超前注水技术在铁边城地区长4＋5油藏开发中的应用

铁边城地区长4＋5油藏属于典型的低渗透油藏,针对其低渗透油藏递减快、稳产难、采收率低的特点,进行了超前注水技术应用研究。在油藏研究基础上从水井注水时机、注水见效时间、注水压力、注水强度的确定4个方面对超前注水技术措施进行了阐述。该方法取得了明显效果,对铁边城地区低渗及特低渗透油藏的开发具有重要意义。     

X区块长4+5油藏开发效果分析与评价

X区块是位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡的低渗透油藏,勘探开发始于2004年。目前该区长4+5油藏采出程度低,开发效果一般。通过对X区块长4+5油藏开发效果分析与评价,总结了低渗透区块长4+5油藏提高开发效果的经验,为同类型油藏提高开发效果提供借鉴。     

裂缝性低渗透油藏注水开发调整及有效缝长研究

根据S油藏裂缝性低渗透油藏储层中裂缝分布规律与注水开发动态特征,在开展低渗透储层有效驱动体系、裂缝基质系统渗流特征、裂缝储层水驱油特点、裂缝储层渗吸法采油理论机理等低渗透油藏开发调整理论的基础上,深入研究了以提高有效动用为核心的裂缝性油层反九点井网转线状注水调整、井网调整,并对裂缝有效缝长进行计算,应用这些技术指导了注水开发调整,为提高和改善开发效果起到了积极的促进作用。     

注入剖面在升平示范区的分析与应用

本文针对目前注入剖面对应性和连续性分析少、与注水井测调结果符合率低以及在指导细分调整方面缺少标准的问题,应用注入剖面开展了分砂体、分连通类别储层动用状况评价,研究了细分调整界限,对连通优势相薄层及厚层内部低含水部位进行了措施挖潜,并与注水井测调资料结合进行了对比验证测试检配。从而搞清了剩余油的宏观分布,确定了剩余油挖潜方向、确定了"354"的细分调整界限,有效指导了措施调整,为示范区的精细挖潜提供了依据。     

油藏数值模拟技术在新14延9油藏开发中的应用

针对新14延9油藏出现的采油井含水上升、油藏挖潜稳产以及地层压力下降等问题,我厂在新14延9油藏精细油藏描述的基础上,通过与油藏开发动态相结合,开展了油藏数值模拟研究,在确定开发技术政策、注采调整、剩余油研究、油藏稳产以及完善井网等实际应用方面,均取得了良好的效果,为油藏长期稳产打下了坚实的基础。     

长6油藏开发效果研究

长6油藏开发一定时期后,对开发的效果研究和评价,有利于后续的持续开发生产。以提高油藏的产能为出发点,完善油藏的开发效果评价体制,分析长6油藏开发的效果,制定继续开发的工艺技术措施,使油藏得到稳定生产的目标。     

浅析注入剖面测井工艺原理及其在河南油田的应用

在油田开发生产过程中,为保持地层压力,向地层注入水、注汽(气)或注聚合物等,是提高开发效果的常用方法。而注入的流体是否达到开发设计目的,就需要用注入剖面测井方法来进行检验评价,文章介绍了注入剖面测井工艺原理及其在河南油田的实际应用。通过应用得出注入剖面测井资料在河南油田取得了较好的应用,可为后期油田开发提供重要技术支撑。     

砾岩油藏后期挖潜分析--以克拉玛依八4+5油藏为例

砾岩油藏的非均质特征决定了砾岩总体开发效果差，尤其在油藏开发进入含水较高的中后期往往出现：油水流动关系复杂，水驱控制程度低，以及井网井距的不适应性导致储量动用程度低，同时地层和油水井井况的问题给油藏的后期挖潜带来困难。针对以上问题利用动态和静态相结合的孙法搞清油藏剩余油分布，通过调整注采结构、平剖面压力场、井网井距以及油水井综合措施等方法来提高油藏的采收率。     

关于DB油田长6油藏开发调整技术政策研究

油田开发的过程实际是一个动态优化过程,通常会采用一些技术措施或政策调整对该系统进行控制和优化,达到“实时平衡”。调整过程中除了对油藏实施一些控制外,需要考虑油田开发层系的划分与组合是否合理,井网形式及井网密度及井距是否合理,压力和温度系统是否和现有压裂工艺契合,注采比、单井注水量、单井产能、合理采油速度等是否符合当下的采油参数。     

贝301区块注入剖面测试技术应用情况分析

针对海拉尔油田贝301区块的地质特点,了解该区块的注水现状,确定注水井的吸水剖面,对贝301区块开发有着重要意义.本文提出了同位素五参数,集流式电磁流量,氧活化和示踪相关流量测试技术,分析了它们的现场应用情况,根据管柱结构、注入量和测井目的,总结出优选方法,综合应用这些技术,能够为贝301区块注入井的动态监测提供准确详实的资料,从而为贝301区块注水开发提供可鉴性依据.     

