八面河油田面14区的综合调整措施及效果

八面河油田面14区为断块稠油油藏,油层出砂,渗透率差异大。为了解决产量递减快、注采井网不完善、储量控制程度低、注水井欠注等问题,采取加强地质综合研究、钻扩边井和调整井、强化注水系统和优化压裂工艺等措施,有效地改善了油藏开发效果。     

中-低渗透砂岩稠油油藏开发实践与认识

八面河油田面14区沙四段属于中-低渗透砂岩稠油油藏,储层渗透率较低,孔喉半径小,原油粘度大,采油速度低,开发效果不理想。通过缩小注采井距、完善注采井网,强化注水,后期积极实施压裂、酸化、解堵等增产措施,解放中-低渗透层,能达到提高采油速度,改善此类油藏开发效果的目的。     

稠油注水油田中后期改善开发效果技术研究

普通稠油注水开发油田由于油水粘度比大,面临进入高含水中后期水驱开采效果越来越差的普遍矛盾.针对海外河油田地质条件复杂,开发中存在油藏认识程度低、注采系统不完善、水驱动用程度低等主要矛盾,以"注够水、注好水"为核心,通过精细地质和剩余油分布规律研究,采用完善注采井网、细分注水单元、"提、控、治"等多种有效手段调整优化注采结构,使油田开发效果得到明显改善     

王场油田78-2井区改善注水效果及对策探讨

影响王78-2井区注水开发效果的主要原因一是天然能量不足、注水滞后,加之初期注水强度过大,造成了直接影响;二是注采井网不完善或注采井网与地质特征不匹配。采用周期注水或脉冲注水是低渗透裂缝性油藏水开发中重要的调整方式。保持合理的注采比能改善低渗透裂缝性油藏的开发效果。     

八面河油田面12区提高采油速度改善开发效果分析

胜利油田八面河油田面12区是典型的高粘、高渗、高孔隙度油藏。目前该区块平面、层间和层内非均质性严重,储量动用不均衡;主力油砂体水淹严重;井下技术状况恶化,开井数减少,注采井网不完善。沙三上段主要从控制自然递减率及降低综合含水入手,通过注水调整,层间、层内剩余油挖潜及非主力油砂体挖潜来改善开发效果;沙三中段目前存在的主要问题是综合含水高,下步工作重点是完善局部注采井网,控制综合含水;沙四段主要问题是油水井井下技术状况恶化,注水效果差,地层能量不足,日产油量下降,下步工作重点是完善注采井网,保证注水井正常注水。     

尕斯油田纳米聚硅增注实验研究

尕斯油田注水开发过程中存在注水井注入压力长期居高、注水量较低等问题,解决的办法是注入纳米聚硅溶液。通过室内岩心流动实验,对聚硅材料增注效果、改善渗透率效果进行了分析评价。结果表明,纳米聚硅增注技术可以降低注水井的注水压力;提高油藏的吸水能力,实现增注;同时驱替实验也表明,选井选层是决定增注效果好坏的关键。     

低渗透油藏改善开发效果研究与实践

舍女寺油田孔二段油藏空气渗透率26.7×10-3 μm2,开发过程中存在储层物性差、注水困难、注采井网不完善、油藏低速低效开采等问题.为此,开展了孔二段低渗油藏改善开发效果的4项研究,即提高水驱控制程度、合理驱动压力梯度、小井距加密提高连通程度和非主流线井压裂.实施后舍女寺油田孔二段油藏采油速度从0.81%上升到0.92%,最终采收率从14.8%提高到26.1%,增加可采储量38×104 t,为同类型油藏提供了改善开发效果的技术对策.     

克拉玛依油田已二次开发油藏注采政策界限研究

克拉玛依油田部分油藏二次开发后,完善了注采井网,同时井距缩小后注水易沿高渗通道水淹水窜,导致注采调控难度大,平剖面动用不均。为确保二次开发后油藏稳产,科学合理开发油藏,需要进行改善开发效果技术研究。本文运用油藏工程及经验公式法对典型区块的压力系统和注采界限进行研究并确定目前开采阶段下最优的技术政策界限,指导油藏开发;并结合油藏地质特征,确定油藏典型区域合理开采技术政策界限,指导油藏分区域注采结构调整,结合分区、分层精细注水和深部调驱,提高剩余油动用,达到减缓递减,控制含水上升,提高采收率的目的。     

王场油田王广区周期注水矿场试验效果的认识

王场油田王广区为薄层低渗透砂岩岩性油藏。1971年投入试采,采用不规则大井距面积井网开发。根据油田动态反映,1998年对主力油层进行注采系统调整,加密完善井网,提高了采油速度,但油井含水上升较快。为了进一步降水采油,改善注水开发效果,对部分注采井组进行了周期注水矿场试验,见到良好效果。     

