元214长4+5、长6油藏酸化措施适应性评价

酸化解堵措施是元214长4+5、长6油藏主要稳产增产措施之一。元214长4+5、长6油藏为多层系叠合油藏,不同层位之间在孔隙度、渗透率等方面均有差异,造成酸化措施效果的差异性。根据不同层位酸化解堵措施实施的效果,评价措施适应性,为油藏下步措施选井提供参考。     

耿83区长4+5、长6油藏水驱特征及稳产技术研究

耿83长4+5、长6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0.39 m D)。本文对长4+5、长6油藏的水驱开发特征进行了系统的分析和总结,同时在开发实践的基础上,对精细注采调控技术、水驱挖潜技术、井网优化技术进行了研究,在提高长4+5、长6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。     

HX地区长4+5油层组油藏特征及成藏主控因素分析

针对HX地区长4+5油层组成藏控制因素不清、影响后续勘探及开发有利区筛选的问题,在钻井、试油及测井资料的基础上,结合前人区域构造研究成果,首次对长4+5油藏特征及成藏主控因素进行了分析。结果表明岩性油藏是研究区长4+5油层组最主要的油藏类型,单个油藏规模较小,纵向上多个单油藏叠合发育,错叠、拼接形成多个分布零散的复合含油有利区。油藏物性区块差异明显,南部油藏物性优于北部,渗透率与试油产量没有相关性。烃源岩分布对长4+5成藏有一定的控制作用,基底断裂及附近区带存在石油运移至长4+5成藏的优势通道,决定着油藏的分布,是成藏的主控因素,后续的勘探开发工作应围绕基底断裂及附近区带展开。     

胡尖山地区长4+5油藏成藏规律研究

胡尖山地区长4+5油藏位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡的西部,区域内完钻探评井和骨架井共790余口,砂岩地层相对发育,含油层系多,三叠系延长组油藏分布范围大。本文通过开展长4+5层精细地层对比、砂体和沉积相刻画、测井二次精细解释、油藏控制因素等综合研究,同时结合近年来勘探评价的最新进展,得出胡尖山地区长4+5油藏成藏富集规律。     

耿83区长4＋5、长6油藏稳产技术研究

耿83区长4＋5、长6油藏属于超低渗透油藏,储层物性相对较差,平均渗透率低（长4＋5层为0．39mD,长6层为0．40mD）。本文对长4＋5、长6油藏的压力、含水、见效及递减等开发特征进行了分析和总结,同时在开发实践基础上,对储层地质特征研究、精细注采调控、合理流压优化、精细分层注水及注水井深部调剖等技术进行了研究,在提高长4＋5、长6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。     

姬塬油田长4+5长6油藏水驱特征分析及治理对策研究

姬塬油田长4+5长6油藏属于超低渗透油藏,随着开发程度的不断深入,油藏水驱不均、局部井网不适应、井组见效不均等开发问题逐步显现.本文对长4+5长6油藏的水驱开发特征进行了系统的分析和总结,同时在开发实践的基础上,对精细注采调控技术、水驱挖潜技术、井网优化技术进行了研究,为油藏的长期持续稳产提供了技术支撑.     

康台区长6油藏分布规律与主控因素分析

鄂尔多斯盆地中生界三叠系延长组长6油藏为典型的岩性油藏,油藏具有连通性差,非均质性强等特点。通过对康台区长6油藏的分布规律进行研究表明:油藏的分布主要受油源、沉积微相、储层物性等因素的控制。长7优质油页岩为本区提供了充足的油源,长6有利的沉积相带为水下分流河道和分流河道,长4+5的平原沼泽化为本区提供了区域盖层。长7、长6、长4+5的叠置关系为本区提供了非常有利的生储盖配置条件,为油藏的形成提供了有利条件。     

