改善芳507区块开发效果方法研究

芳507区块于1995年开发,目前区块进入中高含水期、低速开发阶段,常规调整改善区块开发效果难度加大,本文在明确影响区块开发效果的主要因素上搞清区块剩余油分布特征,提出了井网加密和注采系统调整相结合的办法,改善区块开发效果。     

杜84块兴隆台油层新井改善开发效果研究

针对杜84兴隆台区块新井中存在的开发矛盾,开发适合的高效配套油层的蒸汽吞吐添加剂,通过注入蒸汽吞吐添加剂体系辅助蒸汽吞吐降低地层流体的渗流阻力,进一步改善新井吞吐效果,提高渗流条件下流体流动性能从而达到改善新井开发效果。改善油藏整体开发效果,为超稠油油藏的经济开发提供技术保障。     

杏河加密区开发效果分析

杏河区位于杏河油藏中部,属多油层叠合区,从1998年开始通过缩小排距打加密井,因一次加密后井网不完善,补充老井地层能量与延长加密井低含水期矛盾突出,对此,通过加密区提前补水、小排距注水及注采参数双向优化等政策,取得了一定的效果。     

应用周期注水技术改善温西六区块开发效果

针对温西六区块在井网加密滚动调整后出现的主力层单一,并严重水淹、产量大幅度下降等问题,寻求一种新的方法来解决上述出现的开采矛盾。在借鉴国内外砂岩油田周期注水经验基础上,有效利用油藏数值模拟技术,从实际出发,对温西六区块实施周期注水的可行性进行了研究,优化了注水周期参数,论证了周期注水时机,提出了周期注水具体实施方案,并经现场检验取得了较好效果。     

胡状集油田主力油层改善开发效果对策研究

胡状集油田经过20多年的开发,油藏已进入高含水开发后期,近年来,随着油藏开发向差层潜力转移,大量进行油井堵水、水井层间调整工作,造成主力层井网极不完善,储量控制程度低。但是主力油层剩余可采储量基数大,仍是下步开发的重点。     

低渗透油田A区块加密调整研究

A区块开采目的层为低渗透扶余油层,在300×300m反九点面积井网水驱开发条件下,区块水驱储量动用程度低,单向及不连通水驱储量超过总水驱储量的50.9%。为了改善区块开发效果,对A区块实施对角线加密调整,进一步完善油水井注采关系。区块水驱控制程度和水驱采收率分别增加5.9和6.6个百分点,取得了较好的开发效果,为低渗透油田开发调整提供了经验和依据。     

高246块改善开发效果研究

高246块莲花油层属于厚层块状砂砾岩底水稠油油藏,1977年投入开发,先后经历天然能量、蒸汽吞吐、常规注水及水平井二次开发四个阶段,目前已进入开发后期,可采储量采出程度达到75.2%,开发效果逐年变差。研究人员针对区块开发中暴露出的突出问题,2010年开展了改善开发效果研究,通过有效组织实施配套技术措施,实现年累增油1.2×10^4t,取得显著成效,为该油藏持续稳产及提高最终采收率指明了方向。     

朝阳沟油田A区块葡萄花油层水平井部署可行性研究

朝阳沟油田葡萄花油层开发20年来均采用直井开发,区块平均单井日产油量低,采油速度和储量动用程度较低。目前水平井开发技术已经成熟,为葡萄花油层水平井开发提供了钻井支持;现在原油价格居高不下,为水平井的开发提供经济基础;葡萄花油层为滨湖浅水相,发育葡Ⅰ1、葡Ⅰ2层两个小层,且葡Ⅰ2层砂岩发育稳定,为水平井部署提供了有利的地质基础;A区块已钻扶余油层井,为该区的葡萄花油层PETRO软件建立构造模型和储层模型提供了准确的单井数据,为水平井轨迹的准确设计也奠定了数据基础。同时由于葡萄花油层砂岩较薄,直井开发其储量的动用程度和采油速度较低,水平井注采开发方式能够提高区块的储量动用程度和采油速度。     

综合调整改善X区块聚驱开发效果

本文通过分析X区块注聚前存在的主要矛盾,注聚后采取不同的跟踪调整技术,取得了较好的聚驱调整效果,从而摸索出一些调整方法和手段,为下步聚驱开发提供有利依据。     

高A区块葡萄花油层首钻井完钻后有利布井区优选

高A区块位于古龙油田东部,处于葡萄花构造与高台子构造之间的鞍部部位,区内葡萄花油层有9口井试油,平均单井日产油6.2t,平均单井日产水12.3m3。2008年编制完成了区块初步开发方案,在高A区块内布井71口;2010年,优选区内5口首钻井以及3口原方案设计井进行钻井,新井完钻后对储层发育及油水关系等方面进行了重新认识,按照构造有利、储层发育等原则,重新确定了有利布井区。     

