齐108块“双高期”水淹规律研究及应用

辽河油田欢喜岭油区开发已经超过30年,齐108块是较为典型的开发后期区块,为深入挖掘区块剩余油潜力,地质人员通过深入研究该区块水淹规律,使该区块实现连年稳产,为中后期区块的开发工作提供新的工作思路。     

欢西油田锦607稠油区块蒸汽吞吐后期开发配套技术研究

锦607块位于辽河盆地西部凹陷西斜坡欢喜岭油田西部,目前已进入开发后期,区块稳产难度增大,我们在吞吐开发效果评价基础上,分析区块开发中的问题,通过优化注汽、大修侧钻、压裂防砂、动态监测辅助调补层等措施实现增油稳产的效果,区块增油稳产效果显著,取得了较好的经济效益和社会效益,并形成剩余油挖潜配套技术。     

工程测井在成片套损区的应用

套管损坏不仅影响受损井的正常生产,而且也影响到邻井乃至区块的正常开发,对整个油田的稳产造成极大的威胁。本文结合某区块套损形势和套损开展工作,分析了某区块套损井的特点,套损层位分布以及套损成因,同时结合套损监测,分析了工程测井在成片套损区的应用,明确套损治理的下一步工作思路。     

稠油油田稳油控水技术对策研究

鲁克沁油田2000年全面进入开发阶段,油田包括已经投入注水开发的中区及目前试采的西区和东区。投入注水开发的中区油井见效规模不断扩大,产能相对稳定,区块水驱开发形势整体较好,但也存在注水单向突进、含水上升导致产能下降等矛盾;试采区块衰竭式开发,单井产能下降。因此我们将以"油田开发基础年"、"稳定并提高单井日产量"活动为契机,进一步精细油田注水,改善水驱效果,提高油井见效率,夯实稳产基础,同时通过措施、新技术试验与推广稳定并提高单井日产量,提高油田开发效果。     

超深稠油稳产技术对策研究与实施

鲁克沁油田2000年全面进入开发阶段,油田包括已经投入注水开发的中区及目前试采的西区和东区.投入泣水开发的中区油井见效规模不断扩大,产能相对稳定,区块水驱开发形势整体较好,但也存在注水单向突进、含水上升导致产能下降等矛盾；试采区块衰竭式开发,单井产能下降.因此以“油田开发基础年”、“稳定并提高单井日产量”活动为契机,进一步精细油田注水,改善水驱效果,提高油井见效率,夯实稳产基础,同时通过措施、新技术试验与推广稳定并提高单井日产量,提高油田开发效果.     

冷家油田提高单井产量潜力研究

冷家油田开发公司经过17年的勘探开发,油井开采程度不断增加,开发矛盾日益突出,单井日产量逐年下降。所以,在无优质储量发现的条件下,如何提高油井单井产量是保证冷家油田稳产的重要前提。经过对冷家公司所属区块的地质特点的研究,深入分析影响单井产量的地质因素、开发因素和技术因素,对比不同区块、不同开发方式的开发效果,紧密结合近几年开发技术新进展,探索出能够提高单井产量的技术对策,对冷家油田持续稳产有着重要意义。     

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。     

VSP测井技术在油田开发中后期产能建设中的应用

油田开发中后期,产量递减速度快,而且井网基本完善,给油田的稳产带来了很大的困难,本文重点介绍VSP测井技术的应用,以VSP测井技术为基本,结合全区的三维地震解释及单井地层对比,落实复杂区块的微构造、追踪薄层、落实单砂体,最终落实区块构造,完成井位部署工作,为油田开发中后期的稳产工作提供了有利的技术保障。     

下寺湾低渗透油田柴窑区块注水开发效果评价及认识

柴窑区块为下寺湾油田主力开发区块,属于低孔隙低渗透油藏,在开发初期表现无自然产能、自然递减快、后期低产、含水率高等特征。从2012年注水开发以来通过不断对该区块注水开发效果分析评价,总结出合理有效开发措施,为以后注水稳产开发工作做好调整及改进。     

新218区块油水井排加密调整技术研究

新立油田新218区块在1993年投入开发,2005年进行井网调整以来,区块油田产量大幅度提高,但随着区块进入"双高"开发阶段,区块稳产状况逐年变差。而新218区块有丰厚的地下资源,为此我们开展了地质特征再认识与深化水驱规律研究工作。在取得"两水井间存在有剩余油"认识的基础上,开展水井排井间加密试验。     

