安塞油田裂缝特低渗透油藏注水开发的思考

文章系统地分析了安塞油田坪桥北区西块注水试验区注水见效特征 ,认为影响裂缝特低渗透油藏注水开发的主要因素是人工裂缝 ,其次是天然裂缝或孔隙 ,并提出下一步注采调整的建议     

安塞特低渗透油田水平井加密动用剩余油研究及实践

为了探索动用剩余油新模式,安塞油田首次采用水平井加密动用剩余油,开展了7口加密水平井攻关研究和矿场试验。通过对不同加密水平井的布井方式、改造参数进行研究评价,揭示了剩余油分布机理,探索形成了适应安塞特低渗透油藏的中高含水期加密水平井动用剩余油技术。实践证明,水平加密能够有效动用井间剩余油和低丰度储层来动用已开发区域剩余储量,为同类油藏进一步提高采收率提供了新的启示。     

安塞油田坪北区低渗透油藏注采调整的实践

安塞油田坪北区具有低渗透油藏特点,在注采调整过程中,采取了注采井网调整、细分层采油、优化注水等方案,获得良好开发效果,连续稳产五年。     

适应油藏裂缝系统 优化注水开发井网——以安塞油田坪北区特低渗透砂岩油藏为例

安塞油田坪北区为低渗透裂缝油藏,通过野外露头观察,应用岩心裂缝描述、古地磁测定、岩石力学实验、微地震波监测、三维水力裂缝模拟和地应力分析,研究了油藏储层天然裂缝产状、裂缝性质、裂缝发育程度和分布规律共有4组,其走向方位分别为43.5°、320°、90.4°和2.5°,主要集中在43.5°和320°。人工裂缝主要发育方向为北东75°,生产动态特性表明油层存在双重孔隙介质,井与井间地层压力恢复程度差异大,利用裂缝系统特征,加密调整注水开发井网取得较好效果。     

压裂增产措施在安塞油田坪北区特低渗透油藏的应用

针对安塞油田坪北区低孔隙度、特低渗透率、低含油饱和度、低压、低温、浅层低产岩性的油藏特点,优选出适应低温压裂液、裂缝支撑半径为160m、前置液为15%～20%、平均砂液比为35%～40%、加砂程序15%—25%—35%—45%—55%,压裂施工成功率为99.4%,充分挖掘了油层潜力,增产效果显著。     

对“双高期”油藏注采调整的实践与认识——以王场油田中区南部为例

王场油田中区南部为江汉油区典型的"双高"油藏。针对该区域油井含水上升快,稳产难度大等问题,近几年在深化油藏认识的基础上,通过加强U型管通道治理、优化井组产液结构等方式有效地控制了中南区块的含水上升速度,区块日产油量稳中有升,取得了较好的经济效益和社会效益。     

坪北油田特低渗透油藏超前注水探索与实践

超前注水作为特低渗透油田提高采收率的一种重要的技术方法,在我国很多油田得到广泛的应用,并且都获得了良好的开发效果。为了提高特低渗透油田探明储量的采收率和开发效果,根据坪北油田的地质特点,借鉴国内外油田及邻近油田的开发经验,探索适合油田超前注水的合理技术参数,建立有效的驱替压力系统,在一定程度上减小启动压力梯度和介质变形对地层的伤害。利用超前注水保持合理的地层压力,降低对储层渗透率的伤害,降低油井投产后的含水率和递减率,提高最终采收率。     

特低渗透油藏注水开发实践及认识——以明9-6-1井区为例

明9-6-1井区属于特低渗透油藏,储层物性差,部分油井投产初期具有一定产能,但产量递减快,注水效果差。针对井区特征,在开发过程中,对油井实施增油措施改造,采用水平井开发,完善注采井网,加强油井结盐结蜡的管理。这些措施使井区渗透率明显提高,开发效果明显改善,从而确保了油井的正常生产,有益于特低渗透油藏注水开发实践。     

红河油田特低渗透油藏经济举升工艺研究与应用

红河油田低渗透特低渗油藏机械采油有突出问题。以油藏和油井条件为基础,经过生产参数优化设计、防断脱防偏磨、节能降耗等先进成熟技术的集成和创新,对杆管柱、地面设备进行优选匹配,实施井机械采油免修期大幅延长,机采效率显著提高,生产成本明显降低,大幅提高了经济效益,达到了经济举升工艺研究的目的。     

生物法处理特低渗透油田采出水可行性及工艺

为实现特低渗透油藏的开采,回注水的稳定达标尤为重要.通过对常规的物理化学方法处理工艺各阶段水质进行分析,发现悬浮固体的去除效果很不理想,且系统运行不稳定.采出水的气相色谱/质谱分析结果表明,其中大部分有机物可实现生物降解.在此基础上,采用混凝-MBR工艺对采出水进行处理,回注水各项指标均能满足《碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》(SY/T5329-1994)的要求,且出水稳定.利用生物法处理特低渗透油田采出水不仅能够保证回注水稳定达标,而且能够避免添加化学助剂带来的二次污染.     

