王徐庄油田沙一下储集层综合地质研究

王徐庄油田已进入高含水高采出阶段,综合含水达90%以上,构造复杂,油田产量递减严重.为此,通过运用三维地震、钻井、测井、录井以及油田开发动态资料有机结合,对王徐庄油田进行了精细构造研究,同时对沙一下生物灰岩主力油层进行了以沉积微相研究为主的综合研究,找出了王徐庄油田的剩余潜力.结合该油田动态在3个潜力区设计新井12口,实施后均获得了高产油气流,且初期含水均低于20%,取得了明显的效果.     

王徐庄油田沙一下生物灰岩裂缝识别与研究

该文以王徐庄油田沙一下生物灰岩为例，详细论述了储集层裂缝的判别。通过利用地应力分布状态、构造形迹特征判定裂缝展布方向；采用示踪剂监测、电位法井间监测和油水井注采动态关系分析井间裂缝的连通性及展布方向；依据岩心微观分析资料、电测井曲线综合响应进行单井裂缝层段的识别与划分。对王徐庄油田下一步开发工作具有指导作用。     

王徐庄油田沙一下亚段碳酸盐岩裂缝性储集层研究

针对王徐庄油田沙一下亚段碳酸盐岩储集层裂缝系统研究过程中,由于地貌关系无法进行地表露头调查、岩心资料欠缺、测井资料陈旧等问题,对王徐庄油田的沉积特征进行了分析.从储集层裂缝的微观特征入手,开展了碳酸盐岩储集层裂缝研究,确定了沙一下亚段碳酸盐岩储集层裂缝研究的基本思路和采用的3种技术方法:利用灌注示踪剂检测分析评价储集层裂缝系统和方向;依据油水井注采动态关系分析井间裂缝连通性及展布方向;利用构造形迹特征判定裂缝展布方向.研究过程中结合前人对王徐庄油田沙一下亚段碳酸盐岩储集层裂缝的研究成果,分析裂缝平面展布及其形成的成因机理,认为裂缝系统明显改善了碳酸盐岩的渗透能力,其分布明显受断裂带的影响和制约,在与目前所认识的裂缝带不具连通性的地区,剩余油较为富集,可考虑部署评价井.     

以沉积微相研究为基础结合构造部位挖潜剩余油

从储层精细描述的角度，对储层、沉积微相进行精度研究，根据砂体在纵向上的沉积韵律变化特征和平面上的展布特点以及位于构造的具体位置，结合文南油田和马厂油田的生产实例分析，对中高含水期油田的剩余油分布规律进行研究和挖潜。这时增加老油田的可采储量，提高老油的最终采收率，具有广阔的应用前景。     

王场油田高效开发模式及稳产对策研究

根据王场油田特殊的地质条件和高含水、高采出程度的开发现状，利用前人研究成果，通过地质、测井、生产动态资料，系统总结了王场油田高效开发模式，并针对目前存在的问题，提出了下步稳产对策，对其他高含水油田开发模式研究具有一定的指导意义。     

复杂断块构造岩性油藏潜力评价研究——以王徐庄油田歧41断块为例

随着勘探开发的不断深入,大港油田已经进入了对复杂断块构造岩性油气藏的深入研究阶段。王徐庄油田歧41断块经历了多年的勘探开发,由于断裂系统复杂,油藏类型复杂,油气成藏规律认识不清,一直制约着该区的增储上产。本次研究综合应用油藏评价技术,通过井震结合精细地层对比、精细构造解释、精细储层研究、精细油藏评价,明确了研究区增储的潜力目标。     

裂缝性灰岩油藏堵水酸化联作技术研究与试验

裂缝性灰岩油藏普遍存在开发初期见水快、含水升高快的问题,采用堵水酸化联作工艺技术解决了此类问题。以大港油田王徐庄油田为研究目标,进行了裂缝定量预测和定性预测方法研究,建立了堵水酸化联作工艺技术的数值模型和基于数值模拟的设计方法,进行了数值模拟研究。数值模拟结果能够解释现场应用时的各种现象和效果,揭示了本项技术的堵水机理、酸化沟通机理、堵剂对酸液的转向和缓速机理、酸化增强堵水的选择性机理,优选了堵水酸化联作工艺技术的各种处理药剂。在大港油田进行了5口井的现场应用,效果良好。此项技术不仅为王徐庄油田找到了新的增产、控水技术手段,也为其他裂缝性灰岩油藏的开发措施提供了借鉴。     

