实施综合治理改善桩34块开发效果

桩34块于先后经历了天然能量开采、注水开发、整体注采井网调整三个主开发阶段,目前处于中低含水开发阶段。针对各井组井区开发特点,在精细地质研究的基础上,加强措施论证,开展了以注采调配、完善动态注采关系、酸化、分层开采等控水稳油为主内容的综合调整工作,取得了一定的效果。     

提高桩50井组开发效果研究

本文以桩52块的桩50井组为例,整理开发数据,评价开发效果,分析井组动态,对影响开发的因素进行分析,同时提出以完善井网、调剖、产液结构调整等控水稳油为主要内容的综合调整措施,进一步改善单元的开发效果。     

精细油藏分析，改善桩89块开发效果

桩89块位于五号桩油田的西部,主力油层S2段,是在孤北低隆起西斜坡背景上发育起来的单斜构造,东高西低,向西为边水区,向东储层上尖灭。该区块于1995年4月投入开发,先后经历了天然能量开发和注水开发阶段,目前处于中含水开发阶段。针对各井组井区目前所处的开发特点,在精细地质研究的基础上,通过以注采调配、完善注采关系为主的综合治理工作,以及布打完善井等方式,提高区块开发水平。     

精细油藏管理，提高桩202块开发水平

桩202块位于长堤油田的东南部,是一个受断层遮挡和地层不整合两个主要因素控制而形成的构造、地层不整合岩性油气藏。由于该区块投产时间早,开发时间长,具有开发层系复杂、非均质严重、油层埋藏深等特点,目前已进入特高含水期、低采油速度开发阶段。我们针对开发层系多、油水分布复杂的特点,在加强地质研究、精细油藏管理的基础上,细分注采井组,完善注采井网,通过提液、补孔等措施挖掘剩余油潜力,使桩202块的开发水平有了新的提高。     

喇嘛甸油田北东块一区注聚初期综合调整方法研究

通过对大庆喇嘛甸油田已开展的聚区块注聚初期动态反映特征分析,结合二类油层高浓度注聚区块北东块一区地质特征和注聚初期动态变化,指出北东块一区注聚初期存在着注入压力分布不均衡、注入能力差、吸水剖面不均匀、地层能量不充足等问题。针对这些问题,采取了注采结构调整、注入井分层、压裂、水驱老井封堵等综合调整方法,使该区块取得了显著的开发效果,提高了区块的整体经济效益。     

辽河油区锦271块注水开发效果评价

针对锦271块大凌河油层在开发过程中地层能量和产液量下降较快的突出问题,开展了断块注水开发试验。通过两口井试注试验发现,注水后油层吸水相对较好,吸水均匀,注水受效情况受沉积相影响,生产井段与注水井吸水层段对应的油井容易受效。锦271块注水试验结果表明,注水开发可以提高锦271块整体开发效果。     

双水平井SAGD汽窜原因分析及对策研究

该文分析了FC油田长期应用双水平井SAGD技术。注汽井与生产井井间汽窜现象频发,导致生产现场调控难度大,影响井组蒸汽腔发育,制约开发效果。该文研究了汽窜井组静态、动态因素,确定了储层非均质性强、预热阶段压差控制不合理、转SAGD生产后sub-cool控制不合理及注采井间轨迹偏移是造成汽窜的主要因素,同时针对不同原因研究针对性对策,有效控制了汽窜井数,提高了双水井SAGD井组的开发效果,对同类油藏开发具有指导意义。     

河52-1断块注水开发可行性研究

河52-1断块为稀油、高渗、低饱和、常压的构造油藏。由于该区块构造、储层异常复杂,未注水开发,但断块目前面临着油井含水上升快,地层能量保持水平低等问题。为改善区块开发效果,本文章对河52-1断块注水开发可行性进行了研究,部署了注采井网。     

喇北西块水驱注采结构优化方法研究

油田已进入特高含水期,无效循环严重,开发经济效果变差,能耗不断增加,使成本上升。针对北西块水驱老注水井封堵后,区块进行了整体加水,总压差增大,地层压力偏高,合理井比例较小,注采参数不合理的问题,通过预测合理注采参数,与2011年12月生产数据进行比较进行调控,在保持注水量基本不变的前提下,通过细分注水,控制无效注水,提高低含水层产液强度。通过井组平面上的调整,提高合理井比例。2012年9月份,日产液为31285t,流压为5．6MPa,统计2012下半年油井静压值为11．19MPa,总压差为0．3MPa,都比较接近理论水平。     

外部保压技术对提高SAGD水平井区块开发效果的研究

SAGD技术目前已成为国内外开发超稠油的一项成功技术,但在目前实际开发中仍存在蒸汽腔大量的蒸汽外溢、水平段动用不均及注采连通差等问题。本文针对杜84块兴Ⅰ组稠油油藏特点和目前双水平井SAGD开发中存在的问题,进行技术分析和参数设计等研究。现场实验表明,通过在SAGD外溢区域实施水平井蒸汽辅助非凝析气体,能够保证SAGD蒸汽腔的压力升高以及地层能量的补充,改善双水平井SAGD开发效果,提高最终采收率。     

