开发152区块剩余油富集区实现稳产的技术研究

152区块是吉林油田英台采油厂英东高台子的主力区块,开采目的层为青山口组的高台子油层。该区块2002年4月份开发,9月份部署第二套井网,10月份产量最高达到864吨,之后进入快速递减阶段,自然递减4.33%,综合递减1.32%。为实现难采储量的有效动用,充分发挥储层改造的作用,提高现有压裂技术的水平,2010年上半年通过精心选井选层搞好措施挖掘剩余油潜力,实现了减缓两个递减的目标,在剩余油富集区域,对油层进行压裂改造,取得了良好的效果,为这部分难采储量的动用提供了技术基础。     

鲁2区块稳产技术对策研究

鲁2区块是鲁克沁稠油油田投入开发最早的区块之一,在2000年开始进行产能建设并投入开发,2003年6月进行注冷水开发的现场试验,取得一定开发效果,但也存在着注采井网不完善、注水单向突进、含水上升导致产能下降等矛盾。鲁2块稳产技术对策的确定将根据鲁2区块在开发过程中存在的不足和暴露出来的问题点对点的解决,然后根据治理的效果总结成果与经验,有点连成线,再及面,形成一套系统的适合于稠油中高含水期开发的技术对策。     

英152区块天然水驱油藏稳产技术研究

英152区块为天然水驱构造油藏,曾是英台油田上产百万的主力贡献区块。进入特高含水开发期后,由于潜力资源日益枯竭,同时边底水的逐渐侵入,区块开发面临递减大,含水上升快,措施挖潜难等瓶颈问题,而通过油藏避射、合理流压研究来控制油藏边底水的推进速度,依靠沉积相、数值模拟、油水界面位置研究等手段,明晰地下油水运移规律,深挖措施潜力,最终实现天然水驱油藏在特高含水期的综合稳产。     

陇东侏罗系油藏类型与开发特征

针对陇东侏罗系油藏的开发现状,详细分析了陇东侏罗系油藏的地质特征,根据油藏地质特征将侏罗系油藏分为厚层块状油藏、连片层状油藏、边底水油藏以及特低渗透油藏等类型;同时,详细分析了不同类型油藏的开发历史与动态资料,总结了不同类型油藏在开发过程所表现的特征,提出了不同类型油藏剩余油分布的有利区域,对更好地开发同类型油藏具有一定的指导意义。     

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。     

低渗透气藏开发及稳产技术研究

低渗透气藏在世界及我国分布广泛,由于低渗气藏本身的特点,开发这类气藏存在投资大,经济效益低的特点,相比常规气藏而言开发难度大得多.低渗气藏开发技术的发展对经济有效的开发低渗气藏具有非常重要的意义.通过相关文献的调研和分析,对低渗气藏的特点以及开发和稳产的关键性技术进行阐述,对有效的开发低渗透气藏具有一定的借鉴和指导作用.     

探究侏罗系油藏开发中采用精细单砂体刻画技术的价值分析

本文笔者主要是以研究基础地质作主要研究方向,结合储层非均质性研究结果来利用S2Y9油藏精细单砂体刻画技术进行分析,得出对水驱动用程度提高控制的相关制约因素,进而提出相应的改善对策,为促进我国油藏开发水平得以进一步提高提供参考依据,具体如下文所示。     

姚店油田姚221-姚226井区开发特征分析及稳产对策

通过在前人对研究区构造、沉积相、储层特征、油藏特征等基础地质研究的基础上,对研究区开发现状、包括累计产油、综合含水、采油速度、采出程度、产量递减规律等开发参数进行分析,为研究区下一步稳产及注水开发起到一定的指导作用。     

文南油田文72断块区凝析气藏稳产技术

文72断块区凝析气藏具有构造复杂、高压低渗、储层变化大、跨度大、油气关系复杂、储量分布零散等地质特点,开发难度很大。我们及时吸取开发中的经验教训,适时调整气藏的开发政策,配套相应的稳产技术,通过研究、引进、试验和推广,形成了一套有效的气藏稳产技术,实现了气藏较长时间的稳产,提高了该气藏的整体开发效益。本文旨在起到抛砖引玉的作用,为其它同类气藏提供借鉴。     

演224区侏罗系油藏开发特征

以开发地质学、测井地质学、构造地质学等相关理论为基础,对演224区侏罗系延安组延9油层开发特征进行了研究分析。通过对开发特征进行研究之后,针对目前的油藏动态提出相关建议,最大限度的实现油藏的稳产。     

元城油田元54区稳产技术对策研究

主要以元城油田元54区长1油藏为研究对象,对长1低渗透油藏的水驱状况、驱替压力系统、产量递减规律、含水上升规律、采液采油指数变化规律等开发特征进行研究,总结了油藏稳产面临的主要问题,以"挖掘剩余油,提高单井产能与采收率"为目的,提出了精细注水调控、水井调剖治理、油井解堵、合理优化技术参数等一系列的稳产技术对策。     

