姬塬油田池46区长8油藏见水特征分析

池46区长8油藏小井距开发,具有原始地层压力高,地饱压差大特征,投入注水开发以后,注水敏感性强,受储层非均质性制约,油井易见水,2010-2012年连续三年油藏含水持续上升,因此,本文通过对注水开发后油井见水特征的研究,深入分析见水成因,实施有针对性的治理,总结出姬塬油田池46区长8油藏在注水开发过程中的油井见水特征及治理手段,从而科学指导油藏开发调整。     

姬塬油田池46区长8油藏见水机理及治理对策

由于油田超前注水开发,油井从2010年开始见效见水,油藏见水矛盾突出,损失产能严重。尤其油藏中部见水尤为突出且治理效果较差。经过从2010年到2013年持续含水治理,含水上升趋势虽然有所缓解,但含水仍然是该区最主要矛盾。主要从区块物性着手,从剖面非均值性分析,结合见水井沉积韵律,深入分析见水原因,从源头上查找治理含水上升问题,从而达到高效开发的目的。     

姬塬油田池46区长8油藏见水机理及治理对策

由于油田超前注水开发,油井从2010年开始见效见水,油藏见水矛盾突出,损失产能严重.尤其油藏中部见水尤为突出且治理效果较差.经过从2010年到2013年持续含水治理,含水上升趋势虽然有所缓解,但含水仍然是该区最主要矛盾.主要从区块物性着手,从剖面非均值性分析,结合见水井沉积韵律,深入分析见水原因,从源头上查找治理含水上升问题,从而达到高效开发的目的.     

胡尖山油田安83长7致密油地层能量补充方式研究

胡尖山油田安83长7致密油藏由于储层致密,启动压力梯度高,常规注水开发压力传递较慢,有效驱替系统难建立,加之存在裂缝等优势渗流通道,整体表现出注水不见效、见效即见水的水驱矛盾,开发效果差。近年来因地制宜,对定向井区重点开展周期注水、空气泡沫驱油、体积压裂不返排闷井扩压等工作,对水平井重点开展吞吐采油、周期注水、异步注采等工作,不断探索地层能量补充方式,均取得一定效果及认识,但总体来说基于毛管吸吮作用和压差机理的按一定注入周期补充能量的渗析采油法对该区致密油开发具有深远意义,在充分结合改造强度、缝网形态等参数情况下实施效果较好,后期可持续扩大实施,并探索改善驱油介质等新方法。     

胡尖山油田安201区长6油藏开发效果分析及稳产对策研究

胡尖山油田安201区块是典型的裂缝性油藏,该区2009年规模建产,通过2010-2015年开展深部调驱、强化注水、油井措施等手段,治理后油井递减得到一定减缓,但是由于该区裂缝发育,见水井逐步增加,同时由于侧向井有效压力驱替系统建立难度较大,见效缓慢,影响区块整体开发效果,2016年通过整体实施加密,调整井网,改善油藏水驱状况,提高油藏储量控制程度,下步需继续在该区实施沿裂缝加强注水,流压控制、厚油层补孔,稳定并提高该区单井产能,改善区块整体开发效果。     

胡尖山油田A83长7致密油加密可行性分析

陕北长7致密油分布范围广,储量丰富。2010年投入开发,经历了由定向井到水平井、常规压裂到体积压裂的转变。目前主要以"长水平段+体积压裂"的模式进行开发,初期单井产量达到10 t以上,由于储层致密,启动压力梯度高,常规注水开发压力传递较慢,有效驱替系统难建立,加之存在裂缝等优势渗流通道,整体表现出注水不见效、见效即见水的水驱矛盾;呈现单井产量低、采油速度低、采出程度低"三低"现状。如何提高采油速度,提高采出程度,对致密油长期有效规模开发意义重大。     

低渗透三叠系长6油藏见水特征分析及治理对策

通过深入剖析见水井见水特征机理研究,找出影响含水上升的主控因素,制定相应的技术对策,同时开展见水井、高含水井治理新工艺新技术实验,为油藏高含水井治理提供技术指导,丰富低渗透油田的开发经验,具有实践意义。     

胡尖山油田安237区延9油藏合理技术开发政策研究

胡尖山油田安237区块2015年规模建产,对比胡尖山同类延9油藏,安237区显示油层物性一般,通过对安237区块延9构造相似,开发政策不同油井对比发现,注水有利于安237区块整体开发,本文通过分析合理技术开发政策,详细分析了注水强度、采液强度、合理流压等,并探究下步稳产方向,为提高该井单井产能,改善区块整体开发效果提供技术支持。     

胡尖山油田长7致密油藏提高单井产能技术对策

鄂尔多斯盆地胡尖山油田长7油藏资源潜力大,目前控制地质储量1.3×108t,但储量丰度低,隔夹层较发育,储层物性差,开发难度大,投产井单井产能低,单井平均产能不到2.0t。围绕"提高单井产量,改善开发效益"这一主题,通过对胡尖山油田的构造特征、沉积相特征、油藏特征、开发现状及所采用的6种不同开发试验井网、井排距的试油、试采、工艺改造措施等进行评价对比分析,得出提高长7致密油藏提高单井产能的技术对策,为该区后期增储建产、效益建产提供了参考意见。     

