姬塬油田吴仓堡区长6油藏注水开发政策适应性评价及下步调整建议

姬塬油田吴仓堡区长6油藏为典型的低渗、低压、低产油藏,沉积相类型为湖盆三角洲沉积体系,在构造上处于陕北斜坡中西部,为一平缓的西倾单斜。开发初期为实现和确保该油藏的持续稳产和高效开发,在精细刻画储层微相的基础上,制定出适合该区储层特征的高效开发模式及分层注水开发技术政策。吴仓堡区实施目标差异化管理:分油藏、分开发阶段、分区域进行动态分析,实施以来取得一定的效果。本文主要从注水开发技术政策实施以来油藏动态变化进行分析,分区域评价注水开发实施效果,最终得出目前适应吴仓堡区不同区域合理的注采方式,并对目前困扰和影响该油田高效开发和持续稳产的因素,提出了下步的稳产思路和注采调整建议。     

南梁裂缝性低渗透油藏注水开发调整实践与认识

南梁油田为典型的低渗透岩性油藏,储层裂缝发育,主力开采层位长X采用菱形反九点法开采方式,针对开发中的主要矛盾裂缝线上油井易见水,产量下降幅度较大,通过对南梁油田注水开发特征的分析和对合理注水强度的研究,提出适合该油藏特点的以注水调剖为主的注水开发调整政策,实现南梁油藏的高效开发,从而保证油田生产呈高产、稳产的良好态势。     

河100断块河口坝砂体油藏注水开发模式研究

断块油藏进入开发中后期,开发难度越来越大,深化开发技术政策研究、提高开发效果成为重中之重。本文针对河100断块河口坝砂体油藏,在油藏数值模拟工作的基础上,进行了开发技术政策等研究,总结得出河口坝砂体断块油藏注水高效开发模式,以期提高该类型油藏的稳产基础和采收率。     

低渗透油藏压驱注水工艺及发展方向

伴随老油田持续高效开发，油田进入高含水开发后期，油田稳产转向稠油、低渗透等难动用储层，油藏埋藏深、储层物性差等问题突出。低渗透油藏在油田占据重要地位，已动用储量低渗透油藏占比较高。常规水驱开发工艺普遍呈现注水压力高、欠注严重、油井产液低等问题，低渗透油藏开发效果差，产能递减快。结合油田提液稳产技术需求，开发出针对低渗透油藏的压驱注水工艺，开展了工艺优化和现场应用，通过分析开发效果及存在问题，指明技术的发展方向。     

低渗透油藏压力及见水分析研究

在低渗透油藏储层特征现有认识的基础上,随着开发进行,以肇212区块与源271井区为研究对象,通过对油藏的见水特征及压力变化进行分析研究,认识到在应用超前注水和井网优化的开发方式后,合理的开发技术政策及稳产技术对策,对指导油藏开发调整,最终达到油田稳产的目的具有指导、借鉴意义。     

邵伯油田高速开发技术对策研究

邵伯油田近年来一直保持高速高效开发态势,但因含水上升速度快,未注水单元产量递减快等原因,自然递减率较高,本次课题根据不同油藏的类型、开发阶段、客观存在的问题等,结合近两年实施的工作效果,深入研究与分析,确定适合邵伯油田的开发技术政策,实现油田稳产。     

陕北M油田长8油藏注水井欠注原因及治理措施

针对陕北M油田长8油藏注水井高压欠注的问题,通过对储层特征、注入水和地层水的配伍性、井筒及地面注水系统的分析,找出陕北M油田长8油藏注水井的欠注原因并提出相应的治理措施,对该区块合理实施降压增注措施和保持长期稳定注水高效开发具有重要意义,为下步治理同类油藏提供了借鉴。     

超前注水机理及在子北油田开发中的应用

针对典型的低丰度、低渗透、低压力油藏的子北油田,存在天然能量不充足、渗流阻力大、稳产难以及常规注水开发效果差、采收率低等特点,认真分析超前注水机理,及在子北油田毛家河区超前注水开发科技示范区的试验,分析评价注水实施以来的初期效果,使油井保持较高压力水平,减少储层伤害等提高采收率。子北油田超前注水开发技术的成功应用,对于低渗透油田的开发具有一定的借鉴意义。     

五里湾长6油藏稳产技术研究及实践

靖安油田五里湾长6油藏属于典型的低渗透整装油藏,于1996年采用反九点面积注水井网大规模开发,开发过程中形成了以"先建立有效的驱替系统、再保持温和的注水格局"为核心的注水开发技术体系,实现了连续十一年的低含水开发,2007年油藏进入中含水开发阶段,开发矛盾加剧。因此,油田开发迫切需要不断完善成熟技术、攻关瓶颈技术、研究前瞻技术,逐步完善适合不同开发阶段的配套稳产技术体系,实现油藏的持续高效开发。     

姬塬油田长8油藏高压欠注治理技术研究

姬塬油田长8油藏储层物性致密,导致开发过程中频发高压欠注问题,影响油田正常开发技术政策的落实,本文将从油层物性、注水现状等问题入手,重点分析导致地层注水压力高的主要原因,结合现场实际情况,类比其他区块同类地层注水压力,提出本区块如何应对开发后的高压欠注问题,提出下步治理意见。     

