大港南部复杂断块油藏不同含水期开发调整方向分析研究

大港南部油田油藏类型多,各区块处于不同的开发阶段.其开发稳产难度逐年加大,本文从中低含水、高含水和特高含水油藏的不同含水期开发调整的最佳协同进行研究分析论证,对不同开发阶段油藏的稳产界限、注采井数比、采油速度、采液速度、极限含水和极限单井产量和注采井网重新细分组合调整等基本开发理念进行了分析,并对不同油藏的开发潜能和存在的危机进行了研究,提出了相应的技术对策.这对处于各个开发阶段的各类型油藏的高效开发具有重要的借鉴意义.     

特高含水期综合调整方案效果评价及研究

针对特高含水开发后期油田挖潜难度犬、风险高的问题，系统分析总结了胜坨油田“十五”前期所实施的综合调整方案的效果，研究了特高含水阶段油田综合调整对开发规律的影响。     

胜坨油田特高含水期提高采收率的技术措施

胜坨油田是全国比较大型的整装油田，历经四十年的勘探开发，目前已进入特高含水开发后期，油田始终以提高采收率为目的，不断创新开发调整思路，特别是进入特高含水期以来，通过精细油藏研究，深化剩余油潜力的认识，创新韵律层挖潜配套技术，老油田稳产基础得到加强，采收率不断提高。     

低油价下特高含水油气藏经济开发技术分析——以美国东威明顿油田为例

当前世界石油开发过程中注水开发仍处于主导地位,低油价下特高含水油田的经济高效开发成为各大油公司所面临的难题。美国东威明顿油田与胜利油田整装水驱砂岩油藏在埋藏深度、储量规模、储层物性、砂岩疏松程度、原油性质、含水程度等方面的相似性最高,但开发效果远远好于胜利油田。该油田通过精细油藏描述,聚焦低渗微相等措施,提高了剩余油的采收程度;通过大规模使用水平井技术和中渗储层水力压裂提高了单井经济产量;调整注采井网,优化注采系统等措施也大大提高了水驱开发效果。此外,通过压裂处理油田固体废弃物,注蒸汽固结砂层完井减少防砂费用等一系列措施大大降低了开发成本。东威明顿油田特高含水期经济开发技术为低油价下胜利油田特高含水主力油田的高效经济开发提供了有效借鉴。     

基于影响因素分析的油田操作成本预测模型

操作成本作为油田生产过程中完全成本的重要组成部分,准确预测操作成本是油藏高效开发的基础。立足于M油田各开发单元操作成本的历史数据,研究各项操作成本的习性,确定符合油田实际情况的固定成本(8项)、可变成本(5项)分类系列;统计分析操作成本分项与油井数、产油量、产液量、注入量、含水率等生产参数的相关性,确定操作成本的主要影响因素,并进一步建立13项操作成本的预测模型。该模型可反映出油藏不同开发阶段成本的变化规律,定量预测,提高了成本参数预测的科学性和准确性。     

边水稀油油藏调剖矿场实践与认识

高浅南区具有渗透率高、胶结疏松、非均质严重等特点,目前均已进入特高含水开发阶段,交联聚合物驱是改善该类油藏开发效果,提高采收率的有效途径。实践证明,调剖不但可以有效调整吸水剖面、改善油层吸水状况,特别是非调剖层也得到了动用,扩大了波及体积。对2009年高浅南调剖效果进行了分析,指出了目前高浅南调剖技术存在的问题和发展方向。     

胜坨油田特高含水期剩余油分布研究方法及应用

胜坨油田进入特高含水开发期后，剩余油分布日趋零散，认识难度越来越大，传统的分析方法已不适应新的开发形势的需要，必须应用剩余油研究多种方法，从不同角度综合分析，才能确保分析的准确性。介绍了适应特高含水开发期剩余油分析的几种方法，并在单元开发实践中得到了较好的应用，改善了开发效果，提高了采收率。     

总结剩余油分布规律，确定油井措施挖潜方向

胜坨油田已进入特高含水开发期，开发层系水淹严重，剩余油分布零散。以胜二区1—2单元为例，论述利用精细油藏研究成果和油藏工程方法，搞清控制剩余油分布的主要因素，确定潜力韵律层及潜力井区的措施挖潜方向。分析方法将对特高含水开发单元的措施挖潜具有一定借鉴和指导作用。     

南海某油田水平井钻遇储层品质及其在油藏中的位置与产量的关系研究

南海某油田水平井开发过程中出现不同井产液量、产液性质的差异。通过岩芯分析资料、水平井测井和产量资料考察该区储层品质的特征、水平井钻遇储层品质、水平井在油藏中的位置、水平井的产液量和产液性质的关系,指出储层的品质及其在油藏中的位置与水平井的产量和产液性质存在关系。水平井设计考虑钻遇储层的品质和油藏的位置关系,可获取更高的经济价值。     

普通稠油油藏聚合物驱后进一步提高采收率技术——以古城油田泌124断块下层系为例

古城油田泌124断块下层系属于普通稠油油藏,油层含油井段长、含油层数多、油层厚度薄、地下原油粘度高、非均质严重。经过常规降压开采、笼统注水开发、分层注水开发、调整完善和聚合物驱等5个开发阶段后,单元层间矛盾、平面矛盾非常突出。通过聚合物驱后整体调剖、细分注水、注采调整,扩大了聚合物驱效果,进一步提高了采收率。     