川口油田刘渠区块注水开发矛盾及稳产技术研究

本文针对刘渠区块目前注水开发过程中存在的产量递减快、稳产形势严峻,注水区部分油井水串、水淹现象严重、大部分井长期不受效或受效不明显等问题,从现有井网条件下调整着手,开展了刘渠区块的稳产技术对策研究,提出了老井重复压裂减小注采井距,微裂缝不发育位置处水淹井的深部堵水压裂,初产高、微裂缝发育区水淹井深部堵水等技术措施,取得了较好的改造效果,对该区块后期的稳产提供了有效思路。     

普通稠油油藏高含水期精细注水技术

锦99杜家台油层为一普通稠油油藏,该块构造复杂,油层非均质性严重,原油性质变化大。断块实施注水开发,开发中表现出为含水上升快,单层突进严重,油层动用极为不均,压力保持水平低,断块区块递减率高,靠措施难以弥补产量的递减,稳产难度大。为此在精细油藏研究的基础上,找出了影响断块开发效果的主要因素,实施了以精细注水为中心了配套治理措施,从改变注水水质入手,不断完善注采系统,完善注水配套工艺技术,加强动态调配研究,深化油层挖潜,稳固了地下形势,使区块递减率逐年下降,提高了水驱采收率。     

综合配套注水工艺,实现F29块良性开发

F29块属于典型的低渗油藏，经过近16年的开发，制约区块的矛盾日益突出，老井自然递减逐年加大。在精细油藏描述的基础上，综合配套各项注水工艺，努力探讨提高区块采收率的具体措施，为低渗透油田后期稳产提供技术保障。     

纯梁断块油藏开发效果评价及提高采收率技术对策

纯梁断块油藏自1989年投入开发以来,产量大致经历了上升、稳产、下降三个阶段,目前纯梁该类油藏的采出程度为10．05％,综合含水80％,开发效果相对较差,因此对各个区块开发效果差的原因进行了详细的分析,同时结合目前各个区块在不同开发阶段暴露出来的各种矛盾,采取了相应技术对策,提高储量控制以及动用程度,改善了开发效果,达到了提高采收率的目的,对同类油藏的开发具有借鉴意义。     

苏里格气田苏75区块气水控制因素分析

鄂尔多斯盆地苏里格气田苏75区块已进入开发的后期,部分见水后单井产量低、压力下降快、稳产难度大,增加了区块长期稳产的风险。分析了控制气水分布的主要因素,并根据这三个控制因素,认为地层水主要分布在烃源岩欠发育区、连通体内构造低部位和储层非均质性强和物性较差的区域;根据区域生烃强度、区域构造及储层非均质性及微观孔隙结构特征,研究和制定相应的措施,并取得了较好的效果,这些研究和技术对区块后期的开发及今后新区块的勘探开发具有指导意义。     

措施产量、成本与效益优化配置方法研究

油田进入高含水开发后期,要继续保持稳产,势必采取一系列挖潜增产措施弥补递减的产量。不同挖潜措施的增产效果相差悬殊,同一区块不同措施及不同区块同一措施投入成本都不相同。通过对影响油田挖潜措施因素的分析,应用等边际成本理论及现值法研究建立了不同区块挖潜措施合理分配模型,并对不同区块的措施产量进行了合理分配。合理分配后的措施不仅符合油田开发生产实际,同时可大大提高经济效益,为油田开发部署提供决策依据。     

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。     

杜48块杜零组二次开发技术研究

杜48块是曙光油田薄互层普通稠油油藏典型区块之一,地质储量1689×104t。主力油层吞吐开发后期采出程度高,挖潜余地小,而部分非主力油层由于各种因素一直未得到有效利用,在开发后期对这些油层进行二次开发,通过精细地质研究,采取有效的挖潜手段,从而能够提高区块采收率,为区块后期开发提供有利的稳产保障。     

高产井的形成因素及其稳产对策研究

本文以高产井为主要研究内容,通过对区块的地层结构特点和产量分析,阐述了区块高产井的概况、特点、形成原因以及如何保持高产井稳产等问题,为油田开发和企业发展寻找可借鉴性的经验。     

水平并不动管柱开采技术在超稠油开发中的研究与应用

杜229块属典型的中厚互层状超稠油油藏,进入蒸汽吞吐中后期后,周期产油量与油汽比逐年递减,利用加密水平井技术对区块进行开发,在开发过程中出现注气压力高和放喷有溢流等同题,严重影响开发效果,研究并利用利用水平并不动管柱开采技术有效解决上述问题,提高了开发效果,实现了区块稳产.