天然水驱油藏边水控制对策

结合生产中油井边水推进后调整情况,研究边水驱油藏在边水推进后的影响因素及特点,以及采取的调整措施,进一步提出控制边水推进的治理对策,进一步提高天然水驱油藏的开发效果。     

濮城油田沙三上油藏濮45块开发动态分析

在油藏剩余油研究及油藏工程论证的基础上,针对油藏递减加大,水驱开发效果变差的被动局面,转变开发思路,以水驱递减为目标,扎实开展以水井为中心的精细注采调整工作,通过有效降低递减夯实油藏稳产基础,提高水驱可采储量,达到提高油藏采收率目的。     

高渗透油藏高含水阶段采收率标定和极限含水取值浅析——以利津油田利7断块为例

滨南采油厂利津油田利7断块目前是一个比较典型的高渗透高含水阶段开发的油藏,其采收率的标定和可采储量计算具有一定代表性。高渗透油藏高含水阶段开发的采收率的标定和可采储量计算主要取决于极限含水的确定,因此,必须对极限含水加以分析和确定,使之符合区块的开发实质,更准确地用水驱特征曲线方法标定高渗透油藏高含水开发阶段的采收率。     

孤东油田天然水驱断块油藏持续稳产技术

介绍了孤东油田为减缓老区产量递减,在Ngx、Ed等天然水驱断块油藏采用二次找油技术及潜油电泵和水平井开采等稳产技术所取得的成效。     

濮城油田低渗透油藏开发研究

本文总结了濮城油田较典型的低渗透区块濮 67块的开发简历和稳产增产措施 ,详细介绍了储层保护、压裂、重复压裂改造、小泵深抽等具体作法 ,阐明了低渗透油藏注水开发的不利因素 ,讨论了低渗透油藏的采收率 ,最后对低渗透油藏的开发提出了几点认识和建议     

古云集油田水平井挖潜

通过对古云集油田不同类型油藏开展精细地质构造研究,开展精细油藏描述,实施分类水平井挖潜,有效动用薄层油藏和边水油藏,形成产能规模,增加可采储量.     

宝浪油田低渗透油藏氮气驱技术应用研究

针对宝浪油田低孔、低渗型储层的特点,采用室内实验的手段,将宝浪油田钻取的6块岩样进行排序、衰竭实验、水驱实验以及水驱后注N_2驱实验。结果表明:在油田开采后期,注水开发效果越来越差的条件下,注N_2驱能有效地提高原油采收率;通过优化可得最优的水驱注水压力为12MPa、最佳N_2注入压力为15MPa、最佳N_2注入时机(含水率)为50%、最佳N_2注入速度为0.5m L/min以及最佳N_2注入量为0.6HCPV时,N_2驱的采出率高达64.04%。     

低渗透砂岩油藏水驱特征分析

本文根据实际生产数据做出了两个低渗透砂岩油藏的甲型水驱特征曲线,通过分析对应曲线形成各个直线段的形态说明油藏开发的效果。并通过不同直线段的线性回归分析得到油田的原始地质储量和可采储量,说明预测结果的可信性。最后再结合油田背景和生产实际在分析对比的基础上总结出了低渗透砂岩油藏水驱特征曲线的特征。     

彩南油田彩508井区三工河组油藏开发前期油藏工程研究

彩508井区为彩南油田2009年新开发区块。为指导油藏的科学开发和提高经济效益,在现有的静、动态地质研究基础上,应用油藏工程和热力学工程理论,对油藏的水平井开发进行可行性分析,对油藏开采方式、井网、井距以及单井产能进行油藏工程研究。最终提高油藏采收率。     

油藏挖掘者PDM软件在油田开发动态分析中的应用

油藏挖掘者PDM软件是基于油田勘探、开发过程中积累的地质、测井、油藏工程、开发等数据,协助油藏工程师、生产管理人员或开发研究人员进行油藏开发动态分析图件绘制、开发指标预测、措施效果分析与评价、开发方案优选与经济评价等工作的综合专业应用软件。该软件的应用实现了对油藏开发生产动态资料的管理、分析与应用,更好地挖掘油气生产潜力,提高油藏开发水平与经济效益。     

天然水驱海相砂岩油藏递减率影响因素研究

通过统计南海东部24个天然水驱砂岩油藏的实际生产动态数据,结合地质油藏特征对孔隙度、渗透率、有效厚度、初始含油饱和度、地层原油黏度和井网密度等分析了影响油藏初期自然递减率的主控因素;并运用灰色关联分析法对各影响参数的相对重要性进行了排序：原始含油饱和度>平均孔隙度>平均有效厚度>地层原油黏度>平均渗透率>井网密度;在此基础上,对南海东部天然水驱海相砂岩油藏按照不同驱动类型、不同储层和流体物性进行分类,研究确定了不同类型油藏单井递减率主要分布范围。为同类油藏开发井和调整井开发指标预测提供类比依据。     

