浅析合水油区宁51区长2油藏技术政策

随着开发时间延长,为有效地指导油田开发生产,本文通过开展油藏精细描述对开发技术对策进行研究,包括：合理注采井网、注采比、合理压力系统等。从而形成一套超低渗储层的油藏描述及开发对策研究思路与方法,指导超低渗储层的高效开发。     

特低渗长6油藏中高含水期稳产技术对策研究

针对长6油藏进入中高含水期后含水上升速度加快,油藏稳产难度加大的现状,本文通过开展精细油藏描述、数值模拟动态预警,深入研究中高含水开发阶段油藏开发规律并形成了一套稳产技术系列,通过矿场实践取得了较好效果,油藏持续保持高水平开发,同时该技术系列对丰富低渗透油田开发经验,提升开采价值有着极为重要的现实意义.     

环江油田罗228区长8油藏发形势及稳产技术研究

环江油田罗228井区位于甘肃省庆阳市环县耿湾乡,属黄土塬地貌,地面海拔1350~1750m(相对高差400m左右),当地气温变化大,四季分明,干旱少雨,年平均降水量400mm,属内陆干旱气候。本文就环江油田罗228区长8油藏开发形势及稳产技术进行了分析研究。     

五里湾长6油藏稳产技术研究及实践

靖安油田五里湾长6油藏属于典型的低渗透整装油藏,于1996年采用反九点面积注水井网大规模开发,开发过程中形成了以"先建立有效的驱替系统、再保持温和的注水格局"为核心的注水开发技术体系,实现了连续十一年的低含水开发,2007年油藏进入中含水开发阶段,开发矛盾加剧。因此,油田开发迫切需要不断完善成熟技术、攻关瓶颈技术、研究前瞻技术,逐步完善适合不同开发阶段的配套稳产技术体系,实现油藏的持续高效开发。     

红河油田某井区长9油藏储层特征研究

通过对红河油田某井区长9油藏储层的岩石特征、孔隙结构特征、物性特征、储集空间类型、储层分布及敏感性进行综合研究,为红河油田某井区长9油藏综合治理方案实施提供依据。     

安塞油田杏河区长6油藏分布规律

安塞油田的油气分布规律一直受到研究者的关注。前人认为该地区油气分布主要受控于沉积相,区内发育的鼻状隆起对油气分布是否有控制作用也存在争议。随着勘探开发程度的提高,这些问题有了一些新的看法。以杏河区为例,通过对沉积相、储层物性、构造及其与油藏分布关系的研究发现,不仅沉积相是其油气分布的控制因素,而且储层物性的差异性也是形成圈闭遮挡的重要条件,该区长6发育的鼻状隆起对长61、长62、长63油藏油气的分布有不同程度的控制作用,对长61油藏控制程度弱,而对长62、长63有重要的控制作用。     

渭北油田渭北2井区长3油藏储层特征研究

渭北油田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡和渭北隆起交汇处的两个一级构造单元上,沉积体系主要为东北和南部发育的辫状河三角洲-湖泊沉积。通过在实验室的岩心和薄片观察分析,了解了沉积的岩石学特征、物性特征、孔隙结构特征。表明;渭北2井区砂岩储层孔隙的分类类型为细砂结构为主,分选较好,胶结类型为接触-孔隙式胶结。储层储集空间主要为溶蚀粒间孔到微孔隙组成的复合孔储层。按照鄂尔多斯盆地伊陕斜坡南部长3储层分类评价标准,可划分为中孔中细喉道储层。     

吴420区长6油藏混合水体积压裂应用及效果分析

姬嫄油田是典型的超低渗油田,渗透率主要分布在0.1-1.5mD范围内,目前仅有的普通重复压裂形成单一裂缝的措施改造技术已经不能适应超低渗透油田的改造,因此必须采用有效的增产措施方式有效的改善油层渗透率、扩大渗流面积、增加油流通道来改造油层达到增长的目的。而体积压裂改造技术是在水力压裂过程中,使天然裂缝不断扩张和脆性岩石产生剪切滑移,形成天然裂缝与人工裂缝相互交错的裂缝网络[1],从而增加改造体积,提高初始产量和最终采收率,满足了目前增产措施技术需要并在姬嫄油田实施。     

华庆油田山137区长6油藏有效厚度下限研究

针对华庆油田山137区长6油藏存在的储层物性差、非均质性强、油水关系复杂的问题,利用岩心分析数据、测井响应特征、试油和试采等资料,运用测井精细解释与多井分析等方法手段,开展储层"四性关系"研究,明确了含油级别、物性、电性下限,为油田储量复算、开发调整提供了重要依据。     

