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。     

西峰油田长8油藏剩余油分布控制因素分析

西峰油田合水区长8油藏为典型的低孔、特低渗透储层,随着开发时间延长,采收率低的开发矛盾相对突出。结合合水区研究区块的实际生产数据,剖析了剩余油的分布规律及控制因素,归纳剩余油分布类型,为今后剩余油挖潜、提高经济效益提供了依据。     

沈150区块空气驱数值模拟研究

沈150区块经过近二十年的大规模水驱开发,油田早已进入中高含水期。在地质建模和水驱历史拟合的基础上,开展了气驱数值模拟研究,优选出最佳驱油方案,从而降低了现场试验的风险,为特低渗透油藏实施注空气驱油提供借鉴。沈150区块注空气驱油具有一定的可行性,可以有效动用部分难采储量,改善区块开发效果。     

应用水平井技术实现薄层稠油藏的有效动用

欢西油田位于辽河盆地西部凹陷西斜坡南部,其稠油产量约占总产量的3/4,所占比重大。自1979年投入开发至今,已处于蒸汽吞吐开发后期。随着油田动用程度的提高,油田产能建规模逐年减小,已由“十五”期间的141口下降到2011年的25口,直井年产油由1475t下降到890t。近年来通过利用水平井技术,在稠油新区、老区、难采储量区块等区块共投产水平井71口,初期日产油982.7t/d,综合含水为53.1%,已累产油48.28＆#215;104t。通过应用水平井技术,欢西油田储量动用程度得到大幅提高、可采储量增加、经济效益显著,取得了较好的开发效果,为其它类似油藏提供了借鉴,具有广泛的科学指导意义。     

延长油田Y注水开发区提高采收率对策

Y区块是延长油田主力产油区之一,该区块于2002年开始开发,2011年进入大规模注水开发。截止到目前,区块采出程度仅5.91%,采出程度低,潜力巨大。本次研究通过Y注水开发区历年采油、注水情况,同时结合区块地质因素,总结分析区块开发中存在的问题,在此基础上提出适合本区块的开发对策,以期达到提高采收率的目的。本次研究为本区块后续开发提供技术支持,同时为同类油藏开发提供指导借鉴作用。     

西峰油田白马南区压力驱替系统的建立方法探讨

西峰油田白马南区块储层物性差，微裂缝发育，井排距较大，油藏难以建立起有效的压力驱替系统。通过建立低渗透油藏的非这西渗流的压力驱替梯度的数学公式模型，得到注采井距、油水井间的地层压力等因素是影响压力驱替梯度的主控因素。通过理论及矿场开发数据认识到适当增大注采井间的压力、主侧向差异化控制注采参数、缩小井距等方法是建立起白马南区压力驱替系统有效的手段和方法。     

王场油田潜三段北断块降压开采提高采收率研究

王场油田潜三段北断块足江汉油田较早投入开发的油田之一,到目前为止已有38年生产历史。地下油水关系复杂,调整治理难度较大,产油量递减和含水上升的矛盾日益突出。目前区块综合含水达到94．44％,地质储量采出程度55．2％。该油刚开展以“控水稳油”为中心的综合治理工作,实施降压开采．控水稳油提高采收率取得较好的效果,为其他例类油田在特高含水开发后期实现稳产提供了借鉴和经验。     

合水油田长2薄油藏治理

宁51区是鄂尔多斯盆地陇东油区舍水油田三叠系长2的一个新开发区，油层薄，平均厚度3．4m。本文通过对宁51井区地质特征和开发状况的认识和研究，分析了研究区块在开发过程中存在局部含水上升快、低产低效、稳产基础薄弱等问题，做出了一系列治理措施并取得了一定的效果。     

欢西复杂断块注水油藏特高含水期多元开发对策研究及评价

本文针对位于欢西油田南端的锦99块复杂稠油断块注水开发中后期暴露的各种开发矛盾,运用动态数据与静态资料相结合的研究方法,精细地质研究,深入剩余油分布认识,借助于有针对性的配套技术对策,对区块实施了综合治理。全年措施共累积增油达8478t,提高区块采油度0.06%,为区块提高开发效果提供了重要参考价值,同时为同类稠油油藏注水中后期开发提供良好借鉴。     

安塞油田长10油藏堵水调剖工艺评价

安塞油田长10油藏2007年投入开发,层间和平面非均质性较强,导致注入水单向驱替,部分油井含水上升速度快,产能损失严重,递减加大,地层能量保持水平较低,影响区块开发效果。为降低区块递减率,封堵高渗透层,扩大水驱波及体积,近年来结合区块地质特征和开发矛盾,深入开展了长10油藏注水井堵水调剖工艺技术评价,确定堵水调剖技术体系及调剖方式,为长10油藏开发提供了有力的技术支撑。     

