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。     

寨子河油区长8油藏注水开发研究

寨子河油区自上而下钻遇了延安组、延长组等多层系含油复合区,长8油藏是其主力油藏之一.截止到2020年12月底,长8油藏总井数152 口,其中采油井109 口,注水井43 口.通过地质和试油试采数据研究,以完善注采井网、注采对应、部署层间超前注水为目标,实施科学配注,实现了该油藏的高效注水开发.     

南梁长4+5油藏加密方式对井组产能的影响

为了分析加密方式对油井产能的影响,通过选取实际开发井组,在历史拟合的基础上,分析加密时剩余油的分布特征,进一步对比不同加密方式下加密井的开发效果,整体分析加密方式对加密井产能的影响以及影响单井开发效果的因素。结果表明,油井间加密能有效提高井组采出程度,四种方式中油井间加密2口开发效果最好。加密时原井组水驱前缘的推进位置是影响加密井产能、含水及油井见水时间的重要因素。     

西131长8储层开发效果分析

本文通过分析长8储层开发特征,制定技术上产对策,确定合理注水强度、合理流压,控制区域含水上升速度,提高单井产能。     

毛庄科油田注水开发调整对策研究

针对延长油田毛庄科注水项目区现阶段开发的主要矛盾,参考相邻的郝家坪项目区建设中取得的开发经验和认识,通过完善注采井网提高水驱控制程度、强化注水培养地层能量、关停井恢复引导驱替流线等技术对策,改善目前开发效果,提高最终采收率。     

南梁西长8油层组建产有利区预测

南梁西区位于鄂尔多斯中南部沉积中心,本文通过对长8油藏控制特征的分析,总结了影响长8油藏分布的主控因素,研究表明长7层泥岩为长8油层组提供了良好的盖层,位于生烃中心,油源充足,经后期的压实及溶蚀作用,形成岩性圈闭,有利于形成油气藏。     

合水油田庄9长8油藏见效见水特征分析

合水油田庄9区随着开发时间延长,受储层非均质性及多层位多井网开发等因素影响,平面、剖面矛盾日益突出,稳产难度变大。本文结合储层物性、裂缝展布、开发井网、渗流规律、注水政策等因素分析油藏各单元见效见水特征。认为见效类型动态曲线特征主要表现为四类,见效主要位于矩形井网、菱形反九点区,见水原因主要表现为4类,为下步低产井治理提供了依据。     

影响三叠系长6油藏开发效果的主要因素及治理方法

针对白豹油田长6油藏的地质特点，分析其开发中存在的主要矛盾和问题，提出了改善开发效果的主要方法和对策。结果表明，局部裂缝发育和油层的非均质性强是主要影响因素，在目前现有的技术条件下．以动态监测资料为基础，开展剖面治理、井网完善等工作，取得了较好的效果。     

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.     

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。     

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。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。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,提出了下步注采调整建议,并针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。     

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。     

无名岛区块存在问题及治理对策

针对无名岛区块注水受效差,产量递减快、采出程度低的问题,通过注采系统调整和措施挖潜改善开发效果。     

鄂尔多斯盆地王渠则地区延安组延9油藏注水开发论证及部署

鄂尔多斯盆地王渠则区侏罗系延安组延9油层组为研究对象,在油藏地质条件研究、精细储层描述及油藏开发中存在的问题研究基础上,通过注水开发适应性、注水方式和注水时机的分析,对延9油藏进行了注水开发部署,以期提高油藏最终采收率。研究认为：王渠则区延9油藏自然能量较低,天然能量采收率不到13％,而理论计算水驱采收率为30％左右,明显优于采用天然能量开采。同时该区储层连通性较好及中等酸敏、弱或无速敏、中等水敏,有利于注水进入地层。本次方案共新部署采油井32口,注水井5口,转注采油井23口。     

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油藏产量影响因素及对策研究

南梁油田南部的午86区长4+5油藏规模上产后,部分低产低效井增多,含水上升加快,严重影响了油田的开发效益。通过对该区块的产量因素展开分析,认为单井产量与油层厚度和渗流能力、地层压力、注采比存在关联,也与注采完善程度存在一定的相关性。针对这些影响因素,提出了制定合理的注采比、注水强度、流压等开发技术政策,完善注采井网,强化注水井剖面治理,以及开展高含水井治理等治理对策,为下步提高采收率提供了方向。     

子长油田中庄区长6油藏注水开发现状及对策研究

子长中庄项目区长6油藏于2011开始进入注水开发阶段,项目区随着注水开发的时间增长,注水区个别注水井出现吸水异常,水线推进不均匀,部分油井含油饱和度升高,因此,综合研究与评价项目区注水开发现状及存在问题迫在眉睫.通过查阅中庄项目区长6储层的相关文献,研究中庄项目区长6油藏的相关地质特征,包括构造特征、地层特征、沉积特征...     

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。     

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。