M油田C2井区阜三段油藏稳产对策研究

M油田C2井区阜三段油藏2012年投入开发,初期靠天然能量开采,2013年1月转注水开发,注水井层间矛盾突出形成单层突进,注水效果差。为了提高C2井区阜三段油藏开发效果,本文通过对阜三段油藏沉积特征、储层特征等进行研究,建立三维地质模型,并开展剩余油研究,提出阜三段油藏注采井网调整及稳产方案,方案部署调整井1口、注水井实施分注,方案实施后区块开发效果显著,日产油由初期的39 t/d上升至51.16 t/d。本文为M油田C2井区阜三段油藏稳产增产提供了重要依据,以及对苏北其它油田稳产具有一定的借鉴意义。     

胡尖山三叠系油藏开发技术政策研究

胡尖山油田从1996年10月开始投入开发,开采的初期未进行同步注水,随着开发时间的延长,累计采出程度不断增加,寻找合理的开发技术政策,提高油藏的最终采收率,减缓油藏自然递减,补充地层能量,抑制含水上升,实现油田高效开发,成为油田后期发展的所面临的主要问题。本文主要从胡尖山三叠系开发现状及存在问题入手,通过对A42(长1)、元162(长2)早期开发技术政策分析及评价,结合油藏工程及注采调整方法,总结适应胡尖山三叠系油藏合理的注水开发技术政策。     

车排子油田A井区注水开发效果分析

A井区侏罗系齐古组油藏不同砂层组储层类型和分布特征差异大,储层非均质性强,油藏类型为岩性-构造油藏。由于储层物性差异大、强水敏,进行了前期试注工作,取得注水参数后,全面投注,实现了当年开发、当年投注。注水开发一年多以来,区块日产油量上升41吨,油井全面见效,各项开采指标得到改善,个别井由于储层物性差或受封闭断层遮挡等地质条件的影响,注水受效不明显。本文对注水见效特征进行了分析,结合储层的沉积相、物性等特征开展研究,找出影响注水的因素。提出了下步注水调控的原则,确定后续配注和改造措施,为油藏的稳产提供了保证。     

D1区C1、C2层油藏开发技术政策分析

D1区C1、C2层油藏2011—2013年建产,随着2013—2016年技术政策不断优化调整,该区油藏逐渐趋于稳定。对油藏分部位储层物性、含油性及剖面非均质性分析,认识油藏地质特征,结合油藏的见效、见水特征,压力和水驱状况,总结油藏开发规律,对油藏分部位合理开发技术政策进行研究,明确油藏下步治理措施及稳产方向。     

注水井储层注水效率评价方法研究

油田注水保持压力是确保油田长期稳产、提高油田开发效果的有效途径。高效的注水系统能够节约水资源、降低注水成本,对提高注水井储层注水效率技术的研究对油田开发具有重大意义。基于前人对井底完井与储层渗流的研究,本文提出了一种新的注水效率评价标准,对储层注水效率提高潜力合理评价,可以为储层选择针对性的改造措施提供了理论依据。     

水平井技术在红花套低渗底水油藏中的应用研究

低渗透底水油藏的开发过程中,如何抑制底水的突进,提高油藏最终采收率,是油藏及地质人员所面对的一个较为普遍的难题。松滋油田复I断块红花套组油藏属于典型的低渗透底水油藏,综合构造、储层、流体性质、油水界面关系等研究成果,油藏具有油层厚度大、纵向上油层较多的特点。随着水平井技术的日臻完善,水平井开发技术在国内外都已经由研究探索阶段发展到成熟应用阶段,为油藏及地质人员提供了更为广阔的思路。在该油藏的高部位规模性地应用水平井,并取得了较好的效果,有效地抑制了底水的突进,储量得到合理的动用,油田实现持续高效开发,采收率水平得到进一步提高,为该油田的稳产打下了坚实的基础。     

临10复杂低渗断块改善开发效果技术研究

临盘油田大芦家构造临10断块为典型的复杂低渗断块油藏,调整前注采完善程度低,开发效果差。在精细地质研究的基础上,落实断块油藏构造及储层展布情况,以储层微观研究为基础,开展前期注水研究,以改善注入水水质为保障,通过开展开发技术政策研究,优化部署井网,实施小井距注采调整,改善了开发效果,较大幅度的提高了采收率。     

西峰油田西41区长8见水规律相关性研究

西峰油田西41区位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡中部,开采层位为长8,油藏为受三角洲前缘水下分流河道控制的岩性油藏,物性差,储层裂缝发育,在注水开发过程中,采油井含水上升速度较快。为了进一步提高油藏采收率,根据该区块的储层特征及开发特征,进行见水规律相关性研究,确定合理开发技术政策,控制区域含水上升速度,实现提高开发效果的目的。     

腰英台特低渗裂缝性油藏注水开发实践与认识

腰英台青山口组油藏低孔特低渗弱边水驱油藏,储层微裂缝较发育,一般无常规产能,须压裂改造;地层能量不足,油井压后投产,弹性产率低,递减快,需立足注水开发。为此对储层微裂缝方向进行监测,确定线性注水井网;对油藏注入水质及配伍性分析研究,确定适合该油藏注水工艺,开展注水时机、压力保持水平研究,实施先期注水试验。经生产验证,先期注水有效地保持了地层压力水平,油田生产呈高产、稳产的良好态势。     

乐安油田稠油增产措施综述

乐安油田稠油具有含油层系多、储层薄、油质稠、油藏类型多、非均质性严重、开发难度大等特点,为提高储量的动用率,实现油田的可持续发展,乐安油田针对不同区块、不同层系、不同油藏的特点,实施了深化地质研究、转换开发方式、水平井整体部署、分层热采、优化注采参数、发展配套开发技术等一系列的增产措施,实现了乐安油田稠油的高效稳产开发。本文针对这些独具特色的稠油增产措施进行了简单的描述和评价。