比重法测定原油含水

离心法测定原油含水是比较准确的,但存在取样方法和取样量少的问题,所以分析结果不能较好地反映原油含水率。故此进行了比重法测定原油含水的研究,并在王徐庄三个站16口井进行了现场实验。     

跃西油田高含水期滚动勘探开发取得成果及认识

跃西油田1999年全面进行滚动勘探开发，2001年底油田进入特高含水开发期，本文针对跃西油田高含水、高采油速度开发现状，从油田构造和地质再认识、老井资料复查和测井二次解释等方面进行了深入的分析，为高含水油田的滚动开发和扩边挖潜起到借鉴作用。     

三维地震解释技术及其在储层描述中的应用——以松辽盆地杏树岗油田X56区块为例

针对大庆长垣油田高含水后期井-震结合储层描述的目标尺度小、精度要求高、井网密等特点,以松辽盆地杏树岗油田X56区块为研究区,在精细地质研究成果的基础上,充分利用三维地震资料,形成了一套大庆长垣油田井-震结合构造解释、断层识别、储层预测配套技术。通过容量维分形技术,识别了断距5 m左右的小断层,解决了井间小断层识别难题;利用井-震结合构造解释成果,搞清了断层的平面组合特征及延伸范围,落实了微幅度构造及其与油气分布关系;采用地震随机反演技术,对葡一组储层砂体厚度进行了平面预测和井间砂体连通性分析,2 m以上砂体预测符合率达到75%以上。在此基础上,进一步修正了仅用井孔资料绘制的沉积微相图,精细刻画了河道砂体的平面展布特征。井-震结合三维地震技术在长垣油田多个区块应用,效果明显。     

动静态资料综合研究油藏特征

T油田中区油藏埋深浅．高孔高渗,原油粘度较高,为普通稠油。油井生产初期可以自喷,天然能量充足。油井投产后含水上升速度快,无水期和低采油含水阶段时间短,开发10a后油田的综合含水超过85％。2004年后曾对中区进行了综合治理研究和现场实施,调整效果比较理想。2006年后油田产量呈下滑趋势,稳产难度加大,油田再次进入调整期。通过综合应用调整井的测井资料、饱和度监测、动态资料以及油藏数值模拟等方法,落实了剩余油的分布特点,发现实际动态资料与原地质认识有一定的出入,结合地质特征的重新进行研究,对油藏类型和驱动方式有了新的认识,为油田的下步调整提供了充分的依据。     

陆相多层砂岩油藏特高含水期三大矛盾特征及对策

大庆喇萨杏油田为大型陆相多层砂岩油藏,目前已进入特高含水开发阶段,各类储层渗流特征发生明显变化,剩余油分布高度零散,液/油比急剧上升,控含水、控递减难度日益加大。通过室内水驱油实验、精细油藏数值模拟、小井距密闭取心井及生产动态监测资料分析研究,系统剖析了特高含水期平面、层间及层内三大矛盾的变化特征,分析了影响三大矛盾加剧的主要因素。通过典型区块和近年检查井逐井逐层剩余油精细剖析,总结了平面、层间及层内剩余油分布特征,建立了平面、层间、层内3个层次的精细结构调整模式,并在大庆喇萨杏油田6个水驱精细挖潜示范区得到成功应用,在含水率为93% 的条件下,取得4年产油量不下降、含水率不上升的良好效果,探索出了一种特高含水期老油田水驱精细、深度开发的新模式,为多层砂岩油藏水驱开发提供了可借鉴的经验。     

高含水后期厚油层注氮气泡沫控水增油技术研究

挖潜厚油层顶部的剩余油是油田进入高含水开发后期的主攻方向之一。由于氮气泡沫具有对高含水层和高渗透带的选择性封堵及提高驱油效率的作用,因此可以利用向厚油层中注氮气泡沫的方法来控制厚油层水窜,挖潜厚油层中的剩余油。通过室内实验,研制了与试验区地质条件相适应的泡沫剂,并开展了1口井的现场试验,取得了增油2286t,含水下降1．6个百分点的较好效果。     

大庆油田注水开发全过程矿场试验

大庆油田是在六十年代初就全面实行早期注水保持压力开发的大型油田。由于其原油产量在相当长时间内在全国具有举足轻重的地位,所以,掌握油田注水开发全过程的生产特点和变化规律,预测注水采油的采收率,以指导编制油田长期生产规划,这是一项极为重要的任务。为此,除了进行油田地质、油层物理和渗流力学的研究和预测计算外,又在一九六五年以较小的井距进行了注水开发全过程的矿场试验。     

