二次加密后各套层系注采状况研究

喇嘛甸油田于1973年投入开发以来,先后经历6次开发调整阶段,调整后,开发层系增多、井网密度加大,各套层系的注水井,除了给本井网采油井注水外,还有为其它层系采油井注水,使得各套层系的注采状况较为复杂。喇嘛甸油田进入特高含水期后,为了控制无效循环和挖潜厚油层层内剩余油,针对性的采取了堵水、补孔等挖潜措施,进一步加剧了各套层系注采状况的复杂性。因此,有必要对喇嘛甸油田二次加密后各套层系的注采状况进行研究,确定出各套层系在特高含水期注采状况及区块内单砂体的完善程度,这对油田注水方案调整、挖掘剩余油潜力、提高水驱控制程度等都具有重要意义。     

X区块优化补孔措施挖潜剩余油

阐述了通过补孔完善注采关系进行剩余油挖潜的做法。对x区块三次加密补孔井效果进行了详细分析,包括通过补孔完善不同层系水驱注采关系、水驱井补孔完单砂体注采关系等,确定了经济有效的措施类型。实践表明,通过补孔措施,灵活运用水驱低产井完善水驱不同井网注采关系,挖潜不完善井区的剩余油,可以取得较好开发效果。     

喇嘛甸油田水驱井网重构模式探讨

随着二类油层聚驱逐层上返,喇嘛甸油田水驱控制储景逐年减少,开采难度加大。针对目前水驱开发层系复杂、各层系间注采相互干扰、300m井距下厚油层内结构单元控制程度较低等问题,按照“细化开发层系、优化开发井网、强化注采系统”的调整思路,开展了水驱井网重构调整技术研究,调整注采不协调性,建立起合理的驱动体系,努力挖潜剩余油,达到最大限度地提高驱油效率。     

对某区块水驱精细挖潜的认识

某油田进入特高含水开发阶段，层系井网多、开采对象复杂、油层非均质性严重，控水挖潜措施效果逐渐变差。为有效挖掘剩余潜力，提高最终采收率，开展综合调整，精细挖潜创造了该区块三年产油量不降、含水不升的好效果，并形成了一套特高含水期水驱开发调整技术和管理模式，为特高含水期水驱精细挖潜和高效开发提供成功经验。     

对某区块“四个精细”调整效果的认识

某油田区块已全面进入特高含水开发阶段，层系井网多、开采对象复杂、油层非均质性严重，控水挖潜措施效果逐渐变差。为有效挖掘剩余潜力，提高最终采收率，必须要加快特高含水期水驱精细挖潜技术攻关步伐。为此，选择油层发育条件和开发状况有代表性的区块进行精细挖潜，通过“四个精细”，实现了三年产量不降、含水不升的总体目标，最终形成一套特高含水期水驱开发调整技术和管理模式。     

某区块“稳油控水”精细管理做法

油田开发区已全面进入特高含水开发阶段，层系井网多、开采对象复杂、油层非均质性严重，控水挖潜措施效果逐渐变差。为有效挖掘剩余潜力，提高最终采收率，必须要加快特高含水期水驱精细挖潜技术攻关步伐。为此，选择油层发育条件和开发状况有代表性的区块作为精细挖潜示范区，通过2010-2012三年的精细管理，努力实现了某区三年产量不降、含水不升的总体目标。2013年是精细调整三年后的第一年，通过对某区的水驱精细调整，继续保证了某区的稳产效果，减缓了某区产量递减，为特高含水期水驱精细挖潜和高效开发提供成功经验。     

北部过渡带层系互补 选井选层技术探讨

针对北部过渡带油层渗透率较低、原油物性差,且河道砂呈窄条带发育,平面砂体发育零散,非均质性较严重,水驱开发存在井网控制程度低、采油速度低、含水上升速度快、产量递减幅度大等问题,靠常规措施达不到理想的增产增注效果,制约了该地区潜力的发挥,在北部过渡带选择了内有9口注水井,16口采油井的区域开展层系互补,通过加密井与基础井网层系互补,缩小井距完善窄小砂体注采关系,提高水驱控制程度和多向连通比例,改善过渡水驱开发效果的可行性。本文通过对各种剩余油分布类型的分析,优选补孔方式,从而取得了较好的社会经济效益。     

细分层系开采技术在某油田三次加密中的应用

随着三次加密调整在某油田的不断展开，薄差储层在产出中的比例逐渐加重，但由于萨Ⅱ组和萨Ⅲ及下油层组间油层发育一物性存在一定的差异，如果进行合采，萨Ⅲ及下油层组的动用状况将受到较大的影响，单独开采萨Ⅲ及下油层组现场试验实施效果表明，通过合理调整开采层系，优化配置完井方式，可以提高表外储层的动用程度。该方法可降低层间干扰、提高低渗透层动用程度，并且满足了三次加密井的开发经济界限。     

油田开发之油井出水的处理与分析

油井出水是油田开发中后期遇到的普遍现象,特别是水驱油田,油井出水是不可避免的现象。油层的非均质性以及开发方案和开采措施不当等原因,会使水的推进不均匀,造成个别井层过早水淹和油田综合含水的迅速上升,而降低产量和采收率。因此在油田开发过程中,必须及时注意油井出水动向,利用各种找水方法,确定出水层位,采取相应的堵水措施。     