全直径岩芯注入倍数实验研究

目前我国大量油田都已进入注水开发阶段,注入体积倍数对开发有着重要影响。采用高、中渗透全直径岩芯,通过单个岩芯和并联岩芯水驱实验,划分了相应的含水率及采出程度的变化阶段。这对油田注水开发具有重要意义。     

剩余油饱和度测井在胜坨油田特高含水期的应用

动态监测工作是油田勘探、开发生产中的不可缺少的一项技术.胜坨油田进入特高含水期后,油水井的井况日趋复杂,剩余油分布日趋零散.就注硼-中子寿命测井、PND-S以及RPN等剩余油饱和度测井技术在胜坨油田的应用情况进行了分析,并提出了剩余油饱和度测井今后的攻关方向.对于科学寻找剩余油,提高油田最终采收率有着重要的指导意义.     

萨中油田特高含水期油井重复压裂技术研究

针对萨中油田进入特高含水期重复压裂选层组段难度越来越大,压裂增油逐年降低的实际,开展影响重复压裂效果因素分析,提出控水增液的技术思路,并通过优选重复压裂时机,突破含水界限改造低动用潜力层,加大重复压裂施工规模提高增液量,优化重复压裂层段组合方法等一系列措施,改善了整体压裂效果,使重复压裂增油提高到5.6t,有效期延长到10个月,取得了宝贵的技术经验和经济效益。     

建立油田开发动态预测指标体系的新方法

利用灰色关联性原理和模糊聚类原理,对油田开发指标及其影响因素进行了相关分析,建立了不同油藏类型、不同开发阶段开发指标与影响因素的预测指标体系。实际应用中还可结合专家系统对选出的影响因素进行人工干预,使指标体系更加合理与完善,从而使油田开发动态预测更为准确。     

强边水油藏剩余油分布规律及主控因素研究

春光油田常采单元已处于高含水开发阶段,剩余油的分布和挖潜成为未来油田稳产的主要攻关目标。为深入研究春光油田常采单元沙湾组储层剩余油分布特征,利用数值模拟技术研究了高孔高渗、强边水、小规模天然水驱砂岩油藏的剩余油富集规律及主控因素,为此类油藏合理开发提供了指导意义。     

大庆油田储层研究做法及对南堡油田的启示

借鉴大庆油田储层研究成熟的做法对指导南堡油田储层研究工作的开展具有重要的意义。系统调研大庆油田资料,将大庆油田储层研究分为五个不同阶段,总结不同阶段储层研究的主要做法及认识结论;对比南堡油田沉积环境、井距条件、研究基础等方面与大庆油田的差异,参考大庆油田储层研究的做法,对南堡油田目前的储层研究给出三点建议:1建立全凹陷范围内储层格架以指导小层级别之下的储层精细研究;2加强表外储层的针对性研究以指导河流-三角洲体系开发中期注采完善与调整;3构型研究应与开发阶段相对应,目前南堡油田处于开发早-中期,受井距条件及地震资料品质的限制,不宜强求构型研究的大规模开展。     

大庆油田储层研究做法及对南堡油田的启示

摘要：借鉴大庆油田储层研究成熟的做法对指导南堡油田储层研究工作的开展具有重要的意义。系统调研大庆油田资料,将大庆油田储层研究分为五个不同阶段,总结不同阶段储层研究的主要做法及认识结论;对比南堡油田沉积环境、井距条件、研究基础等方面与大庆油田的差异,参考大庆油田储层研究的做法,对南堡油田目前的储层研究给出三点建议：1.建立全凹陷范围内储层格架以指导小层级别之下的储层精细研究;2.加强表外储层的针对性研究以指导河流－三角洲体系开发中期注采完善与调整;3.构型研究应与开发阶段相对应,目前南堡油田处于开发早－中期,受井距条件及地震资料品质的限制,不宜强求构型研究的大规模开展。     

煤层气井产能分级方案研究

煤层气井产能的分级便于煤层气开发管理、产能的调整，对科学地规划煤层气开发方案、调整气井作业动态，以及对煤层气开发的各项作业顺利实施具有重要指导作用。本文在综合考虑了煤层气开发方式、开发阶段以及开发的技术和工艺，按照气井产能的稳定程度、井口压力、产量大小，把地面垂直井分为高产气井、较高产气井、中等产气井和低产气井4类。     

特高含水期油田剩余油评价方法在某单元的应用

在严重的油藏非均质情况下，特高含水开发期坨21断块沙二1—7单元地下剩余油潜力具有“厚度薄、分布零散、面积小、油层物性差、驱替能量低”的特点，利用三次加密、层系细分等传统井网调整技术来挖掘这部分潜力，经济效益变差。围绕高含水期井网综合调整这一核心，通过系统的开发地质及油藏工程的研究，取得了一些重要的成果和认识。     

煤层气试验井组开发阶段关键问题探讨

在煤层气试验井组的开发阶段,为了增产或稳产,需要运用煤层气藏工程,对开发的关键问题,如气藏饱和状态、排采效果、解吸压降漏斗演变、井型选择及井网调整等,进行有效地分析评价.本文在煤层气藏工程的基本理论基础上,结合具体实例,给出了对一煤层气井组开发阶段关键问题的探讨思路,相比于非系统化的分析,可以更好地应用于实践.