胡尖山油田长9油藏特征及开发技术研究

胡尖山油长9油藏是构造-岩性油藏,目前是胡尖山主要生产层位之一,本文通过对长9油藏包括地质特征、储层特征的研究,结合开发现状、开发效果,对不同区块井网适应、储层改造方式、水平井开发方式,不同开发技术政策下开发效果分析,以及对开发技术政策的一些认识。     

长庆油田采油三厂新区完善储层改造技术体系

截至目前，长庆油田采油三厂新投产油井174口，新井日产量达到412．3吨，累计产油量达到1．9万吨。在产能建设中，这个厂推行前期总结定型的11种分区块适应性储层改造工艺，在长9底水油藏治理、长8油藏多级加砂、新井压裂液优选配套等方面取得突破，完善了新区储层改造技术体系。平均单井产量由2011年的1．9吨提高到目前的2．6吨。     

姬塬油田长2低阻油藏玉裂地质特征及其改造技术研究

本文首先从压裂地质角度出发，对影响姬塬油田长2低阻油藏储层改造的地质因素进行分析，从而认识到油层底水、低阻是该油田储层改造的技术难点，并根据储层的地质特征，从改造角度对储层进行分类。并针对各类储层的不同特征提出了相应的改造思路，从而使姬塬油田长2储层改造更具针对性，通过现场试验取得了良好的改造效果。     

盐定地区长8～长9储层特征研究与评价

盐定地区长8～长9岩屑组分主要以岩屑长石砂岩为主,粒度总体呈从上至下变粗,储层胶结物类型较多。储层物性主要以中孔低渗-特低渗为主。沉积微相、岩性特征、胶结物及孔隙类型是影响储层物性的主要因素。通过对盐定地区长8～长9储层孔隙度、渗透率、砂岩厚度、成岩作用等参数的分析,建立了盐定地区长8～长9储层评价标准,在此基础上,对盐定地区长8～长9储层开展了储层评价工作。     

姬塬油田H3区块长9储层岩性与测井响应特征分析

姬塬油田H3区块三叠系延长组长9储层砂体发育,是姬塬油田近年开发的新层位。针对该层系埋藏深、物性及含油性变化大,测井响应特征复杂等特点,着重分析姬塬油田H3区块长9储层的岩性与测井响应特征及与储层含油性的关系,为下步更好的开展长9层改造提供一定的依据。     

定面射孔技术在姬塬地区长9底水油藏的应用

姬塬长9地层总体上裂缝发育程度较弱,压裂裂缝的延伸受地应力控制,储层脆性普遍较大,压裂缝高度控制难度大。在前期理论研究和应用实验的基础上选用定面射孔技术改变井筒内同一横截面的地应力分布,诱导压裂裂缝在射孔孔眼的应力集中带生成,从而有效控制水力压裂裂缝走向沿着井筒径向扩展,达到最佳改造效果。介绍了定面射孔技术,分析了长9储层的裂缝发育情况及地应力方向;研究定面射孔技术配合加酸或采用小规模压裂改造底水油藏的方式。通过试油效果对比,证明定面射孔技术配合加酸工艺或采用小规模压裂方式明显优于常规射孔压裂方式,能有效改善底水油藏易出水的现状。     

多级加砂压裂技术在塞392长6储层改造中的应用

塞392长6属于典型的特低渗油田,储层非均质性强,油水分异差,叠合程度高,油层厚度大,驱替难度大,严重影响了油田开发水平的提高。通过实施多级加砂压裂储层改造技术,明显提高了油田采收率。实践证明,多级加砂压裂技术不仅解决了塞392长6储层改造的技术难题,而且对同类油田的储层改造具有重要的参考价值。     

杏河地区长X油层地质特征和压裂改造效果分析

对安塞油田杏河地区长X储层的地质特征进行了论述,该油藏是受砂体展布和鼻状隆起双重控制下形成的岩性—构造油藏。该地区长X储层总体来说物性相对较好,地层压力低。针对储层的特点,进行了长X层压裂技术研究,提出了适合该区长X储层的压裂改造技术,并在近两年的应用中取得了良好的效果。     

成像测井技术在储层改造评估中的应用

塔里木油田碳酸盐岩储层深度达5 000~7 000 m,为了避免下套管固井造成的井下复杂问题并节约成本,一部分井采用长井段裸眼完井的方式进行改造。长井段裸眼完井由于井段长,改造后仅靠酸压效果和软件模拟进行评估具有很大的盲目性。通过储层改造前后井底裸眼段成像测井资料的对比,可以得出裂缝起裂位置和近井筒处的缝高,明确改造过程中对哪段储层进行了针对性改造。将成像测井图像对比得出的结论与产液剖面测试结果、压后产能流体资料进行了对比,结果显示三者具有良好的一致性。储层改造前后成像测井图像对比为储层改造评估提供了新的技术手段,为优化储层改造方案提供了直观依据。     

拖动管柱水力喷射分段压裂工艺在HH42P1井的现场试验

红河油田长9储层属于低孔、特低渗油藏,该油藏油水关系复杂,勘探开发难度大。区块单井自然产能较高,但含水上升较快,产量递减明显。为了经济有效开发该类难动用油气资源,进一步提高单井产能,针对长9油藏水平井试验区油藏地质及HH42P1井水平井段储层特点,采用拖动管柱水力喷射分段压裂技术进行分段压裂试验。同时利用全三维压裂设计软件对压裂施工程序进行优化,筛选了适合水平井水力喷射分段压裂改造的射孔位置、喷嘴类型及型号、压裂液及支撑剂体系。该井分5段进行了压裂改造,压后增产效果明显,平均日产液量20.15 m3,平均日产油量6.39 t。该工艺与常规加砂压裂工艺相比,不仅降低了油井的含水率,实现了油井增产,而且延长了油井稳产周期,适合在红河油田油水关系复杂的长9储层推广应用。     

