耿271长8油藏水驱开发特征分析及稳产技术研究

耿271长8油藏属于超低渗透油藏,储层物性相对较差,平均渗透率低(仅为0.39mD)。本文对油藏的压力、含水、见效及递减等开发特征进行了系统的分析和总结,同时在长8油藏开发实践的基础上,对精细注采调控技术、合理流压及工作制度优化技术、注采剖面调整技术进行了研究,在提高长8油藏开发水平的同时,为油藏的长期持续稳产提供了技术支撑。     

耿271区动态监测资料应用

耿271非均质性较强,平面、剖面压力、水驱分布不均,本文通过平面、剖面动态监测资料在该区块的应用,有效指导油藏渗流规律认识,明确分区见水方向,指导油藏注采调整及措施挖潜。     

胡尖山长2油藏稳产技术对策研究

主要以胡尖山元162区长2油藏为研究对象,针对长2低渗透油藏的储层特性和开发现状,以油藏为单元,在实践的基础上,总结了油藏稳产面临的主要问题,并通过合理优化技术参数、精细注水调控、措施引效、水井剖面治理等相适应稳产技术对策进行研究,在提高油田开发水平开同时,为胡尖山长2油藏的持续稳产提供技术支撑。     

动态监测资料在油田开发中的应用

利用动态监测资料中的产出剖面和吸水剖面，分析了采油井和注水井之间的动态对应关系。通过实例讨论了动态监测资料在注采井组对应分析、开发区块动态分析和工程井中的应用。应用实例表明，动态监测资料揭示了开发区块的层间层内矛盾，可用于分析油井出水层位及来水方向，了解注采井组井下储层变化规律，掌握油田储量动用状况，为实施控水稳油措施提供重要依据。     

杨19油藏东部初期注水开发效果分析

绥靖油田杨19区块延9油藏东部自具有埋藏浅,砂层厚,岩性单一,边底水有限的特征,是以构造为主的岩性构造油藏。前期利用自然能量开发,地层能量下降迅速,为了实现油田稳产、高产,提高油田最终采收率,自2009年9月起对油藏进行注水开发,开发过程不断探索、不断精细注采调整,目前已取得了良好效果,并在调整过程中总结了一些经验,对西部油藏开发提供了理论上的依据。     

七参数组合生产测井仪在油水井动态监测中的应用

动态监测对于油田的低成本、高效率开发是至关重要的，如何利用现有的生产测井技术更广泛、更有效的开展油田的动态监测工作是值得进一步探讨的问题。七参数组合生产测井仪是常用的生产测井仪器，通过采取不同的仪器串组合，不仅可以测取自喷井产出剖面、注水井注入剖面、注聚井注入剖面，而且还可以开展油井套管找漏工作。七参数组合生产测井仪在新疆油田的油水井动态监测工作中的应用，为油田的动态监测工作，指出了一条新路。     

利用动态监测资料进行构造再认识

中原油田由于井下断块多，断块小，构造极其复杂，开展井下构造再认识，对油田实现科学管理和合理开发油气藏具有十分重要的意义。本文详细叙述了利用生产测井资料、RFT资料、示踪监测资料、剩余油监测资料、井斜复测资料等动态监测资料，进行构造再认识的几种方法，并总结出了其地质应用效果，为复杂断块油气田的构造再认识提供了科学依据。     

利用动态监测资料提高油藏开发水平

江汉油区经过近30多年的开发，现有的45个开发单元中有20个单元的综合含水超过80％。地下油水关系、压力场、储层物性等已经发生了变化，大部分单元已经进入中高含水开发阶段，老区调整难度越来越大。充分利用动态监测资料，可以开展油水关系复杂的注水开发单元平面及纵向上的剩余油分布规律研究、储层裂缝与水线推进关系研究、油层污染程度以及油层改造效果评价等。应用这些研究成果可以指导开展油藏精细分析，搞清地下油水分布状况，从而有针对性地进行注采调整，提高高含水油藏开发水平。     

姬塬油田耿271区长8油藏注水伤害机理研究

针对姬塬油田耿271区长8注水开发油藏投注初期注水压力高、或注不进水、后续注水压力持续升高等问题,对比分析了西峰、白豹、镇北、马岭等长庆油田其它同类油藏储层物性、注入水与地层水配伍性及注入水水质等影响因素,确定了姬塬油田耿271区长8油藏注水伤害的主要机理.     

