二氧化碳吞吐技术在海26块可行性研究

二氧化碳吞技术是一种提高油井采收率的有效方法,主要是利用二氧化碳与地层中原油的相互作用,使原油体积膨胀,提高油藏压力,降低地层原油粘度,改善原油的流动性,进而达到提高油井产量的目的。通过对海26块二氧化碳吞吐技术的研究及现场试验,进行了可行性分析,该技术在海26块具有明显的增油效果,对提高深层稠油油藏难动用储量开发效果具有很好的推广应用价值。     

明一西块自然递减控制研究

明一西块自1982年正式投入开发以来,已进入双高开发阶段,由于层间差异大、井况损坏严重,自然递减也逐年加大。近年来,按照精细开发要求,开展构造、储层、剩余油精细研究,充分利用老井开展精细注水结构调整,强化水井有效动态调配,有效提高水驱动用程度,自然递减得到有效控制,实现区块连续穗产。     

高含水期强化管理减缓递减

海一块已经注水开发十六年,进入了“双高”期,而依然保持着较高的采油速度.在采出程度高、措施效果变差、剩余油分布零散情况下,海一块着重强化油水井管理,同时结合开发生产实践经验进行动态调整,有效地控制了断块含水上升速度,降低了自然递减,保证了断块老井的稳产,取得了较好的开发效果.     

胡状集油田五区块自然递减的控制方法

近两年,在对胡状集油田五区块(简称胡五块)不断认识小构造的基础上,对小断块注采井网都进行了完善。胡五块在05年侧钻井投入较少的前提下(侧钻井2口),但依靠完善的注采井网,不仅原油产量完成的较好,而且老区的自然递减和综合递减得到很好的控制,达11年来最低水平。     

海26块常规注水转注汽开发方式研究

海26块是一个普通稠油注水开发复杂断块油藏,地质条件异常复杂。通过对海26块注水开发中存在的主要问题的解剖,认为区块断块破碎、储层相带窄、油层厚度小、油水粘度比高、接近注水极限为主要矛盾,油藏开采难度大。为经济有效开发该稠油油藏,2006年,在该区块进行了注蒸汽吞吐技术的研究与应用,取得了很好效果。     

海1块深部调驱配方体系影响因素及现场应用研究

深部调驱已成为中高含水油田稳油控水的一种非常有效的技术措施。结合辽河油田海1块,研究了现场影响凝胶成胶因素,结果表明,聚合物品种、聚合物分子量、交联剂品种、剪切作用、pH值等因素对成胶效果具有一定影响。同时对调驱配方体系进行了封堵效果评价。将配方体系应用于调驱先导试验,在实施的5井组含水率由89.8%下降到84.3%,日产油由73.1t上升到137.4t,调驱效果显著。     

多元化开发改善海26复杂断块高含水期开发效果

针对海26块已进入特高含水开发阶段,因油水粘度比大,水驱采收率难以提高的现状,对制约注水开发效果的因素进行分析,通过采取多元化开发手段改善断块开发效果的对策。2006～2010年,利用井组重组、点状注水等方式完善注采井网,通过部署水平井,采取蒸汽吞吐方式提高储量动用程度,取得较好的增产效果,为常规稠油油田特高含水期采取多元开发,改善开发效果探索出一条新途径。     

浅析产量自然递减影响因素及对策研究

影响产量自然递减的因素很多,分为可控因素和不可控因素。针对影响产量自然递减的可控因素,从油藏管理、工程、作业以及生产运行四个方面,统计分析了各因素对老井产量的影响,采用灰色关联分析法,确定出影响产量自然递减的主要因素,提出具有针对性的控制对策,对油田可持续发展具有一定的指导意义。     

港西油田五区一断块控递减方法研究

港西五区一断块构造错综复杂,随着断块的开发长期注水开发,井况的日益恶化,区块呈现出注采不完善,层间矛盾问题突出,主力砂体水淹加剧的问题,导致断块的整体产量不断下滑。近五年来,自然递减一直居高不下,自然递减均在15%以上。针对这一问题,2013年初,对港西五区一断块控递减方法进行研究,开展注水专项治理,缓解主要矛盾,解决当前问题,夯实稳产基础,控制自然递减。     

关于沈24块调剖效果的评价与探讨

沈24块地理位置处于大民屯油田东南,构造位置位于大民屯凹陷前进断裂背斜构造中断。油藏类型为多套油水组合的岩性层状构造油藏,油藏埋深2200—2600米。受多条断层的切割作用和岩性的影响,各断层内油气水关系复杂,无统一油水界面,注水矛盾突出,调配水难度大。通过用调剖来改变水井吸水剖面,改变水驱方向,降低高吸水层的注水量,增加低渗层的注水量,提高低渗层的水驱动用程度,减缓老井自然递减,增加区块产量,提高区块开发水平。     

海1块深部调驱试验与跟踪评价

针对海1块长期注水开发,储层非均质进一步加剧,使地层压力场、流线场形成定势,油水井间形成优势水流通道,注入水波及体积难以提高的问题,选择4口注水井,采用有机铬凝胶体系,进行深部调驱试验。结果表明,该项技术解决了注入水沿大孔道无效串流,注水利用率低的问题,达到了降水增油的目的,为辽河油田千万吨稳产做好了技术储备。     

月度自然递减率预测全年自然递减率的方法研究

油田开发管理中,自然递减率是一项非常重要的开发管理指标,往往作为判断油田开发管理好坏的依据,针对此问题,提出了用前几个月的自然递减率来预测全年的自然递减率的方法,此方法科学、简便、实用的计算方法.     

