高压低渗透油藏稳产措施研究

随着石油勘探技术不断的发展,新类型的油藏不断的被开发利用,同时由于已开发油藏资源不断的枯竭,石油勘探出许多油藏的品质较差,一些老油藏剩余开采油的品质也越来越差,其中高压低渗透油藏的数量越来越多,由于高压低渗透油藏特殊的地质和油藏条件,限制了高压低渗透油藏的大量开发,目前大部分的高压低渗透油藏的产量低、采收率也较低。而且随着开发时间的延长,高压低渗透油藏的产量逐渐减少,因此开展高压低渗透油藏稳产措施研究具有重要的意义。文章通过调研研究,分析了高压低渗透油藏的特征,并且总结现阶段高压低渗透油藏开发存在的问题,针对这些问题提出了相应的高压低渗透油藏的稳产措施。通过文章的研究,为高压低渗透油藏稳产,提高油田的产量和经济效益奠定了基础。     

尕斯N_1-N_2~1油藏欠注井治理研究

尕斯N_1-N_2~1油藏加密调整潜力逐年减小,措施选井难度逐年加大,措施效果逐年变差,措施、产能井已无法有效弥补老井自然递减,油藏产量持续下滑。有效的提高油藏水驱开发效果,控制老井自然递减才是尕斯N_1-N_2~1油藏稳产的根本。但近年来油藏欠注井逐年增多,欠注井导致油藏地层压力、油藏液量大幅下降,油藏稳产基础已不牢靠。本论文分析导致油藏欠注井急剧增加的主要原因,提出有效治理手段解决油藏目前欠注问题,恢复油藏平面注水能力,遏制油藏压力、液量下降的趋势,提高油藏水驱开发效果,为油藏长期稳产夯实基础。     

小断块油藏的稳油控水研究

前言小断块油藏由于受到断层的切割而有一定的封闭性,加上含油面积小,控制的储量有限,因而对其开发也有到一定的特殊性,表现在开发井数少,井网密度稀,注采难以平衡,后期开发调整余地小,稳产困难。在实际开发中为满足原油生产的需要,往往要采取高速开发的方针,但当提高小断块油藏的采油速度时,会出现产量递减大,含水上升快,稳产困难的开发矛盾。因此,解决小断块油藏的高速开发与稳产的矛盾,实现稳油技水目标也是油田开发生产中急需解决的一个难题。本文以中原油田东没凹陷马寨油田卫305块为例,阐述了小断块油藏在开发中后期…     

文南油田文33沙三上油藏整体压裂引效研究

文33块沙三上油藏属典型的高压低渗透复杂断块砂岩油藏,油藏单井日产量小,稳产状况差,产量下降快;注水井吸水能力差,注水压力高,而采油井难以见到注水效果;油井见效后含水上升速度快,而采液指数和采油指数急剧下降,对油藏稳产造成很大困难。2000年以来通过缩小井距注水开发,并适时实施整体压裂引效措施,有效地实现了文33块沙三上油藏的高效注水开发。     

塔河缝洞型油藏分因素自然递减及控制办法

塔河油田奥陶系油藏属于碳酸盐岩缝洞型块状油藏,高角度裂缝发育,生产开发过程中一直保持高速开发,老井自然产量稳产难度大,控制老井自然递减成为实现油田稳定的主要工作,自然递减率是采油厂油田管理水平的体现,也是完成全年产量任务的关键,通过对碳酸盐岩缝洞型油藏自然递减原因进行分因素分析,提出了对复杂碳酸盐岩油藏自然递减的控制办法,对碳酸盐岩油藏可持续发展提供了科学的管理依据。     

高升油田开发后期提高单井产量技术研究

单井日产油量是油田开发的重要指标,也是油田开发水平的综合体现,2009年以来,针对高升油田主力油藏进入开发后期递减阶段,产量递减持续加大,新区勘探无大的突破,储采比连年下降,油田稳产基础薄弱的状况,开展了提高单井产量技术研究,查找出了单井产量下降原因,从油藏潜力和技术角度,确定了提高单井产量技术对策,2010年精心组织现场实施,累计增油4.3×104t,创效6622万元,取得显著效果。该研究对指导老油田提高单井产量、改善油藏开发效果提供了新的思路。     

李家岔长6超低渗透油藏注水开发可行性研究

李家岔长6油藏属于超低渗透油藏,前期自然能量开发产量递减大、采收率低,无法满足工业开采的要求。为了提高油藏的单井产量和采出程度,本次研究从油藏注水补充能量的必要性出发,利用目前成熟的油藏工程方法,对8611井区长6油藏储集层流体渗流特征、注水适应性以及注水提高采收率效果进行分析。同时针对李家岔长6油藏自然能量转为注水开发的必要性开展研究,提出合理的注水开发方案,为油田稳产方案设计提供了依据。     

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。     

鄂尔多斯盆地延长组特低渗油藏注水时机对开发的影响

不同注水时机下,鄂尔多斯盆地延长组特低渗透油藏注水开发规律表现不同的响应特征,研究确定注水时机,对延长组油藏延长高产稳产时间以及提高油藏采收率都十分必要。本文着重利用矿场资料统计的方法,对已开发不同类型油藏的注水时机与产量变化关系、采出程度和含水关系、地层压力和产液量关系等进行了统计分析,总结出该类油藏不同注水时机下的开发特征,同时简单分析了其机理。通过研究发现,安塞油田超前、同期、滞后和未受效四种情况,初期稳产阶段产量比例为4.27：2.3：1.87：1,因此,尽可能实施早期注水,改善特低渗油藏开发效果。     

