沈150块特低渗透油藏开发中存在问题的剖析及对策研究

辽河大民屯油田沈１５０块为一薄互层的层 砂岩油藏，低孔特低渗及原油粘度小是其主要特点。该油田在开采时，单井投产未经压裂取得了平均１４．８ｔ／ｄ的初期产能。显然初产好，但递减非常大，月递减率常达１７％～３４％，虽经转抽和频繁补层等大量增产措施，仍不能扭转产量急剧下降的局面。仅仅开采两年，平均单井日产量已降到目前的２．４ｔ，综合含水上升到５１．６％，而原油采出程度仅４．１６％，进上步开发面临严重困难。     

商三区沙二下储层敏感性研究

对商河油田商三区沙二下储层敏感性分析表明．速敏指数为0．2左右,属弱敏感;平均水敏和盐敏指数为0．1～0．2．储层对矿化度的敏感性较弱;当注入水的pH小于8时,碱敏较弱;酸敏为弱至中等。这5种敏感性对研究区沙二下储层的伤害均不严重．因此注水开发中发生注水困难和产液困难的现象不应是储层敏感性造成的。     

俄罗斯低渗透油藏的开发

原油可采储量中难采储量引起了开发的特别关注，其中首先包括低渗透储层的原油产量。低渗透储量包括：１）渗透率小于０．０５μｍ＾２的标准低渗透层；２）泥质低渗透储层；３）低产低渗透储层；４）排油量少的低渗透储层。俄罗斯低渗透储层的储量达数百亿ｔ，其中大部分已投入开发，其原油采收率是平均采收率地１／３￣１／２。目前３０％多的可采储量位于渗透率低于０．０５μｍ＾２的储层中（其中西西伯利亚占８０％），至２００     

油田开发方案数值模拟结果问题分析

近一个时期，在有些油田的开发方案和专题研究的数值模拟成果中，出现了采收率与进网密度没有关系的不正常现象，本文通过生产实践分析和实际油藏不同地质模型数值模拟的对比，剖析了产生上述不正常现象的原历和所造成的影响，并提出了改进油田开发方案数值模拟和井网研究工作的具体建议。     

确定低渗透油藏合理井网密度和极限井网密度的方法

合理井网密度及极限井网密度的确定是低渗透油田开发的一个重要问题.为此,以采收率与井网密度关系式为基础,考虑油田开发期限内原油销售收入的将来值、开发投资的将来值和开发期限内维修管理费用的将来值,利用投入和产出的平衡关系,得到了涉及水驱油效率、最终采收率及油藏参数等多因素条件下的低渗透油田合理井网密度及极限井网密度的计算方法.利用该方法对朝阳沟油田朝948区块的合理井网及极限井网密度进行了预测,计算结果表明,该方法能够满足油田需要,为油田加密确定井网密度大小提供理论依据.     

确定低渗透油藏合理井网密度和极限井网密度的新方法

在总结前人方法的基础上,用解析方法和经济评价方法推导出了一种计算低渗透油藏合理井网密度及极限井网密度的新方法。目的为加密井网提供依据。结果通过对鄂尔多斯盆地某一低渗透油藏的实例计算,结果表明,该方法比较实用。结论该方法可对投入开发后的油田（油藏）井网是否具有继续加密的可行性进行论证     

水驱砂岩油藏开发后期经济实用井网密度的确定

根据水驱砂岩油藏最终采收率与井网密度的关系式,利用将来净现值法计算油田的经济实用井网密度。该方法不仅考虑了投资、每年管理费用和原油销售收入的利息,而且综合考虑了老井在主开发期内的维修及管理费用、原油的税率、操作成本、产量递减等因素的影响,并应用公式对某一区块的经济实用井网密度进行了计算。     

低渗透油藏注水开发中存在的问题及解决措施

我国第二个百年计划已拉开序幕,在新时期的发展与建设背景下我国对石油资源的需求呈现出了阶梯式的增长趋势,相应的油田的开发规模也在不断扩大。低渗透油藏注水开发技术能够增强油田的产能,对石油行业的进步具有重要的积极影响。为实现充分发挥低渗透油藏注水开发技术价值、助力油田产能升级的目标,需对低渗透油藏注水开发过程中存在的问题进行挖掘与合理化分析,并结合实际情况设计合理的优化、解决措施。     

天然能量开发特低渗油藏生产井距的确定

本文以传统的井网密度计算方法为基础，从合理井距基本概念及油田生产实际出发，将采油速度分析与经济评价相结合，提出了确定合理生产井距的经济产能方法，在对有关参数进行详细讨论的基础上，通过实例分析，证实了本文提出的方法的实用性、可操作性．     

濮城油田沙三中6～10特低渗油藏特征及开发方案

东濮凹陷濮城油田 6～ 1 0油藏是濮城长轴背斜东翼的一个断层油藏 ,产油层位是 Es中3 亚段 6～ 1 0砂层组 ,储层平均孔隙度为 1 2 .9% ,平均渗透率为 1 .9× 1 0 - 3 μm2 ;孔喉半径小 ,分选差 ,属特低渗储层 ,必须进行压裂改造才能生产。该油藏正式开发前必须进行注水开发先导试验 ,以寻找最佳的井网密度、适宜的注水压力 ;部署井网时要考虑人工裂缝的方位、长度和高度 ,从而提高低渗透油藏的开发效果     