姬塬油田元48区长4+5油藏提高单井产量技术研究及应用

姬塬油田元48区长4+5油藏是三叠系整装油藏。由于油藏本身微裂缝发育、开发早期能量保持水平过高,微裂缝开启、剖面上水驱不均、矩形井网适应性差等因素,导致油藏含水快速上升、低产低效井比例大,制约着元48区单井产量的提高。本文针对制约因素,通过合理注水开发技术政策、周期性注水、吸水剖面治理、水井整体化堵、油井措施引效等提高单井产量技术的研究与应用,使单井产量得以持续提高,同时提高了元48区长4+5油藏开发水平。     

姬塬油田三叠系油藏裂缝见水规律及治理对策研究

三叠系油藏作为姬塬地区主要油藏,涵盖长1、长2、长4+5、长6、长8、长9等油藏28个地质区块,含油面积603 km2,动用地质储量26 000×104t,储量所占比例为94.5%。由于储层裂缝发育,导致油藏局部水驱效率降低、产能损失、平面注采矛盾逐年加剧,如何提高已开发裂缝性油藏的开发效果,降低老区自然递减,实现老油田稳产将是油田发展的重中之重。     

堵水调驱在三叠系胡X区长4+5油藏应用分析

胡X长4+5油藏属于典型的"低孔、低渗"油藏,且开发层系多,层间非均质强,自2007年开发以来,油藏开发矛盾突出,注水见效差,油井多方向见水,含水上升速度快,通过常规注采调整难以控制油井含水,油藏递减增大,采收率降低。近年来通过实施注水堵水调驱、聚合物微球驱,油井含水上升速度得到控制,油藏递减降低。本文对该区堵水调驱及聚合物微球驱进行效果分析,指导后期油藏开发。     

湖泛泥岩对补偿成藏的控制作用——以绥靖地区长4+5湖泛泥岩为例

利用岩性、电性等资料识别出了绥靖地区长4+5湖泛泥岩,建立了其识别标志,并研究了其平面展布特征。在此基础上,运用测井技术研究了长4+5湖泛泥岩的厚度、含砂量和总孔隙度3个地层参数,对每个参数赋予权值,综合评价了长4+5湖泛泥岩封盖性级别,将其划分为11个权级数和4个盖层级别,同时,评价了研究区内6个泥岩区带的长4+5湖泛泥岩的盖层级别。最后,分析了长4+5湖泛泥岩对长6油藏和长2油藏补偿成藏的控制作用:①长4+5湖泛泥岩封盖性权级数在10~5之间时,为优—良盖层,其作为长6盖层封堵油气,形成长6岩性油藏;②长4+5湖泛泥岩封盖性权级数在4~-1之间时,为差—非盖层,在较大排驱压力的作用下,油气穿透长4+5湖泛泥岩层,运移至长2圈闭内形成构造—岩性油藏。     

低渗透油藏提高水驱效率技术对策——以胡尖山油田H区长4+5油藏为例

胡尖山油田H区长4+5油藏为鄂尔多斯盆地典型低渗透油藏,低孔、低渗、低压。长4+5油藏为多期河道叠加复合砂体储层,隔夹层发育、非均质性强,多层合采、多层分层注水。经多年开发及井网加密调整后,注水沿高渗带及诱导缝突进,油井多方向见水,水驱开发矛盾突出,水驱开发效率低。通过梳理影响H区长4+5油藏水驱效率提高的关键影响因素,有针对性地采取治理对策,达到提高低渗油藏水驱效率的目的。结果表明,影响研究区油藏水驱效率提高的主要因素为储层砂体连通程度、储层非均质性、水驱后诱导裂缝及高深渗带发育、水驱后储层物性变化及分注井分层注水有效性等。通过采取油水井补孔、单层增注、深部调剖调驱、均衡平面采液、优化分注工艺等治理技术对策,油藏水驱效果得到改善,油藏最终采收率提高,油藏向良性开发转变。     