改善卫317块油藏开发效果研究

31 7块自 1 993年投产以来 ,经过初步注采方案的调整 ,形成了一定的开发规模 ,但由于断块小 ,以及对油藏的投入及认识不够 ,到 1 999年初 ,由于物性差 ,地层能量下降快等原因 ,开发形势变差 ,日产水平由 1 995年最高时期的 92t下降到 36t。以后 ,对 31 7油藏加大了研究和调整治理力度 ,开发水平得到提高 ,目前日产水平达到了 96t。     

A区块加密后精细水驱挖潜效果及潜力分析

A区块为B油田三类区块,油层埋藏较深,局部砂体发育零散,区块储层物性较差,采用300×300m反九点法井网布井,很难建立有效的驱动体系,油层憋压严重。随着油田开发的不断深入,原井网已经不能很好地适应开发需求,导致该区开发效果较差。2015年对该区采用采用井间加井、排间加排的布井方式进行局部加密,取得较好效果。     

低渗透油田A区块密井网地质再认识

A区块加密井完钻后,利用新老井资料,进行了地层对比重新组合断点;开展了全区116口井储层精细描述;重新绘制了各沉积单元水淹分布图。从构造、储层、剩余油三方面进行了区块地质再认识,为射孔、压裂及注采系统调整方案编制提供了依据。     

精细研究改善文184块油藏开发效果

文南油田文184高压低渗油藏,注水开发后期,针对存在的剩余油分布零散、注采井网不适应等问题,通过开展沉积微相研究、剩余油分布规律研究及井网配置关系研究,为剩余油挖潜方案的制定、实施提供了有利依据,开发效果得到较大改善。     

老168区块油层保护技术

老168区块是2009年中石化重点产能建设项目,油藏为高孔高渗岩性构造常规稠油油藏.分析了该区块油层损害因素,评价了油层岩心敏感性,室内优选出优质无污染油层保护海水钻井液配方.室内评价和现场应用结果表明研制的钻井液配方具有良好的油层保护效果,油井平均单井日产油较相邻的老163区块提高了40%.     

古509区块高产原因研究

古509区块属于大庆外围区块,单井产能较高。通过对地质特征、储层物性及油水分布特征的研究,表明地质因素是单井产量较高的主要原因。并对开发各环节采取油层保护措施,利用液面恢复速度确定该区合理的套压,通过油井转注和完善注采关系来研究该区高产原因。     

应用径向水平井技术缩小注采井距改善开发效果

径向水平井是指曲率半径远比常规钻井曲率半径更短的一种水平井,也称之为"超短半径水平井"。目前国内外比较流行的径向水平井钻井技术为高压水射流超短半径水平井技术,主要是利用高压水射流能量,通过特殊的转向装置和高压喷管(嘴),沿目的层的径向方向上,钻出数个不同方位的辐射状水平井眼,然后进行有目的的完井。目前中原油田的薄油层、低渗透性油层、稠油油层气锥水锥严重,开采难度大,采收率低,如何解决这些问题已经成为当务之急。径向水平井可以在老井眼中,利用高压水射流在油层水平方向上辐射钻出一个或多个长30-100m的井眼,在井眼周围形成一个很大的泄油范围,可充分动用油层储量。目前该技术已经在中原油田实施6井次,并且取得了初步效果。     

锦七块于楼油层高效开发与增储的研究

锦七块位于辽河油田西部凹陷西斜坡南段的上倾部位,由两条北东走向南东倾向的断层所夹持,形状成长条形,于楼油层在锦七块发育较薄,且大多数为水层而只有各别地区发育油层.于楼油层地质储量为28.6万t,油水关系复杂,砂体有效厚度分布不均,但局部地区油层厚度较大,下部挖潜中有一定的潜力.     

朝阳沟油田朝522区块加密调整井开发效果主要影响因素

针对朝阳沟油田属于裂缝性低渗透油藏,应用CMG软件开展了数值模拟研究。在精细历史拟合的基础上,主要分析了剩余油分布规律及其影响因素。研究了油层的沉积特征及裂缝的发育状况对剩余油分布的影响．给出了加密前后剩余油饱和度在平面和纵向上的分布状况。通过分析对比,对加密井开发效果进行研究,闻述了影响加密效果的地质因素和开发因素。     

新218区块油水井排加密调整技术研究

新立油田新218区块在1993年投入开发,2005年进行井网调整以来,区块油田产量大幅度提高,但随着区块进入"双高"开发阶段,区块稳产状况逐年变差。而新218区块有丰厚的地下资源,为此我们开展了地质特征再认识与深化水驱规律研究工作。在取得"两水井间存在有剩余油"认识的基础上,开展水井排井间加密试验。