注入倍数增长率在油田开发效果评价中的应用

1注入倍数增长率计算方法生产资料统计发现,当油田进入含水开发期后,注入倍数和采出程度的关系在半对数坐标纸上呈直线关系。在油田的井网和注采方式保持不变时,直线始终不变;当注采方式发生变化时,直线将出现拐点,但仍然是一条很好直线。这样,利用关系曲线延伸出来的概念-注入倍数增长率,从注水角度来评价和预测油田调整挖潜的效果。注水开发油田进入高含水开发期后,具有以下的统计规律:R=alogVi b(1)其中Vi=WiBN。式中,R为采出程度,%;Vi为注入倍数;a,b为直线的斜率和直线的截距;Wi为累计注水量,104m3;B为原油体积系数;N为地质储量,10…     

长6油藏开发过程中的精细地质研究

长6油藏的开发过程中,应用精细地质分析技术措施,掌握油藏工程的评价方法,提高油藏开发的效果。开发了更多的生产井和扩边井,保证油藏的开发达到设计要求。     

超前注水在五星庄油区长8油藏应用效果研究

针对鄂尔多斯盆地五星庄油区长8油藏特低渗、低压、低丰度以及常规注水开发效果较差和采收率低的特点,通过实施超前注水开发,提高了油藏的水驱开发效果,部分井组产量明显增加。超前注水开发技术的成功实施,对定边油区类似区块的开发具有很好的适用性和指导性作用。     

在低渗透区注采恢复方案部署

本文对低渗透油田现场工作的分析，结合油藏特征和现有工艺技术状况，对油藏潜力和问题进行分析，提出早日在区块实施注水开发提高开发效果的开发对策。     

油水井动态监测资料在油田开发动态分析中的应用

随着油田开发的不断深入,地下油水分布越来越复杂,加上大庆外围低渗透油田储层发育较差,砂体分布零散,给油田动态分析和动态调整造成一定困难。本文在结合油田生产实际需要的基础上,有效地利用油水井压力监测及注入剖面、产液剖面等资料,研究油层动用状况和剩余油潜力分布,提高油田动态分析的正确性,检验注水井浅调剖效果,指导油田注水结构、产液结构和油田动态调整,为水井细分,以及油水井压裂、酸化、堵水等措施挖潜提供依据,从而达到改善油田开发效果、提高经济效益的目的。     

Y214长4+5长6油藏调剖堵水适应性评价

针对Y214区块裂缝的发育特点,以局部连片和整体微球的方法进行了墙水调剖。在调剖堵水时,注重油藏整体治理、深浅结合、预防性调剖和水淹区挖潜,并优选了工艺体系、工艺参数,从而有效地改善了该区块的开发状况。     

刘峁塬区长8油藏增注技术研究与试验

通过对刘峁塬区三叠系长8油藏地层物性、岩性等微观性质进行分析、评价,统计分析该区三叠系长8油藏正常注水井与欠注井在宏观与微观上的差别,进而分析出欠注原因。通过对目前成熟应用的注水井增注技术原理进行再分析与评价,在2011年地面增压注水、减阻剂系统降压技术的基础上,2012年主要试验和应用了注水井酸化、氧化剂增注、水力钻孔增注技术等。通过研究,认为刘峁塬区域物性差,基质渗透率低,闭合应力高,天然裂缝不发育或不易开启导致注水门槛压力高,是导致欠注的主要原因。     

南梁油田长4+5油藏加密井区注采对应关系及三维地质建模分析

以长4+5储层为例,对加密井区单砂体划分、沉积微相与砂体展布、典型注采井组的分层注采对应关系进行分析.通过建立南梁油田长4+5单砂层的顶面构造、岩相及属性等三维地质模型对研究区地下地质特征进行了综合评价.     

超前注水技术在吴旗油田低渗透油藏开发中的应用

针对吴旗油田吴93区块低渗透油藏递减快、稳产难、采收率低的特点,采用了超前注水技术开发。在油藏研究基础上从水井注水时机、注水见效时间、注水压力、注水强度的确定4个方面对超前注水技术措施进行了阐述。该方法在吴旗油田实际生产中取得了明显效果,对吴旗油田低渗及特低渗透油藏的开发具有重要意义。同时对同类油田或区块的开发具有借鉴作用。     

大路沟油区长2油藏注水开发对策研究

大路沟油田长2油藏,地层能量不足、局部注采井网不完善、注采剖面问题突出、长停井及低产低效井比例高。共有注水井30口,控制油井72口,水驱储量控制程度为71.0%。长2油藏油水井比例达到2.9:1,整体注采井网较完善。长2目前地层压力保持水平、含水上升率均较低,需要加强注水补充地层能量,长2油藏预测采收率分别为22%。在前期大量地质研究的基础上,制定注水开发对策。