安塞油田长10油藏注气开发方式研究

安塞油田长10油藏是近年发现的新层系油藏,其天然能量不足,自然能量开发递减大,室内水驱油实验评价注水补充能量开发效果不理想,现场注水开发试验过程中暴露出注水井注入压力高,部分注水井注不进的问题。根据长10油藏特征,通过室内试验、油藏数值模拟及油藏工程研究,优化出安塞油田长10特低渗透油藏注干气合理的注气方式、气水交替驱段塞尺寸、注入时机等技术政策,指导了长10油藏注气开发试验,积极探索了鄂尔多斯盆地特低渗透油藏补充能量开发的新方式。     

姬塬地区红柳沟区块长2、长3油藏控制因素分析及有利目标预测

近年来,在针对长4+5、长8油藏大规模提交储量的同时,姬塬地区红柳沟区块长2、长3油藏也发现了多个油气显示井点,展示了良好的勘探评价前景。通过收集钻井、录井及测井资料,从地层对比、沉积相及储层特征等方面入手,分析该区长2、长3油藏控制因素,认为长2、长3储集层砂岩类型以长石砂岩为主,岩屑长石砂岩次之,储层物性相对较好;区内油藏类型可分为构造—岩性油藏和岩性—地层油藏,东西向展布的鼻隆构造与三角洲平原分流间洼地泥岩遮挡是主要的油藏控制因素;优选有利目标,开展井位部署,为下一步增储建产提供依据。     

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。     

G9区长4+5油藏稳产技术研究

当注水开发油田进入中含水期时,精细注采调整工作将成为油藏稳产工作的重点。通过结合G9区现场实际,综合运用各种方法,对G9区长4+5油藏的合理流压、采液速度、合理注采比进行了研究,为该区下一步制定精细注采调整对策提供了理论依据。本次的研究成果对同类长4+5油藏稳产方案提供了一定的参考价值。     

长6油藏开发特征对比及稳产技术研究

自上世纪90年代采油三厂油藏开发重点由侏罗系向三叠系转移以来,相继快速有效地开发了五里湾、盘古梁、吴仓堡等三叠系长6油藏,目前三叠系长6油藏探明地质储量占全厂储量的73.7%,占全厂产量的66.3%。重点总结对比了五里湾、盘古梁、吴仓堡等已开发长6油藏的递减规律、含水上升规律、压力上升规律等开发特征,并在此基础上提出了长6油藏的稳产技术对策。     

鄂尔多斯盆地姬塬地区长4+5油藏控制因素及成藏模式

鄂尔多斯盆地姬塬地区长4+5储层致密,在油藏大面积发育的同时,层间和层内含油性差异较大,油水关系复杂,油水分布影响因素待进一步明确。成藏控制因素分析表明,长7广布式的烃源岩提供了丰富的资源基础,差异成岩作用控制下的三角洲前缘相对高孔高渗储层是油气聚集的场所,大量发育的裂缝是石油运移的重要通道,三者整体控制长4+5油藏大面积、大规模发育,但在局部受烃源岩厚度、裂缝发育程度和储层非均质性的影响,石油富集程度存在差异。创新提出"长7油源、裂缝及渗透性砂岩通道、非等动力垂向多点充注、物性控制非均匀成藏"模式,有效揭示了长4+5油藏大范围发育但差异性含油的地质成因。     

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。     

陕北地区中生界石油补偿成藏规律研究

陕北地区是鄂尔多斯盆地石油的主要产地,分布有中生界三叠系和侏罗系油藏.研究结果表明,陕北地区中生界油藏的形成和分布受补偿成藏规律控制.油藏的形成是不同成藏要素相互补偿作用的结果,不同层位油藏之间的成藏条件有补偿关系,长6、长2以及侏罗系油藏在平面分布上具有相互补偿规律.长6油藏主要分布在油源岩有利区,在封、盖良好的地区油藏可连片发育,以岩性圈闭为主.长2油藏受长4+5盖层、长1盖层的共同控制,在一定程度上还受鼻状隆起控制,油藏平面分布密度变小.侏罗系油藏的分布除了受下伏地层中盖层的控制外,受到构造控制的程度更高,油藏规模小,并呈零星分布.