微量物质示踪剂监测技术在J井区的应用

当前姬塬油田开发过程中高含水率以及水驱方向不明等问题比较突出,急需通过示踪剂监测技术来探明注入水的推进速度及方向、确定注采井间连通性及层间突进等情况.微量物质示踪剂井间监测技术应用于鄂尔多斯盆地J井区,通过示踪剂产出曲线的形态特征分析和微量物质示踪剂定量解释,结合示踪剂前缘水线推进速度、注入水油井分配情况分析,明确了研究区井组示踪剂连通性和推进速度、渗流通道特征和非均质性.研究结果表明,监测区有8口油井受注水井J1控制,注入水突进方向整体偏北,注入水主流通道以高渗条带为主,层内和层间非均质矛盾较强,建议采用温和注水方式.     

井间示踪剂监测技术在江汉油区的应用

井间示踪剂监测能准确地得到注水井的注入水流动方向、推进速度,判断井间连通性和高渗带对注入水运动规律的影响,为油藏精细描述和注水方案调整提供依据。连续监测重点产建区块及注采调整力度较大的区块,综合评价调整效果,缩短同位素样品的分析周期,能更好地提高江汉油区开发服务效益。     

示踪剂数值模拟技术在H油田双台阶水平井中的应用

H油田薄砂层油藏首创采用边缘环状和中间点状的双台阶水平井注水开发,如何开展双台阶水平井水驱动态监测是一个全新的课题。目前利用示踪剂模拟方法定性判断注入水波及方向、范围以及寻找高渗透条带方面的技术已相对成熟,而定量研究方面较少。建立了示踪剂迁移模型,用于定性研究注入水优势方向、注入水突破时间,边水入侵情况,并指导薄砂层油藏2008-2009年注水井调整配注11井次、新投注水井2口,注采调整后累计增油4.2 631万t,改善了油田开发效果。     

井组增压注水在江汉油区低渗透油藏的应用

江汉油区对低渗透油藏中完不成配注水量的部分注水井通过工艺技术革新,进行井组增压注水,在油田增产稳产中取得了良好效果。但目前井组增压注水还存在一些问题,应在生产实践中不断改进技术。     

车2井区齐古组油藏沉积微相及其对注水开发效果影响研究

本文依据岩心，测井及地震资料，采用岩石学，古生物学及电性特征三类相标志对车２井区齐古组油藏进行了细分沉积相研究。深入探讨了沉积微相与油气水的关系，并指出注水开发的具体措施。经研究总结发现，在诸多的影响因素中，沉积微相对储层砂体的分布发育，储层非均质性及油水运动的影响与控制尤为重要。     

醇类示踪剂技术在江汉油田应用研究

示踪剂的物理化学特性及其与油层岩石和流体的相互作用程度,直接影响示踪剂的流动特性,并对最终解释结果产生影响。室内开展异丙醇和正丁醇的稳定性、流体配伍性、地层吸附损耗等实验。研究表明:醇类示踪剂异丙醇、正丁醇与地层流体具有较好的配伍性、稳定性,且吸附损失相对较小,彼此之间无干扰,适合于井间监测。     

低渗透油藏超高压注水工艺在江汉油田的应用

低渗透油藏渗流阻力大,注水启动压力高,常规注水驱油效果差。超高压注水能有效克服渗流阻力,增大注水量,提高驱油效果。超高压注水采用的撬装式注水站,具有投资小、施工周期短、工艺简单、可移动易地重复使用的特点。     

王场油田潜四段西部注水开发实践与认识

王场油田潜四段西部从1998年开始,通过恢复动用部分地质储量、整体开发调整及滚动扩边,产量由107t上升到2005年的362t的历史最高产量,采油速度一直稳定在24%左右。值得注意的是裂缝的方向影响注入水的水驱方向和效率;井深、隔层薄、分层注水困难,致使多层合采的井区、物性差的层出力差。针对以上问题,在部署井网时,应考虑天然裂缝、人工裂缝的共同影响,早期强化注水,注水与采油同步进行,油井见水后,合理降低注采比和调整注水方式,提高采收率。     

八面河油田面120区低渗透稠油油藏开发对策

八面河油田面120区属于中-低渗透非均质稠油油藏,由于油稠、地层出砂、地层压力低、产能低等问题,开发效果不理想,一直未投入全面开发。为了提高面120区原油储量动用程度,提高开发效益,从2001年起对该区开展了低渗透非均质稠油油藏改善开发效果技术研究。通过数值模拟优化、热力开采设计及相应的采油工艺配套设计,确定了合理开发对策,取得了较好开发效果。     

水平井技术在八面河油田的应用实践

水平井油气开采技术作为一种成熟的技术手段,近年来在各个油田得到了大力的推广应用。近年来,八面河油田通过不断实践和探索,在利用水平井技术开采边底水油藏、正韵律底部高水淹储层、低孔低渗储层、非均质储层等特殊类型储层方面取得了显著成效。     

动态监测技术在H油田开发中的应用

塔里木H油田整体采用水平井开发,全部采用机采完井,受井况限制,动态监测风险和难度很大。攻关形成了一套具有塔里木油田特色的产层参数测井解释方法,实现了超深、高温、高矿化度多变条件下的各项产层参数的准确获取,包括过套管地层测试、过套管油藏饱和度监测、脉冲中子全谱剩余油测井及爬行器+能谱水流测超深水平井产液剖面监测等成果,加深了对剩余油分布规律的认识,为油藏开发调整、增油措施、改善开发效果和提高采收率提供有力的支持。     