姬塬油田耿271区长8油藏注水伤害机理研究

针对姬塬油田耿271区长8注水开发油藏投注初期注水压力高、或注不进水、后续注水压力持续升高等问题,对比分析了西峰、白豹、镇北、马岭等长庆油田其它同类油藏储层物性、注入水与地层水配伍性及注入水水质等影响因素,确定了姬塬油田耿271区长8油藏注水伤害的主要机理。     

油藏动态监测资料在孤东油田的应用

孤东油田是1986年投入开发的大型整装油田，经过多年的高速开发，已进入特高含水期，综合应用动态监测资料，加强精细地质研究，深化油藏认识，达到了注采平衡，控水稳油的效果。     

红河油田长8油藏脉冲周期注采矿场试验研究

红河油田长8油藏由于天然裂缝发育以及井间压裂缝的存在,导致注采井间沟通关系复杂,注水开发过程中极易沿裂缝突进,裂缝性水窜严重。为探索适用于红河油田长8油藏裂缝性水淹后的注水方式及注水政策,开展了脉冲周期注采矿场试验。矿场试验表明,优化合理的脉冲式周期注水参数,可有效地使注入水进入基质孔隙,增加波及面积,改善裂缝性致密油藏的水驱效果。     

姬塬油田长8油藏综合调控技术研究

油房庄作业区长8油藏平面上的非均质性强,方向性严重,裂缝及大孔道发育、层间矛盾突出等特点,进而决定了局部区域见水早、边部低产井较多、部分注水井吸水剖面不均等严重问题,如何对长8油藏进行综合调控是决定该区域开发水平高低的关键,也是今后稳产的关键。从目前油房庄作业区长8油藏的生产动态出发,提出2011年稳油控水措施建议,旨在进一步提高油藏动用程度,为油房庄作业区长8油藏平稳开发提供保障。     

落差曲线在注水井注水效果评价中的应用

结合生产实际，对落差曲线在不同油藏特征下的形态进行了具体分析，并对与油田开发密切相关的一些地质参数计算做了详细列举。根据水井落差曲线可以分析地层动态状况、确定地层参数、了解近井带的污染情况、判断注水前缘、水淹区的状况、注入量的多少以及测试井距边界的距离等．为注水油田的动态研究和注采调整提供可靠依据。     

刘峁塬长8油藏提高压裂措施效果方法研究

姬塬油田刘峁塬长8油藏是典型的超低渗透油藏,区块平均渗透率在0.3 mD以下。该区块2009年投入注水开发,投注初期注水压力超过20 MPa,且有部分注水井长期达不到配注要求,采取压裂、酸化等降压增注措施后仍然欠注。针对该问题,开展了新型降压增注剂研究。通过室内实验,分析该区块的高压欠注机理后得出:区块欠注原因为储层物性差,渗透率低,注入水和储层存在强水敏效应,注水过程中存在贾敏效应,注入水与地层水不配伍。根据欠注原因研发了具有酸性、降黏、防膨、防垢、除垢能力的新型降压增注剂。通过矿场注水站投加6个月后,70%的注水井压力平均下降0.8 MPa,单井日注水量从8 m3增加到25 m3,取得了较好的降压增注效果。新型降压增注剂为解决超低渗透油藏高压欠注问题提供了新的思路,为提高区块压裂措施效果提供了新的方法和借鉴。     

连续油管动态监测技术在相国寺储气库中的应用

储气库注采井注采能力是储气库工程设计中的关键参数,决定了储气库的最大应急调节能力,对已完钻的注采井开展准确的注采能力评价就显得尤为重要。针对相国寺储气库注采井大井斜角、长水平段、复杂注采管柱结构和强注强采等特点,开展动态监测技术适应性分析,优化连续油管动态监测工具及施工方案,并进行了2口注采井在高注气量条件下的连续油管动态测试现场施工作业,获取了动态监测数据。对现场施工工艺、配套工具及监测数据评价分析表明,连续油管动态监测技术可满足储气库注采井动态监测施工要求,录取的的数据真实可靠,能为注采井最大调峰能力的确定和注采井的调整提供充分的依据,对类似储气库注采井动态监测工作具有借鉴意义。     

动态监测资料在油田开发中的应用

孤东油田现已进入高含水期，出砂严重，层间矛盾突出，稳产难度加大。通过对各种动态监测资料的应用，改善了油田开发效果，证实监测资料在油田开发中的作用日趋重要。     

姬源油田元214长4+5油藏降递减对策分析

分析了元214长4+5油藏产量递减的影响因素,根据近年对该油藏减缓递减的技术措施,探讨油藏递减规律,提出了有效降低该类油藏递减的对策,为进一步缓解元214长4+5油藏开发矛盾,优化开发技术措施提供了依据。     

盘古梁D1油藏数值模拟跟踪及开发技术研究

本文从注采调控技术入手,结合盘古梁D1油藏目前的动态响应,有区别的应用油藏数值模拟跟踪技术,开展了油藏平面、剖面上的精细注采调控,并利用优势水流通道技术进行了油藏化学堵水和精细平面注采调整,均衡了油藏平面采液强度,合理了油田分区域注水开发技术政策,实施了油田精细注采调控工作。     

应用吸水剖面资料确定吸水层动态残余油饱和度的方法

基于岩心长期注水试验资料，认识到吸水层的残余油饱和度的变化是一个缓慢减小的过程。文章给出了动态残余油饱和度的概念，提出了利用吸水剖面测井资料来确定动态残余油饱和度的方法。通过现场实测资料的解释，建立了动态残余油饱和度与吸水层每米累计吸水量的定量关系，为剩余油分布研究提供新思路。