理想强边水驱油藏天然水体体积的简便计算

针对天然水体体积计算难题,从水侵量的定义公式出发,以S理想边水驱油藏为例,以廖运涛方法获得的精确解为约束条件,主要是对采用的综合压缩系数进行校正,获得了理想边水驱油藏天然水体体积的简便估算方法,在类似油藏上应用取得了好效果,为选择合适的开发方式提供了重要依据。对于井网完善、已全面投入开发、完全依靠边水补充能量、以自喷为主的高渗透、稀油油藏,在经历几年的开发后有明显的油层压降情况下,只要能够落实清楚总压降值和与之对应的水侵量,就可以估算出天然水体的体积。至于该方法能否拓宽应用范围,尚需进一步探讨。     

八面河油田边水稠油油藏热采开发实践与认识

对边水稠油油藏进行蒸汽吞吐降压开采过程中,会出现因油藏压力下降导致边水推进、水淹区含水急剧上升、水侵范围不断扩大,影响热采效果等问题,通过对该类油藏开发特点的研究,了解边水稠油油藏蒸汽吞吐特点,以采取针对性的措施,有助于提高该类油藏的开发水平。     

低渗断块油藏二氧化碳驱油实践

草舍油田泰州组油藏为低渗断块油藏,在二氧化碳驱油实践过程中,通过二氧化碳驱油机理、油藏适应性评价、驱油物理模拟、数值模拟等研究,优化了苏北盆地草舍油田泰州组油藏二氧化碳混相驱油方案及注入参数,方案实施取得了显著的增产效果,截止2011年底,已累积注入二氧化碳7380×104m3,油藏日产油由48t升至85t,综合含水由56.4%降为33.7%,增油5.6×104t,评价期末比水驱采收率提高16.8个百分点。该油藏二氧化碳驱油成功实践,为同类油藏大幅度提高采收率提供了方法技术借鉴。     

低渗透油藏开发井网部署研究——以松辽盆地七棵树油田沙河子组油藏为例

七棵树油田位于梨树断陷中央构造带车家窝堡断块圈闭内,油藏类型为低孔低渗透油藏。目的层沙河子组发育了两套主力油层,根据开发层系划分原则,将这两个小层划为一套开发层系。根据储层低孔低渗及储层非均质性的特点,采用了面积注水的反九点开发井网,根据裂缝的方向,井排方向为北东向,根据国内低渗透油藏开发实际经验及井距关系图版法,井距定为223m。     

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。     

板桥油田低渗挥发性油藏注气提高采收率先导试验研究

板桥油田发育多套高气液比轻质油藏,主要有三个方面特点：一是储层虽为低孔低渗,但开发初期均具有较好的自喷能力;二是由于气液比高,开发过程中地层压力下降快,近井地带易产生储层压敏,导致储层渗透率大幅度下降;三是储层水敏性较强,注水开发效果差,稳产基础薄弱,自然递减大。此类油藏地质储量约千万吨,急需探索新的技术途径,提高开发效果。     

建模数模一体化技术在油藏描述中的应用——以羊二庄油田为例

羊二庄油田一断块已经进入特高含水开发后期,针对其单井点含水高,自然递减持续上升,剩余油分布越来越分散等问题,运用随机相控建模技术建立精细三维地质模型,应用数值模拟技术定量化剩余油分布研究,改善开发效果,达到了提高采收率的目的。该研究对同类油藏的开发后期的综合治理具有借鉴作用。     

低渗透油藏注水驱油效果分析——以子北油田玉家湾区为例

本文收集整理了子北油田玉家湾油区的静态地质资料,试采资料,注水动态资料等,利用动态数据对比该区注水前和注水后油井产量、含水率的变化,对子北油田玉家湾油区的注水效果进行了见效层位、见效周期、见效方向等综合研究及评价。     

论CO2驱油技术在我国低渗油藏中的应用

CO2采油技术是国外应用最广的三次采油方法。国外利用CO2提高采收率的技术发展较早,技术成熟,且取得了可观的成果,具有借鉴价值。但国内的地质环境与国外有不小的差别,使得采用该技术需面对不同于国外的各种技术难题,因而我国的油田在进行CO2驱油过程中不可能全套搬用国外的技术,本文通过对CO2驱油原理的论述结合我国地质情况和实际油田驱油实验进行了可行性论证。