八面河油田稠油热采工艺现状及下步建议

八面河油田在实践中,逐步发展形成了针对薄互层油藏、薄层油藏和特薄层稠油藏的热采工艺。该工艺以优化注汽参数和选井选层工艺为核心,以保证注汽质量为关键,以强化防砂、油层保护工艺配套为辅助,使蒸汽吞吐热采成为这类油藏改善开发效果的主导工艺,解决了八面河油田难采稠油开发难题。     

压力监测资料在注水开发油田的应用

合理的压力驱替系统对低渗透油藏的高效开发至关重要,而影响此因素的注水参数、注水方式及注采综合调控措施的选取则与注水开发过程中各项压力监测资料息息相关。王窑区是安塞油田最早注水开发的区块,在长达20多年的开发过程中,逐步形成了以压力监测资料为主,结合开发动态资料确定调整措施的经验和方法,对安塞油田开发具有十分重要的指导意义,也为低渗透同类油藏提供借鉴经验。     

王场油田北断块剩余油研究

王场油田北断块经过多年注水开发,受储层物性差异,水驱状况的影响,不同区域剩余油分布规律不同,西北部剩余油主要集中在油层内顶底部位,东南部油层物性差异大,动用差,剩余油连片分布,通过有针对性的调整可提高其动用程度,提高采收率。     

坪北油田低品位区块超前注水后的压裂优化

坪北油田边部低品位区块单井产能低、储量动用难度大。通过在油田边部低品位区块开展超前注水现场试验,在理论计算的基础上,利用软件模拟对超前注水区域地层应力分布进行研究、对压裂技术进行优化,达到了提高低品位区块单井产能、提高低品位区块储量动用程度的目的。     

八面河油田面12区综合调整措施及效果分析

八面河油田面12区为断块稠油油藏,油层出砂、渗透率差异大。为了解决产量递减快、注采井网不完善、储量控制程度低、油井高含水等问题,采取加强地质综合研究、钻调整井和侧钻井、进行注水井注氮调剖等措施,有效地改善了油藏开发效果。     

钟市油田潜三段剩余油分布特征研究

研究钟市油田潜三段剩余油分布特征后,制定出了相应的挖潜措施,进一步改善了水驱开发效果。主要是详细描述了高含水后期油藏剩余油的分布特征,重新认识了剩余油的潜力。在此基础上,针对不同剩余油类型,提出了分类油藏不同的挖潜技术对策,在重组、建立、恢复注采井网的基础上,进行了有效的层间调整挖潜,可改善多油层非均质油藏后期开发效果。     

坪北油田调剖技术探讨

注水井调剖技术作为一种有效的提高采收率方式在坪北油田得到了广泛的应用,近年来在坪北油田的调剖施工次数呈逐年增多的趋势。在对坪北油田推广应用的两种调剖工艺技术进行对比分析的基础上,从调剖后的增油、注水压力变化、有效期、单井成本等方面进行了综合分析。提出了坪北油田的下一步调剖思路,为低渗透裂缝性油藏后期的稳油控水提供了技术支持。     

浅层大斜度井轨迹控制技术

P136平台是陕北油田的一个大斜度长稳斜段定向井平台,平均井深1310m。该平台井具有造斜点浅、地层软、水平位移大、防碰系数高等特点,施工难度极大,为此,采用了井眼轨迹控制技术。这些技术及措施的应用不仅避免和降低了井下故障的发生,而且能使施工井满足井身质量要求,为今后该区域推广钻探大斜度定向井提供了借鉴。     

深层低渗透油藏难采储量评价及开发技术研究

通过对濮城油田卫42块低渗油藏开发过程的分析,详细介绍了对低渗油藏难采储量的评价,以及在开发过程中应用到的诸如滚动勘探开发一体化、井网优化配置、大型压裂改造、小泵深抽等各项配套开发技术。可为类似油田的开发参考。     

高渗透稠油油藏氮气泡沫驱现场实践与认识

八面河油田面14区沙河街组沙三上段属于高孔高渗透普通稠油油藏,受储层非均质性,注水、边水推进等原因,在油田开发过程中表现出含水上升快,产量自然递减快,采出程度低的开发特点。针对高渗透稠油油藏特高含水开发初期稳油控水,2007年开展了整体氮气泡沫驱现场试验,取得了显著的控水增油效果,投入产出比为1∶7.0。研究结果对于同类油田氮气驱提高采收率具有一定的借鉴意义。     

科学借助水平井详探开发特殊油气藏

借助水平井详探开发特殊油气藏具有独特优越性 ,可以配合或代替垂直井 ,节省投资 ,增储上产 ,提高油气采收率和经济效益。本文概述了水平井应用领域和优越性 ;分析了若干典型实例 ,包括托尔油田、海尔德油田、王场油田、马拉开波湖区内断块油田。