水平井技术在临2块馆二段底水油藏开发调整中的应用

随着油田开发技术的进步 ,水平井开采技术日臻完善 ,在生产中获得了明显的经济效益 ,特别是对底水油藏、垂直裂缝油藏、稠油和低渗透油藏。临盘油田临 2块馆二段是典型底水油藏 ,直井开发 2 0多年后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。在充分研究该油藏开发特征和剩余油分布规律的基础上 ,共设计了 8口水平井 ,投产后效果很好 ,初产高 ,含水低 ,大大提高了断块的采油速率 ,采收率也由 34.7%提高到 45 .4% ,平均每口井增加可采储量 3.5× 10 4 t ,相当于直井的 3倍多。图 1参 2 (熊敏摘 )     

油藏研究新技术在流花11—1油田开发调整中的应用

应用三维地震和反演孔隙度资料,建立了流花11-1油田三维孔隙度模型,对储层物性在空间上的变化有了定量认识.储层物性、相对致密层发育程度及断层发育情况是影响油田产油能力、含水上升速度的主要因素.油田已进入高含水期,产量递减速度较快,高含水井侧钻对延缓油田产量递减有明显作用,是今后流花11-1油田开发调整的重要措施之一.     

PI决策技术在中原油田的应用

中原油田是一个复杂断块砂岩油气田 ,储集层埋藏深 ,渗透率低 ,非均质严重。进入高含水开发期以来 ,高渗透层段 (或条带 )水淹严重 ,而中、低渗透层吸水很差或根本不吸水 ,剩余油比较富集。这部分油单靠强注强采、加密井网以及其它常规工艺措施很难采出来 ,而三次采油成本很高 ,且注入水波及系数也难以有大的提高。对PI决策技术在油藏整体调剖堵水方面的进一步研究证明 ,通过PI决策整体调剖 ,能有效地封堵高渗透层或条带 ,使油藏在平面和纵向上压力指数值基本接近 ,力求达到储集层在平面和纵向上均质化 ,改善中、低渗透层 (或条带 )的吸水状况 ,提高注入水波及体积和注入水利用率 ,遏制油田含水上升速度 ,提高水驱采收率 ,延长油田稳产期。对中原油田 1 3个区块的PI决策整体调剖分析和评价 ,证明无论是在油藏吸水状况、产能及含水变化态势、水驱采收率变化 ,还是在经济效益等方面 ,都有较大的改善 ,油田开发水平明显提高。图 2表 3参 3 (王元胜摘 )     

陕北中生界特低渗透高含水油藏特征及成因

结合油田开发实际，通过对试油试采等资料的综合整理与分析，总结陕北魏家楼油田长6特低渗透高含水油藏的基本特征及其高含水区带的分布规律，并探讨了其成因。研究结果表明，魏家楼油田长6油藏属于典型的特低渗透高含水油藏，含水率等值线在平面上围绕局部构造高点呈不规则的环带状分布；油藏内部含水率分布具强非均质性，沿北东—南西方向上含水率变化相对稳定，等值线呈带状延伸；沿北西—南东方向上含水率起伏较大，等值线呈现高、低含水区带交替相间分布；局部夹有高含水带的异常突入。资源条件差、油源不足是魏家楼油田长6特低渗透油藏高含水的根本原因；原油黏度高、流体性质差异大、流度比高、天然裂缝发育是其高含水的主要内因。图5表2参12     

喇嘛甸油田开发经济界限的确定

利用盈亏平衡原理，依据喇麻甸油田实际开发资料，推导出了关井含水界限、单井产量界限、措施井实施界限等经济界模型及相应图版，参考含水、产量、措施界限，对喇嘛甸油田南中块的地层条件差、低产液堵水井、注采不完善和高含水等4种类型无效井提出了在生产过程中提高经济效益的几点建议以及相应的治理措施，为油田生产及成本控制起到了指导作用。     

大庆油田落实稳油控水方针的认识与实践

本文通过分析大庆油田高含水采油期，特别是“八五”以来经济高效开发的实践，比较系统地阐述了油田进入高含水后期开发阶段执行稳油控水开发方针的必要性和可能性，深入总结了落实稳油控水开发方针取得显著成效且很值得今后借鉴的一些重要技术措施、开发调整和工作方法。