卫10低渗复杂断块油藏控制自然递减研究

本文通过原始测井曲线与新井电测曲线的对比,利用注入体积倍数法,分析了卫10块各小层的水驱动用状况,研究了高含水区块剩余油的分布现状,针对性地实施了转注、压裂、大修、解堵等油水井措施,新增水驱控制储量6×10~4t,水驱动用储量3.6×10~4t;水驱采收率提高2.26个百分点。     

前n个月自然递减率预测全年自然递减率的方法研究

油田开发管理中,自然递减率是一项非常重要的开发管理指标,往往作为判断油田开发管理好坏的依据,针对此问题,本文提出了用前几个月的自然递减率来预测全年的自然递减率的方法,根据理论模型推出第一、二、三季度自然递减率预测全年的自然递减率公式,最后推出用第N个月的递减率来预测全年自然递减率。此方法科学、简便、实用。     

齐40块蒸汽驱高温调剖体系研究及应用

辽河油田齐40块蒸汽驱目前已经进入蒸汽驱后期,纵向动用程度不均,层间矛盾突出,蒸汽单方向突破日趋严重。针对上述问题,进行了蒸汽驱高温调剖体系及其应用研究。研制了蒸汽驱高温调剖体系,其配方为:拟树脂浓度15%～20%+交联剂浓度8%～10%+无机物浓度15%～20%,以高温调剖剂工作液黏度70～100m Pa·s来控制体系的加水量。经室内和现场实验相结合,分析了调剖体系作用机理,提出了适用于辽河油田齐40块的现场施工参数。应用研制的蒸汽驱高温调剖体系在辽河油田齐40块现场施工7井次,成功率100%。仅1年时间就累计增油9 593 t,收到了较好的增油降水效果。     

调整注水结构降低商25块沙四下自然递减率

商25块沙四下属稀油中等渗透率层状油藏,含水上升快成为影响该油藏开发效果的一大瓶颈。针对该油藏油层比较多、井网比较完善的特点从油藏地质特征认识入手,开展单元平面、纵向剩余油分布研究,提出了应用水动力学方法,调整注水结构,提高注水利用率,控制该油藏含水上升率,延缓自然递减率,改善开发效果。     

锦607块综合治理配套措施的研究与应用

锦607块油井汽窜水淹状况严重,为寻找治水治窜的有效措施,对锦607块现状进行深入研究,针对汽窜、水淹各研究出3种有效技术,并进行了优化设计。各种技术在锦607块应用后取得了很好的效果,为其他稠油油藏治水治窜提供了借鉴。     

秦家屯油田SN106区块开发特征分析及治理研究

秦家屯油田SN106区块位于松辽盆地南部东南隆起梨树断陷东北部,投入注水后,出现平面、纵向非均质性强,含水上升率大,自然递减大,油井受效不均一等问题,文章通过注采井组分析、地层压力评价、注水特征评价,提出补孔、封层开采、酸化等手段,以达到改善水驱效果、提高油田采收率的目的。     

江桥地区江75区块SⅡ＋Ⅲ2层沉积特征研究

为了搞清江桥地区江75区块SⅡ＋Ⅲ2层（主力层）砂体展布特征,指导油藏开发。本文在前人区域沉积特征研究的基础上,确定江75区块沉积环境和沉积体系;通过岩电对比,应用录井相标定测井相,建立测井相解释标准;综合单井相、剖面相和三维地震预测成果,编制SⅡ＋Ⅲ2层沉积微相平面图。结果表明：江75区块SⅡ＋Ⅲ2层沉积体系为齐齐哈尔物源沉积,沉积环境为三角洲前缘;发育沉积微相类型有4种：水下分流河道、河口坝、席状砂和分流间湾。沉积砂体以水下分流河道和河口坝砂体为主。沉积微相在平面上由南向北发育三支河道,以中间一支河道为主,纵贯南北;在工区中南部各类砂体展开沉积。结合构造特征,江75区块主要发育断背斜构造背景下的构造-岩性油藏。     

调剖技术在锦45块（Ⅱ类稠油油藏）蒸汽驱开发中的应用

锦45块（Ⅱ类稠油油藏）蒸汽驱先导试验取得了较为理想的开发效果,但受油藏非均质性的影响,油藏层间矛盾突出。蒸汽驱过程中出现蒸汽波及效率低,纵向上动用程度不均衡,吸汽不均和汽窜等现象。针对这些问题,开展了油藏地质、蒸汽驱开发动态及数值模拟研究。通过实施双井分注、化学调剖、双井分采、小型压裂等措施缓解层间矛盾,改变蒸汽流向,较大幅度的扩大注入蒸汽的波及体积、提高生产井周期采油量,取得了显著效果。有效地保障了蒸汽驱效果。