锦25块加密井网研究部署及实施成果

锦25块是欢西油田的稠油主力区块,目前已进入到开发中后期,为减缓区块递减速度、提高储量动用程度,2010年我们在锦25块开展加密井网研究部署工作。通过对整个区块油井的开发动态跟踪分析,掌握最新的油水分布特征;同时开展精细地质再认识,重新落实区块的构造、沉积特征、砂体分布、储层物性以及油层分布等。此次研究共部署油井7口,投产3口,截止2010年12月,新井年产油达3162t,取得了良好的效果。     

乾227区块地质特征研究

乾227区块是吉林油田公司新木采油厂2009年新开发的区块,目前有探井1口,评价井1口,完钻开发井3口。投产3口。从完钻及投产的情况看,初期平均日产液量为11.2吨,日产油为3.2吨,在开发上取得了一定的突破。但目前所部署的开发井位仅限于乾227井区,开发的面积比较小。乾227区块其他的部位是否具有开发潜力是本文重点研究的课题。本文利用现有的地震、地质、钻井资料对该区块地质特征进行系统地研究,为该区块下一步开发提供理论依据。     

西峰油田超前注水政策研究及效果评价

针对西峰油田低孔、低压、低渗油藏的特点,采用了超前注水技术开发。本文从注水时机、注水时间、注水压力3个方面对超前注水技术措施进行了研究。对西峰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。     

Z区Q4~3层水驱开发效果评价研究

针对目前W油田Z区Q43层的开发现状,通过存水率,注入体积倍数,含水率和采收率等开发效果评价指标对区块进行综合分析,了解现阶段存在的主要问题,便于下一步油田开发进行措施调整。评价指标表明,Z区Q43层区块历年开发过程中,存在含水上升过快导致注入水利用率严重下降的状况,开发后期的措施调整起效,达到了稳油降水的效果。     

中子寿命测井技术在卫城油田的应用

本文针对卫城油田的地质特点和生产现状，引进运用了中子寿命测井技术，由于卫城油田经过多年的开发，绝大多数区块进入高含水期，为了确定油田开发过程中水淹层的剩余油饱和度及孔隙度等参数的变化，为动态监测提供依据，提供采收率，实现控水稳油。     

低渗透油田A区块加密调整研究

A区块开采目的层为低渗透扶余油层,在300×300m反九点面积井网水驱开发条件下,区块水驱储量动用程度低,单向及不连通水驱储量超过总水驱储量的50.9%。为了改善区块开发效果,对A区块实施对角线加密调整,进一步完善油水井注采关系。区块水驱控制程度和水驱采收率分别增加5.9和6.6个百分点,取得了较好的开发效果,为低渗透油田开发调整提供了经验和依据。     

胡尖山油田胡201区块泵挂深度与流压的确定

胡尖山油田胡201区块开采油层是侏罗系延安组的延10油层。2006年投入滚动开发,2007年11月开始注水开发,2009年3月开始放大生产参数生产,2009年08月区块综合含水上升,2010年2月底开始综合治理。治理措施主要为合理泵挂深度、合理流压,控制采液强度和边底水区域控制注水。合理泵挂深度,减缓区块含水上升速度,以达到真正控水稳油目的。     

呼和诺仁油田贝301区块剩余油分布规律及挖潜对策研究

呼和诺仁油田贝301区块砂砾岩油藏是复杂断块油藏,2004年投入注水开发。由于区块水驱控制程度低、平面矛盾突出、层间动用差异大等矛盾突出,采取调、压、堵、补等常规综合调整措施稳油控水难度较大,2009年实施了加密注采系统调整。2010～2012年通过常规综合调整及调剖等手段,取得了一定开发效果。但由于构造倾角大,储层非均质性强,区块开发效果逐渐变差,产量下降,综合含水上升速度加快。为改善开发效果,挖潜剩余油,本文根据地质资料,结合动态资料分析了剩余油分布规律,并提出了挖潜对策。     

低产井压裂增产方法研究

随着油田开发到中后期,油田开发规模的不断扩大,优质储量的不断动用,发展到中高含水期或砂岩层在横向和纵向的发育已变差,越来越多的生产井产量递减,成为低产井。结合区块地质特征与注采关系,针对不同类型的砂岩储层,和油水井连通关系,充分挖掘剩余油,提高低产井的单井产量。同时在压裂工艺的选择上要达到控水、沟通优势相等,提高油水井利用率和储量动用程度,改善区块开发效果,达到增产的目的。     

综合识别低孔-低渗储层油藏油水层方法——以乌134-85区块为例

低孔-低渗性油层是海拉尔油田主要的油藏储层类型。对低孔低渗储层进行油水层识别是制约海拉尔油田开发的难点之一。本文以乌尔逊油田乌134-85区块为例,在详细了解基本地质情况的基础上,以测井资料为主导,结合试油、录井及开发现状,对乌134-85区块进行油水层综合识别,探索识别适合乌134-85区块的油水层方法。