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。     

提高盘古梁区长6油藏水驱动用程度技术研究及应用

三叠系油藏开发主要以注水开发。良好的水驱状况,是油藏高产稳产的前提和基础,油藏水驱的动用程度直接影响油田的稳产。本文针对目前盘古梁长6油藏吸水剖面存在问题,通过分层注水、化学堵水调剖、酸化调剖等有效措施,有效的提高油藏水驱动用程度,并取得了很好的效果。     

环江油田L247区长8油藏油井低产原因分析

环江油田L247区长8油藏属于超低渗透油藏,地质状况复杂,非均质性强。随着油藏的开发,低产井逐渐增多,低产原因不清,为此开展了油井低产的内在因素和外在因素分析,总结低产原因,为下步治理提供技术支撑。研究表明：L247区长8油藏低产内在因素主要为渗透率、水驱特征及启动压力梯度;外在因素主要为超前注水量、欠注及改造规模,投产高含水井和裂缝性见水井主要低产原因为大改造规模下的超前注水导致隐性裂缝开启。     

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。     

子长油田中庄区长6油藏注水开发现状及对策研究

子长中庄项目区长6油藏于2011开始进入注水开发阶段,项目区随着注水开发的时间增长,注水区个别注水井出现吸水异常,水线推进不均匀,部分油井含油饱和度升高,因此,综合研究与评价项目区注水开发现状及存在问题迫在眉睫.通过查阅中庄项目区长6储层的相关文献,研究中庄项目区长6油藏的相关地质特征,包括构造特征、地层特征、沉积特征...     

姬塬油田吴420区长6油藏注水井治理对油田稳产的效果分析

姬塬油田吴420区主要开发长6油藏,储层孔隙度发育中等,属低渗透储层。随着开发年限的增长,油藏管理问题逐渐暴露。目前共有见水井145口,日影响油量131t,2011年新增见水井24口,损失油量62t,受剖面水驱不均的影响,部分注水井层间吸水不均造成对应油井含水上升,保持老井稳产和降低自然递减成为主要攻克目标,因此水井治理对油田稳产显得尤为重要。2011年实施精细注水管理、水井酸化增注、水井调剖、分层注水等一系列措施,本文主要是对以上水井实施的措施效果进行分析总结,对提高油藏的开发水平及丰富低渗透油田的开发经验,具有实践意义。     

稀油特高含水期稳产配套技术

针对锦州油田注水开发区块近年来产量下降快、递减大的情况,紧紧抓住油藏特点,以注水为中心,以剩余油研究为基础,深入油藏研究与实践,逐步形成了一套适合锦州油田的稀油注水技术、油井挖潜技术,有力稳定了开发局面,实现了油田高含水期4a稳产,为高效开发打下了基础。     

志丹油田长3油藏注水开发效果评价及调整措施——以正285井区为例

在正确认识志丹油田长3储层基本地层特征的基础上,针对正285井区长3油藏产量下降快,含水率上升高问题,从日常生产数据、产量递减规律、含水上升规律等方面展开开发效果评价工作,建议合理注采比开发参数,提出完善井网具体措施30口及补孔方案8口,推动了长3油层的有效开发,进一步提高油田的产能,满足油田长期发展的技术要求。     

安塞油田长10油藏储层评价

选取小层砂体平均厚度、小层砂体孔隙度值、小层砂体渗透率值、小层砂体含油饱和度值、排驱压力、中值压力、分选系数这7个参数对储层进行综合评价,并最终建立了研究区储层分类评价标准;     

安塞油田长10油藏储层评价

选取小层砂体平均厚度、小层砂体孔隙度值、小层砂体渗透率值、小层砂体含油饱和度值、排驱压力、中值压力、分选系数这7个参数对储层进行综合评价,并最终建立了研究区储层分类评价标准;     

安塞油田S160区长6超低渗透油藏水平井合理加密方式及稳产技术研究

S160区长6油藏位于安塞油田王窑区块西南部,含油面积94.43km²,地质储量5666.21万t,1998年起经历勘探评价、大规模建产、稳产生产、滚动上产及加密调整试验4个阶段。受储层非均质性及裂缝发育影响,目前地下油水运移日趋复杂,一次井网采收率低;基础井网在单砂体条件下水驱储量控制程度低,波及体积小;超短水平井加密试验效果明显,但开发技术政策仍需优化。在对该区开展储层地质研究、油藏动态分析基础上对剩余油进行了详细刻画,明确了超低渗透油藏短水平井加密方式,优化了加密后水平井技术政策,为提升稳产期及提高最终采收率提供支撑。