F142区块大型压裂技术研究与应用

为了提高F142区块油藏开发效益,研究并应用了大型压裂开发技术。在充分考虑大型压裂造长缝基础上,综合利用极限井距、经济极限井距和经济合理井距原理,同时结合区块地应力方向,优化了井网井距;在深穿透、造长缝、饱填砂、低伤害和低风险的设计原则上,利用三维压裂优化设计软件,以产量最优为目标,优化了加砂量、排量、砂比和前置液量等参数;根据大型压裂储层、施工时间和施工规模对压裂液性能的要求,优选了压裂液,确定了F142区块低渗透油藏大型压裂开发模式。根据优化结果,F142区块应采用反九点法井网开发,同时采用大砂量、大排量、高前置液量、中等砂比的大型压裂工艺。完成了22井次大型压裂现场试验,平均单井加砂量75m3;压前平均单井产油量0.8t/d,压后初期平均单井产油量22t/d,取得了显著的增产效果。这表明,大型压裂开发技术能够大幅提高F142区块开发效率,为类似储层的高效开发提供了技术借鉴。     

王广区块油藏高效开发的实践

针对王广区块油藏特征及采油工艺技术状况．提出了高效开发的措施，这就是合理部署井网密度、实施整体压裂、采用深抽配套工艺技术、早期注水、强化注水、保持合理的注采比、科学适时的注水方式，取得了预期的效果-对国内同类型油藏的开发具有一定的指导和借鉴意义。     

卫81块特低渗油藏提高采收率技术及应用

介绍了卫城油田卫81块特低渗油藏提高采收率的主要做法及效果,并进行了总体开发效果评价,实施处理后,使水驱控制储量、水驱动用储量逐年增加,使老井产量递减得到有效控制。指出实施油藏整体压裂改造,及时进行压裂引效量是开发低渗透油藏的首要措施。     

低渗透油田合理注采井距的确定--以纯41块沙4段低渗透油田为例

以纯41块沙4段低渗透油田为例，从低渗透油田渗流机理出发，分析了造成低渗透油田开发效果差的主要原因。在计算注水井最大井底流压、油井最小井底流压、油水井之间可建立的最大注采压差的基础上，结合室内试验确定的最小启动压力梯度公式计算油田技术极限注采井距，并结合经济合理井距计算结果，确定了油田合理注采井距，并提出了下二步调整方案，实施后取得了显著的效果。该方法为低渗透油田合理井距的确定、提高低渗透油田的开发效果提供了理论依据。     

S7断块驱油用阴/非离子表面活性剂性能评价

针对S7断块低渗透油藏特征,开发出驱油用阴/非离子表面活性剂SHSA-JS,并对其进行性能研究。结果表明,在温度为83℃,SHSA-JS溶液浓度窗口为0.05%~0.6%,注入水矿化度为1 000~25 000 mg/L、二价离子(Ca2+,Mg2+)含量为2 410 mg/L的条件下,SHSA-JS可使油水界面张力达到10-2mN/m数量级;储层净砂和石英砂对0.3%SHSA-JS溶液的静态吸附量分别为4.50 mg/g和0.32 mg/g;静态洗油效率在41.8%以上,0.3%SHSA-JS溶液注0.4 PV孔隙体积后可在水驱基础上平均提高采收率7.71%。该表面活性剂可满足S7断块低渗透油藏对驱油用表面活性剂的要求。     

低渗油藏井网适应性研究--以张天渠油田长2油藏为例

文章以张天渠油田长 2油藏为例 ,讨论了低渗油藏井网适应性研究的有关问题。通过公式计算 ,得出了长 2油藏合理的井网密度及其相应井距和最优注采井数比 ;运用油藏数值模拟分析了当前井网方式存在的问题。在此基础上 ,总结了低渗油藏井网适应性研究的一般方法 ,并指出了张天渠油田目前井网的主要不适应性因素。该项研究对其它低渗油田井网适应性研究有一定的借鉴意义。     

低渗透油田压裂开发的新方案

乔新，闫锐，王泰．低渗透油田压裂开发的新方案测井技术，１９９４，１８（ｌ）；３９～４３影响低渗透油田开发效果的主要因素是裂缝。本文利用地层倾角测井资料对地质构造、沉积环境、裂缝、地应力等方面进行研究，并根据本地区油田的实际情况，选择合理的设计往采井网，为低渗透油田的开发提供了依据，在实际生产中提高了开发效果。     

小井距开发现河油田低渗油藏可行性研究

认为注采井网井距大,水驱控制程度差,采收率偏低是影响胜利油田现河低渗透油藏开发的关键,通过井间密度与水驱控制程度和采收率的关系等分析,提出了现河低渗透油藏开发的合理的井网密度。