河南下二门油田深层系低渗透油藏开发效果分析

本文针对下二门油田深层系低孔低渗油藏的地质特点对深层系改善开发效果的途径进行了研究,形成了低渗透油藏开发后期细化开发单元与注采井网,强化分层注水等改善开发效果的技术思路,取得了较好的应用效果,河南特低渗透油田开发主要表现在单井产量小,甚至不压裂就无自然产能;产量下降快,稳产状况差。油井难以见到效果,油井含水上升快,产液指数和产油指数下降快,开采速度和采收率都比较低。河南下二门油田属于低渗、低压、低丰度油田,其储集层物性差、岩性致密、产量低、天然能量匮乏,依靠天然能量开发产量递减快,因此科学高效的开发非常必要。经过分析发现油田单井控制含油井段长度短,含油小层数少,油层厚度薄,油层连通性好,确立了反九点法面积加边部的开发方式最适合河南低渗透油藏。另外对单井水驱效率进行了分析,说明了开发取得了良好的效果。在此基础上提出了开发调整建议,以达到河南低渗透油藏高产、稳产、高收益的目的。     

油藏数值模拟技术在油藏实际开发中的应用

随着油藏的开采,采油井含水上升、注采不平衡、产量下降以及地层压力下降等一系列问题会不断出现,油藏数值模拟作为一项将油藏地质模型和开发动态结合起来的新技术,在确定开发技术政策、指导注采调整、剩余油研究、油藏稳产等应用方面,取得了良好的效果,在油田开采中越来越受到重视。     

低渗透油藏超前注水理论及其实际应用

低渗透油田在开发时容易出现裂缝性油藏,注水也很容易受到裂缝影响而不均匀,导致油田产量低、稳产难、采收率低,低渗透油藏超前注水技术很好的解决了这个现状。本文先介绍了低渗透油藏超前注水理论的机理,重点以甘谷驿采油厂顾屯区块为例,说明低渗透油藏超前注水技术的应用。     

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。     

浅析低渗透油藏开发技术

当石油开发力度不断加大,低渗透油藏逐渐在油田开发中占据了越来越重的比例。但低渗透油藏由于储层本身的特性,对油田开发效果以及储量利用程度均有着严重的制约作用。如何有效开发利用低渗透油藏,提高低渗透油藏的采收率,成为石油开发工作所面临的重要问题。通过理论研究及实际开发经验表明,对于具有特殊表征的低渗透油藏,在开发过程中借助一些增产稳产的工艺技术,可以增加油井产量,提高油田采收率。本文针对低渗透性油藏的特点,简要分析探讨开发技术。     

川口油田刘渠区重复压裂技术研究

文章结合川口采油厂油藏渗透率低,油井产量递减快,研究了低渗透油藏的重复压裂技术。为了进一步提高该油藏的开发效果,进行了重复压裂试验。结合该油藏的实际特点低渗、低压、低饱和度,得出了重复压裂参数的优化和压裂技术的选择。实践表明,重复压裂技术为低渗透油田增产稳产提供了重要的技术保障。     

低渗油藏复杂油水关系形成原因及开发问题

低渗油藏一般具有岩性变化快、油水关系复杂、物性不好等特征,因此对其进行开发的难度较大,特别是中后期的稳产面临严峻的考验。本文针对胡尖山油田元72区延9复杂油藏稳产策及方法进行了深入研究。通过对油藏地质精细刻画,搞清了砂体的空间展布及叠置关系;从单井流体类型识别、剖面油水关系对比分析了油藏原始油水关系及分布规律;结合油藏的开发效果及效果,提出了该油藏具有油水关系控水、储层条件控产的特征;综合单井地质特征、单井动态特征分类和井组划分及井组动态分析提出了目前油藏开发所面临的稳产问题。根据稳产所面临的问题,结合油藏地质和生产动态提出了补孔、转层、转注、关井、提液、控液、注水量调整、堵水等稳产技术对策。     

南梁裂缝性低渗透油藏注水开发调整实践与认识

南梁油田为典型的低渗透岩性油藏,储层裂缝发育,主力开采层位长X采用菱形反九点法开采方式,针对开发中的主要矛盾裂缝线上油井易见水,产量下降幅度较大,通过对南梁油田注水开发特征的分析和对合理注水强度的研究,提出适合该油藏特点的以注水调剖为主的注水开发调整政策,实现南梁油藏的高效开发,从而保证油田生产呈高产、稳产的良好态势。     

柳赞油田浅层油藏特高含水期稳产技术研究

柳赞浅层油藏已处于开发后期,储量已全部动用且剩余油高度分散,区块已整体进入高采出程度、特高含水阶段,为经济有效地开发该油藏,笔者通过对柳赞油田浅层油藏稳产难点原因分析,提出了针对难点的稳产措施:采用井网完善、层系归位提液、饱和度监测指导剩余油挖潜、细分注水、调驱调剖等技术,经现场应用稳产效果良好。文章的研究对复杂断块稀油油藏在特高含水期延缓递减进行有效开发具有重要指导意义。     

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。     

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。