶组的隔层局部缺失,在开发过程中面临着边水推进与顶部动用油藏开发水水侵等问题。本文结合开发实际,分析了此类油藏的水侵方式以及水侵对水驱特征曲线和油井生产周期效果的影响。并根据分析结果及时采取N2调剖等针对措施,取得了良好效果,2012年含水上升率控制在2.4%,为边底水稠油油藏的稳产提供了思路与方法。     

贝16断块布达特潜山油藏水锥成因及压锥方法研究

贝16断块布达特潜山油藏储量丰富,底水充足,自2004年投产以来,累计产量达39.1708×104t,占全区产量的53.91%。是贝16作业区原油生产的主力断块。目前布达特潜山油藏存在底水锥进造成油井含水上升快、产油量递减快的现象,含水快速上升是布达特断块产量递减的主要原因。本文在分析布达特水锥形成原因基础上,结合布达特潜山油藏生产实际情况,探讨如何进行压锥、控水,提高产量。