超低渗油藏合理井网密度确定——以南泥湾油田松树林新窑区松700井区为例

合理井网密度的确定是油田开发规划的核心内容。油田注水开发效果与井网密度有关,而油田建设的总投资中钻井成本又占相当大的比例,因此井网密度对注水开发的经济效益有很大影响。以延长油田松树林新窑区松700井区为例,根据谢尔卡乔夫采出程度与井网密度的关系,并依据投入产出原理,考虑单井总投资额(包括钻井、地面和设备费用),建立计算合理井网密度的经验公式,从而指导超低渗油田合理井网密度的确定。     

砾岩油藏合理注采压力系统研究——以七中东区八道湾组油藏为例

注采压力系统指的是从注水泵站到采油井井口的各环节的压力配置，在这一压力系统中，地层压力和油井流动是决定整个系统的关键，也是油藏工程研究的核心。本文利用油藏工程方法对砾岩油藏高含水期油井和注水井的地导压力、流动压力等注采压力系统进行了研究界定，将为砾岩油世故的开发水平提供技术支持。     

特稠油油藏过热蒸汽驱数值模拟研究——以井楼油田A区为例

针对泌阳凹陷井楼油田A区特稠油油藏的特点,开展了过热蒸汽驱数值模拟研究。首次利用CMG-STARS数值模拟软件,在吞吐阶段历史拟合、单井拟合好的基础上,对A区吞吐阶段的压力场、温度场、注采参数等进行数值模拟。模拟结果显示A区适合过热蒸汽驱提高采收率,过热蒸汽驱可使全区采出程度达到52.19%,比普通吞吐方案的采收率高出6.79%。     

提高低渗油藏采收率的技术分析——以西峰油田为例

提高采收率是油田“稳产和可持续”发展的关键技术,长庆油田在侏罗系油藏研究、试验起步较早,取得了一些经验与成果．西峰油田属特低渗裂缝油藏,随着开发时间的延长,诸多矛盾不断涌现,储量损失逐年加大．本文结合西峰油田三叠系油藏储层特点,借鉴侏罗系油藏提高采收率的研究与经验,对现有的提高采收率技术进行了分析,评价了堵水调剖的应用效果,总结了几种驱油技术在西峰油田适应性及组合应用的方法．     

八面河油田面14区注采调整的实践与认识

面14区存在的主要问题是注采井网不完善,油层非均质性严重,沙四段储层物性较差。近几年通过在剩余油富集带钻探新井、增加注水井点、完善注采井网。对沙四段进行压裂改造,增压注水,以及对层间差异大的水井进行分注、调剖、注氮气等一系列调整措施,该区开发效果得到了一定程度改善。     

低渗透油藏注采井网适应性分析——以新疆宝浪油田宝北区块为例

根据宝北油田目前生产情况，指出了环状注水方式和注采井距不合理是目前井网不适应油田开发需要的原因所在，并在此基础上提出了增布内部注水井点、缩小注采井距、改环状注水方式为排状注水方式、加强内部注水、加大分层改造力度等改善开发效果的措施及建议。     

特低渗油藏沉积微相与高产富集规律关系研究——以靖安油田大路沟长6油层组为研究区

从沉积微相与油气富集关系的研究入手,剖析了沉积微相对高产富集规律及油井产能高低的控制作用.研究认为,沉积微相制约油井,特别是高中产井的分布,对特低渗储集最有利的相带是三角洲前缘亚相的水下分流河道,其次为河口坝和分流间湾,席状砂储层物性最差,其中水下分流河道砂体孔、渗、饱值最高,且平面上彼此相连.由于河流的侧向迁移,水下...     

高尚堡油田二次开发中注采井网的重组调整——以高5断块为例

针对高尚堡油田高5断块油藏开发效果差的问题,在精细三维地质建模和数值模拟的基础上对高5断块剩余油分布进行分类,并根据剩余油不同分布特点,依据二次开发理论,对高5断块井网进行优化,开发层系进行重组调整。二次开发后大幅度提高了水驱控制程度和动用程度,水驱采收率由原来的20%提高到24%。