夏盐11井区三工河组油藏稳产技术研究

夏盐11井区三工河组油藏开发时间较早的断块自2013年下半年含水上升加快,综合含水从2013年10月的25.0%上升至2014年6月的35.4%,上升幅度达10.4个百分点,阶段含水上升率为4.4%,生产形势严峻,稳产难度大。2015年开始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8.0个百分点,水平自然递减下降了8.5个百分点,含水上升率下降了2.4个百分点,有效稳定了油藏生产形势。     

吉林油田木H区块综合稳产技术对策

木H区块是96年开发的老油田,区块大部分井产层单一,经过10年以上的开发,区块稳产形势日趋严峻。本文重点阐述了07年以来针对区块开发现状,通过精细注水,实施综合挖潜等手段,使区块产量递减得以减缓,开发形势得到较好的改善,稳产形势良好,区块基本实现了区块的良性开发。     

黄陵区块油田开发水平研究及后期开采建议

通过对黄陵区块地理情况、整个时期注水开发水平的描述,研究了油田的开采现状,并给出了后期的开采建议,为该区块进一步稳产增产提供相应的科学依据。     

文卫马油田三年稳产技术研究

“八五”末期 ,文卫马油田由于没有新区投入 ,储量接替不足 ,加上井况恶化、平面注采关系难于协调 ,油田开发矛盾日益突出 ,开发上面临产量大幅下降、含水上升加剧、老井递减加大和水驱储量降低的严峻形势。针对这一状况 ,96年到 98年进行了油田系列稳产技术研究和应用 ,实现油田三年稳产 ,取得显著开发效果     

苏里格气田苏10区块开发潜力分析

针对苏里格气田苏10区块开发中期出现的直井单井控制储量低、气井产量低、压力下降快、低产低效井逐渐增多,稳产能力面对极大考验的难题,开展区块开发潜力研究,从分析有效储层动用程度及用压降法和产量递减法计算单井动储量入手,挖掘区块后期建设的物质基础,为气田开发提供科学依据。     

子北油田黄家川1068区块注水开发可行性研究

子北油田黄家川1068区块初期依靠地层能量开采,产量递减较快.本文对研究区开发初期的油井自然能量的动态分析,储层的润湿性评价、岩心驱油试验和敏感性评价,以及注入水与地层水的配伍性评价进行了分析,研究结果表明:子北油田1068注水区块中长61储层呈现出较弱酸敏性、较弱碱敏性、无水敏性、中等盐敏性、中等偏弱速敏性,并具有亲水的特征.因此,采用注水开采是行之有效的方案,而且在注水开采时可以忽略速敏、酸敏和碱敏对储层的影响,但是当地层水与注入水配伍性较差时需考虑盐敏的影响.     

樊41块砂岩油藏高效开发途径研究与探讨

大芦湖油田樊41块从97年转为注水开发以来,连续8年实现高效开发,采油速度均保持在2．5％以上,年采油量保持在3万吨以上。在樊41块开发过程中,针对不同开发阶段暴露出来的各种矛盾,及时采取相应措施,油井适时补孔合采、转注,水井适时分层注水等,同时在油藏处于中低含水期,利用分层测调的技术,及时改变水驱油方向以及强度,提高储量动用程度;运用油藏数值模拟技术,对区块生产参数进行了合理优化以及对剩余油分布规律进行研究,取得了突破性的认识,对同类油藏的开发有指导性意义。     

大牛地气田大28井区山2气藏水平井稳产的技术对策

大牛地气田山2气藏动用程度低,剩余未动用储量大,剩余潜力大,是下一步上古气藏开发调整的重点,同时山2气藏水平井稳产期短,递减快,亟须开展稳产技术对策研究来控制递减。在单砂体精细刻画的基础上,结合气井生产动态分析,将气井分为三类。I类井通过泡排辅助排液实现稳产,II类井通过“气举+”排采工艺实现连续生产,III类通过“组合拳”复合工艺提高气井生产时率,改善生产效果。通过分类治理,精准施策,形成不同类型气井的稳产技术对策,降低气井递减率,为气田其他气藏稳产提供借鉴。     

高含水油藏中水平井技术的应用

由于不同的地质就会产生不同的地层,所以对于有些浅层的油藏就无法直接采用直井和常规的定向井来进行石油的开采,而水平井技术的研究和推广克服了这种浅层油藏的难点。本文以扶余油田为例,浅议在高含水油藏的情况下,如何改善高含水区块的开发效果,以保证水平井技术可以正常的开发油藏。