非均质砂体剩余油分布与精细挖潜研究

注水开发油田进入高含水期,剩余油分布复杂,挖潜难度大,为提高水驱采收率,将研究单元细化到油砂体,在精细地质研究的基础上,结合生产动态数据和测试资料,根据油砂体上井网控制情况、水驱特征和边水能量特征,将油砂体划分为弹性驱、注入水驱、注入水＋边水驱、边水驱和未动用等类型,详细解剖不同类型油砂体的动用情况,分析不同类型油砂体的剩余油分布模式和潜力,提出不同类型油砂体的剩余油挖潜方法,利用该方法对注水油田的剩余油进行了挖潜,水驱效果大大提高。研究表明,以油砂体为对象的剩余油挖潜方法可以有效提高注水油田高含水期的开发效果,为剩余油的挖潜提供了新的思路。     

纯油区西部辫状河储层描述方法研究

萨北开发区pi3时间单元发育辫状河沉积,以其储层物性好、砂体厚度大作为主力油层开采多年,经过聚驱、后续水驱阶段,剩余油分布零散。原有对辫状河储层的认识已不能满足精细挖潜这一开发需求,本文以纯油区西部北三西区块井网加密的有利条件为基础,应用取心井、测井等资料对辫状河储层描述方法进行研究。     

南四区注水井细分调整效果分析

细分注水作为油田特高含水期精细挖潜的重要手段,对控制注入水低效、无效循环和改善井组和区块开采效果,具有积极调整作用,随着开采方式及井网、层系的不断变化调整,原有的层段必须不断的精细化,文章重点从选井,层段的划分与组合、配水方案及注水工艺等四个方面进行优化设计,保证采油井受到较好的注水效果。     

长停井低产井增产措施研究与应用效果

目前国内很多油田多进入二次三次阶段，新开发区块新井逐年减少，而长期停产井和低产井较多。如何使老油田持续稳产？重要措施之一就是要对长期停产井和低产井进行挖潜增产。通过对长期停产井和低产井进行重新认识和分析这些油井的静动态资料，找出停产、低产的原因，采用已有的和新的采油工艺、技术，结合开发地质的研究与分析，利用调补层、老区注气注水补充地层能量，酸化压裂改造储层、大修、侧钻等工艺地质措施充分挖掘长期停产井和低产井的潜力，提高老井利用率，挖潜剩余油。     

多层砂岩油藏开发状况分析与调整挖潜措施

胜坨油田进人特高含水开发后期,剩余油分布非常复杂,措施挖潜难度越来越大,提高采收率是油田是油藏后期开发工作中的一项重要内容。本文重点从分析水驱开发油藏采收率现状人手,找出制约因素并对水驱提高采收率方法进行调研,阐述了改善单元水驱开发效果的可行性措施。应用表明,措施实施后单元的存水率和水驱指数明显好转,单元的综合含水下,动液面回升,单元的自然递减率也得到了有效控制,进一步提高了采收率。     

多层砂岩油藏开发特征分析与挖潜措施

孤东油田进入特高含水开发后期,剩余油分布非常复杂,措施挖潜难度越来越大,提高采收率是油田是油藏后期开发工作中的一项熏要内容。本文重点从分析水驱开发油藏采收率现状人手,找出制约因素并对水驱提高采收率方法进行调研,阐述了改善单元水驱开发效果的可行性措施。应用表明,措施实施后单元的存水率和水驱指数明显好转,单元的综合含水下,动液面回升,单元的自然递减率也得到了有效控制,进一步提高了采收率。     

复杂断块油藏高含水期稳产技术研究

文33块沙二下油藏为复杂断块油藏,已进入开发后期,因构造复杂、注水开发历史较长、油水关系复杂、认识挖潜难度大,产量递减加快。通过分析制约油田开发效果的因素,明确问题与潜力,制定针对性的稳产措施。平面上通过强化水下分流河道地层能量,挖潜差异相带剩余油;层间通过相控层段组合,优化注水层段,实施精细注水,提高差层水驱动用程度;层内通过韵律段细分,优化射孔井段,改善主力储层开发效果。通过精细调整治理,区块实现稳产。     

三角洲外前缘相砂体非均质特征

油田开采已进入高含水后期，水驱三次加密调整的主要对象为三角洲外前缘相中的表内薄差层和表外储层。本文以取心井资料为依据，通过对不稳定型外前缘相席状砂、滨外坝外前缘相席状砂、远砂坝外前缘相席状砂及稳定型外前缘相席状砂四种不同成因砂体的平面、层内、层间的非均质特征的研究，为油田开发提供技术支撑。     

北二区东部水驱钻关恢复方案研究与应用

＋＋开发区经过四十多年的开发，目前已进入特高含水期开采阶段，水驱控递减、控含水难度逐年加大，增加井网密度是持续油田高产稳产的重要方法之一，为此2013年在北二区东部西块实施层系重组和二类油层三元复合驱钻打新井。如何做好钻关恢复工作，减少钻关对产量的影响，控制钻关恢复后含水上升速度，是油藏动态分析的一项重要内容。     

低渗透油田注水开发规律与调整对策

本文论述了低渗透油田开发动态特征，针对油藏地质一动态特征，多年来通过室内研究和现场试验，初步形成注水与采油同步进行技术系列，保持油井具有较高的产量，初期采用高注采比注水，恢复地层压力和油井的生产能力，进行井网加密调整，缩小注采井距，提高水驱控制程度等措施，大大提高注入水的波及系数，提高油田的注水开发效果。     

LMD油田特高含水期水驱压力系统调整方法研究

针对LMD油田长期水驱注采导致地层压力不合理的问题,通过分析压力系统现状,开展了水驱各套层系合理压力、高低压井成因分析等方面的研究。制定了该区特高含水期注采平衡交汇图版,搞清了LMD油田注采比与地层压力的关系以及单井注水量与地层压力的变化关系,形成了一套有效的水驱压力系统调整措施和具体方法,使该地区的地层压力控制在合理的范围内。