安塞油田长6油层深盆油初探

方法 借鉴国外深盆油气勘探开发的成功模式，对陕甘宁盆安塞油国进行了“深盆油”的初步研究工作。目的 重新认识和评价那些废弃的区带和层系，寻找深盆油气藏。结果 通过对安塞油田的沉积背景、储怪特征和渍水分布的分析，认为安塞油田长６油层内油水分布较为复杂，在横向连续储层内，可出现油水关系倒置现象的深盆油圈闭，从储层角度看，属非均质低渗透相对圈闭油藏；从深盆油气观点看，属一种动态的圈闭油藏。结论 安塞油田深     

冷41断块边底水稠油油藏油井出水判别方法浅析

通过分析油井的生产动态,识别深层块状边底水稠油油藏油井出水特征,从而分析总结地层水的有效识别方法.油井如果见地层水,其水油比曲线存在拐点,即水油比变化率大于0.研究结果表明,冷41断块油井周期回采水率上升迅速,周期回采水率大于100%,且居高不下,因此可以判定油井见地层水.     

气动力深穿透增油增注技术研究与应用

锦州油田多数区块出现了胶质、沥青质、蜡质等物质析出堵塞油层现象,致使油层低渗,严重影响了油井产量。应用新型气动力深穿透增油增注技术,实现了油层深部复合解堵增油增注的目的。主要对技术原理、研制过程、室内实验和现场应用进行了综合评价,为油井解堵提供了新的思路。     

水平井开发薄层特稠油油藏的界限优化研究

胜利油田的稠油油藏具有埋藏深、油层薄、边水严重以及原油黏度高等特点。以草128块沙三段为例,通过数值模拟研究,提出利用水平井开发该类稠油油藏,并对水平井的开发方式、布井区厚度、水平井距边水的距离以及水平井的注采参数等进行了优化研究。实践证明,该研究界限是可行的,且已取得了较好的经济效益。     

海外河油田交联聚合物溶液深部调驱试验研究

随着海外河油田进入“双高”注水开发期。油田产量也进入递减阶段。常规的周期注水、温和注水和分层注水、水井调剖等工艺措施。无法解决油层深层调整和改善平面矛盾等问题。采用大剂量的深度调剖。虽在一些油田取得一定效果。但只能一次性改善纵向剖面,且有效期缩短、成本高。针对这些情况。在海1块开展了“LPS”深部调驱技术的研究与现场试验。并取得较好的稳油控水效果。     

水平井技术在新海27块稠油底水油藏开发中的应用

随着油气田开发技术的进步，水平井开采技术日臻完善，并在底水油藏、高角度裂缝性油藏、稠油和低渗透油藏开发中广泛应用，并取得了明显的效果。新海27块东一段是典型的稠油底水油藏，经过10多年的直井开发已进入高含水开发后期，开发调整效果较差，底水锥进严重，含水上升快。在搞清油藏地质特征和剩余油分布规律的基础上，共实施3口水平井，投产后效果很好，初期产能高，含水率低，大大提高了采油速率，取得了良好的经济效益和社会效益。     

提高特高含水期油藏采收率的方法及应用效果

针对胜索油田二区9-10单元的层间非均质和平面非均质性，运用水动力学方法，采用周期注水及增压注水改善单元的水驱油效果。经过6a的实施，单元的开发形势趋好，单元采收率提高9.62%，增加可采储量341.5kt，对同类型非均质性油藏改善水驱油效果，提高最终采收率具有借鉴意义。     

辽河油田注水开发技术与实践

辽河油田水驱油藏具有断层发育、含油层系多、储层非均质性强、泥质含量高、油藏类型复杂等特点。在近10 a的开发实践中,结合各类油藏注水开发难点,研发了深度精细油藏描述、细分注水调整、低效无效水循环识别、二三结合精细挖潜、多元注采调控等12项核心开发技术,形成了一套适合中高渗透砂岩油藏、低渗透砂岩油藏、特殊岩性油藏特点的注水开发技术序列,水驱油藏年产油量由324×10⁴t/a提高至360×10⁴t/a,水驱采收率提高3.3个百分点。探索形成的改善老油田注水开发效果的技术对策,对同类型油藏注水开发具有一定的指导和借鉴意义。     

底水锥进油藏油水同采技术研究

在底水油藏生产中后期,油井不可避免出现见水现象,如不采取合理有效的控水措施,将造成产量迅速递减,采收率下降,开发效果变差.对红南油藏开发现状及生产动态的分析,提出了综合治理方案,并提出了油井油水同采技术,见到了一定的效果.该研究为含水油田的综合治理拓展了思路.     

牛心坨油田开发措施

牛心坨油田是一个深层、致密、裂缝、高凝稠油油藏，开采难度大。依据油藏特性，对油藏完井投产措施、井网部署、注水方式、动态调整等采取了有效的办法，解决了低渗裂缝高凝稠油油藏注水开发中的一些难点，为特殊油气藏的开发提供了可借鉴的经验。