胡尖山油田长9油藏特征及开发技术研究

胡尖山油长9油藏是构造-岩性油藏,目前是胡尖山主要生产层位之一,本文通过对长9油藏包括地质特征、储层特征的研究,结合开发现状、开发效果,对不同区块井网适应、储层改造方式、水平井开发方式,不同开发技术政策下开发效果分析,以及对开发技术政策的一些认识。     

姬塬油田罗1长8油藏合理注水方式研究

对于注水开发油藏,选择合理的注水方式进行开采,实现油田的稳油控水是关键。运用油藏工程、数值模拟结果结合生产动态,通过对低渗透油田罗1区块注水时机、注水方式、注水强度及水井分注等方面的研究,总结出适合该类油藏的注水方式,有效提高水驱效率、补充地层能量、减缓递减,实现油田高效开发。     

水平井出水机理研究进展

研究表明,水平井出水已成为影响水平井生产的突出问题,对水平井出水机理的研究是水平井高效开发的重要基础工作,应该给予必要的重视。在参考大量相关文献的基础上,对近年来水平井出水机理研究进展情况进行了综述,对水平井出水类型、出水机理及研究方法进行了系统的归纳分析。在此基础上总结了水平井出水的主要影响因素,以及各种类型油藏水平井针对不同出水机理所采取的控水措施。     

气藏水平井边水突破时间预测

近年来气藏水平井开发技术越来越成熟,然而出水是影响气藏开发的重要问题.出水分为边水和底水,国内外对底水锥进进行了大量研究,而对边水气藏水平井见水时间预测的研究相对较少.文中对边水气藏水平井边水突破时间的预测方法进行了研究,通过数学推导,得到了边水气藏水平井边水突破时间的计算公式.该公式考虑了水平井水平段长度、含水饱和度、水相黏度、气相黏度等影响因素,并进行了实例分析.结果表明,利用该公式进行边水气藏水平井边水突破时间预测是可行的,具有一定的指导意义.     

边水油藏水平井见水规律及控水措施研究

边水油藏水平井开采时,水平井见水是一个比较复杂的问题．它不仅受到井身轨迹如：水平段长度,避水距离等的影响,还与油藏的自身备件如：油水黏度比,各向异性有关。采用无因次水平段长度、无因次避水距离综合分析水平井的井身轨迹及油藏的自身条件对边水油藏水平井见水时间的影响,并给出各个影响因素与水平井见水时间的数学关系式。同时,通过正交试验的方法确定了见水时间影响因素的主次顺序。用注聚合物的方式控制边水突进,提高采收率的效果比较明显。本研究对边水油藏水平井的应用、合理井身轨迹的确定,以及水平井的控水增油有一定的指导意义。     

一种预测底水油藏水锥动态及见水时间的新方法

底水油藏开发面临的核心问题是底水的锥进,准确预测底水油藏油井的见水时间,并采取相应的措施,可以延长油井的无水采油期,提高油井的累计产油量和采出程度。文中基于流体在多孔介质中的渗流规律,对底水油藏双重不完善井的水锥突破时间进行了研究。通过数学推导,得到了底水油藏油井水锥突破时间的计算公式,该公式考虑了油水流度比,原始束缚水饱和度,残余油饱和度等影响因素,并与其他底水油藏见水时间的公式进行了对比。实例分析表明,新的底水油藏油井见水时间公式的预测值较准确,并且与李传亮公式的结果较为接近,为预测底水油藏油井的见水时间提供了借鉴和指导。     

莫北油田三工河组储层非均质性研究

莫北油田三工河组为本区的主要目的层段.通过铸体薄片、储层物性及扫描电镜等资料对储层特征进行分析,研究结果表明：储集砂岩主要为不等粒岩屑砂岩和细-中粒岩屑砂岩,其中岩屑以凝灰岩为主;研究层段砂岩总体物性属中-低孔、低-特低渗储集层;储层喉道的典型特征是大喉道发育,且不同渗透率级别的岩样喉道半径大小及分布规律差异大.并对宏观的层内非均质性、层间非均质性及平面非均质性这些方面进行研究发现,三工河组三角洲沉积的储层中夹层主要有3类：泥岩夹层、泥质夹层,致密夹层.研究目标区的夹层较为发育,非均质较为严重.物性的平面展布亦反映出水下分流河道沉积的长条带状,水下分流河道中心微相物性要明显好于河道边缘及道间沉积,总体来看储层物性参数平面非均质较强.     

姬塬油田罗1长8油藏合理注水方式研究

对于注水开发油藏,选择合理的注水方式进行开采,实现油田的稳油控水是关键。运用油藏工程、数值模拟结果结合生产动态,通过对低渗透油田罗1区块注水时机、注水方式、注水强度及水井分注等方面的研究,总结出适合该类油藏的注水方式,有效提高水驱效率、补充地层能量、减缓递减,实现油田高效开发。