氮气泡沫调剖技术在富拉尔基油田的应用

富拉尔基油田储层埋藏浅,岩石胶结疏松,具有大孔隙、高渗透、非均质性强等特征。受油藏非均质性的影响,各单层吸汽不均匀,蒸汽沿高渗透带突进,为了探索提高热采井蒸汽吞吐后期开发效果的方法,以富拉尔基油田高轮次且高含水的热采井进行氮气泡沫调剖技术应用试验。     

渤海BZ油田高效开发策略研究

渤海BZ油田为浅水三角洲沉积,储层非均质性较强,定向井多层合采势必导致层间干扰严重.针对储层非均质性影响的问题,研究水平井设计技术,包括水平井的轨迹方向、水平段长度、水平注水井摆放位置、隔夹层的利用等,并提出采用水平井分层系开发油田的高效开发策略.     

储层随机地质建模技术在油田开发中的应用

利用随机建模软件（RMS／STROM）对沙南油田浊积扇沉积储层开展了储随机建模研究,根据浊积扇的沉积特点,采用了截断高斯,通用标点模拟等方法建立了浊积扇相模型,并利用60余口发井的测井解释参数,通过数据分析,正态变换,变差分析,在浊积扇不同微相的控制下,建立了储层孔隙度,渗透率,含油饱和度等参数模型。并通过软件提供的网络粗化功能,将三维地质模型粗化为VIP数值模拟软件所需的地质模型,并通过数据模型软件的模拟测试,使得数值模拟结果具有更为可靠的地质依据,实现了地质研究到数值模拟的一体化。     

浩口油田高含水期开发调整方案研究

浩口油田综合含水率达到93.56%,进入高含水开发阶段,存在低渗透层动用差、注采井网不完善和直井措施窜槽情况严重等问题。通过研究浩口油田剩余油分布规律,提出下步开发调整方案:1)主要立足注水、层系细分、对剩余油富集区与分散区分别治理;2)对低渗透层采用水平井配套开发,提高单井产能,减少措施窜槽风险;3)对高渗透层局部剩余油,采用新钻直井与老井侧钻结合挖潜。     

濮城油田东区非均质地质的开发与调整措施

以濮城油田东区沙二下储层的沉积相、沉积微相和储层物性解释模型为基础，从微观、层内、层间、平面非均质四 方面建立了储层分布与储层非均质性三维地质模型，并对开发生产调整措施的有效实施地提出了建议。由于以下四方面的非均质性总体中等偏强，沉积微相的垂向分布平面展布大小及砂体储油物性的平面变化对非均质性的控制极为明显，所以对于不同的沉积微相所对应剩余油量情况采用不同开采方式。对于层间非均质性大的层系，可采用有效封堵技术,或 调整注采压力系统。对平面非均质性大的层系，在采用周期性注水或转向注水时对砂体的连续性考虑十分重要。     

压力监测资料在注水开发油田的应用

合理的压力驱替系统对低渗透油藏的高效开发至关重要,而影响此因素的注水参数、注水方式及注采综合调控措施的选取则与注水开发过程中各项压力监测资料息息相关。王窑区是安塞油田最早注水开发的区块,在长达20多年的开发过程中,逐步形成了以压力监测资料为主,结合开发动态资料确定调整措施的经验和方法,对安塞油田开发具有十分重要的指导意义,也为低渗透同类油藏提供借鉴经验。     

老君庙油田M油藏挖潜调整数值模拟研究

根据老君庙油田Ｍ 油藏顶部区的油藏地质特征和开发生产历史,利用油田注水开发数值模拟软件研究其剩余油分布规律,在平面上和纵向上找到剩余油饱和度的相对富集区,提出了针对性的调整方案和选定新井井位,并预测其将来的开发生产动态,比较了开发效果;目前经生产实践证明此次数值模拟研究为该油田挖潜调整提供了科学的指导,达到了控水稳油的目的,产生了良好的经济效益和社会效益。     

伊拉克M油田白垩系Mishrif组生物碎屑灰岩储集层非均质性成因

伊拉克M油田白垩系Mishrif组生物碎屑灰岩储层非均质性强,开发过程中矛盾突出。基于岩芯资料、铸体薄片和实验分析数据,开展储层非均质性成因分析。结果表明:M油田Mishrif组生物碎屑灰岩储层主要受沉积作用、生物扰动作用、成岩作用和海平面升降旋回控制。沉积作用控制了岩石的结构组分和原始物性,并影响了后期的成岩演化; 生物扰动作用破坏了岩石原始结构构造,造成岩石结构松散,为成岩流体提供了渗流通道; 成岩作用控制了岩石物性的改造趋势; 海平面升降旋回造成沉积相变,并控制了海水成岩环境和大气淡水成岩环境。高能沉积环境中,岩石颗粒组分含量高,原始物性好,海平面下降阶段,滩体顶部优先发生溶蚀作用,而滩体底部胶结作用较强,储层物性产生两极分化,优质储层通常与物性隔夹层伴生。低能沉积环境中,岩石泥质组分含量高,原始物性差,但生物扰动作用充分,潜穴物性通常高于基底物性,海平面大幅下降造成岩石处于大气淡水成岩环境,溶蚀性流体可沿生物潜穴渗入,有效改善岩石物性。Mishrif组内部发育多期海平面升降旋回,沉积环境演变迅速,成岩环境不断变化,生物潜穴随机展布,不同成因的储层互相叠置,造成厚层生物碎屑灰岩储层垂向非均质性强。