高渗透油藏开发后期剩余油分布规律的研究

油田开发中将地层渗透牢高于500X10^-1um^2的油藏称为高渗透油城。本文以梁家楼油田纯47块为例,在对高渗透油减开发后期的剩余油分布规律研究的基础上,采取有针对性的堵水、油层顶部水平井钻孔及精细注采调配技术,改善油藏开发效果。     

乐安油田草20东区开发状况与探讨

乐安油田草20东区原油粘度大,底水活跃,地层温度低,能量充足等特点,随着开采时间的增长,出现水平井、部分老井周期生产时间短;水平井汽窜或压力传递（井间干扰）严重;受边水和底水影响程度加大等开发问题,为此,在草20东区采取生产参数调整,延长油井周期生产时间;采用同转同注的方式、氮气泡沫调剖治理,减轻井组汽窜程度;采用化学堵水和氮气泡沫调剖技术,有效控制油井后期开发过程中含水上升问题。这对草20东区低品位油藏热采开发应用具有重要的指导意义。     

集成工艺技术配套应用，实现草20稠油油藏开发新突破

针对制约草20区块开发的问题，边底水、污水回注影响，汽窜管外窜等影响，采取相对应的工艺技术配套，改善油藏开发效果，提高储量控制程度。     

海上埕岛油田最深开发井组CB326井组固井技术探索

CB326井组是胜利油田海洋采油厂2010年在海上布设的目前为止海上最深的开发井组,该井组的开发层位为东营组地层,本井组全为定向井,垂深均为3571m,且全部采用了分级固井,该井组的固井施工存在固井施工难度很大,固井质量难保障的问题。     

完善井网，精细调配 努力减缓梁23块自然递减

梁23块于1979年投入开发，1982年进入注水开发，先后经历了弹性开发阶段、注水开发产量上升阶段、注水开发产量递减阶段。该块共计有本层系井47口，套坏套破、有落物大修不成功等原因停产停注油水井8口，再加上油井因高含水停产及水井因油层污染注不进停注等原因，造成2008年初油水井开井数仅剩14口，注采井网变得极不规则，井网适应性很差。为改善这一状况，自2008年开始，进行综合调整并恢复注水，调整优化注采井网，实旋控制注水与不稳定注水相结合来控制含水上升，取得了一定的效果，含水上升率逐年下降，自然递减率呈下降趋势。     

氮气泡沫调剖技术在油田的应用

稠油区块,随着吞吐轮次的增加,地层能量降低,含水逐渐升高,水淹现象严重,开发效果逐渐变差,为此引进了氮气泡沫调剖工艺,通过注汽过程中注入氮气泡沫,调整吸汽剖面,提高蒸汽波及面积,封堵高含水层,抑制边底水,从而达到改善稠油油藏开发效果的目的。     

二类油层含水回升后期调剖效果分析

复合离子调剖是改善聚合物驱开发效果的一项有效技术措施,已在萨北开发区一类油层得到了广泛应用,并取得了较好的开发效果。随着油田开发的不断进展,二类油层已经成为油田稳产的重要接替层。萨北开发区北二西西块二类油层已进入含水回升后期,针对该油层非均质性强,部分注入井注入压力低,视吸水指数高,吸入剖面不均匀,反转程度大,井组含水高的问题,为了控制含水回升速度,减小低效无效循环,选择油层厚度大、注入压力低、平面、层内矛盾突出的10口注入井进行复合离子深度调剖。调剖后吸入剖面得到有效改善,采油井含水回升速度得到有效的控制。     

探讨低渗透油藏高效开发配套技术

低渗透油藏开发初期大部分油井都实施了压裂投产,取得了较好的生产效果,然而随着开发时间的延长,由于人工裂缝闭台,加上前期注入水质不合格,地层堵塞伤害严重,注水井欠注,注水效率低,地层能量下降大,导致油井产量低,注采矛盾突出,开发效果不理想。针对以上问题,开展高压注水、酸化解堵增注、水力压裂、小泵深抽和井网加密等配套技术的研究和集成应用,为油藏开发提供了强力的技术支撑,实现低渗透油藏的高效开发。     

河50断块分层系一体化治理研究

河50断块为稀油、高渗、低饱和、常压的高产屋脊式构造油藏。针对区块目前存在的层系井网不归位、主力层水淹严重、油水井井况问题突出、地层压力保持水平低等问题,通过实施人工仿强边水驱,提高断块采收率。实施分层增注及测调一体化技术,补充地层能量,加强稳产基础,进一步改善油藏开发效果。     

注聚前调剖技术在油田开发中的应用

由于注聚前井组间注入状况差异大,发育较好、水淹程度高的高渗透层存在低效无效循环,造成中低渗透油层吸入厚度比例低。为了对高渗层实现有效封堵,针对井组的油层发育特点和开采矛盾优化调剖体系,选取采油用堵水剂CT-5增强型体膨颗粒堵水剂与采油用堵水剂（调剖）wK相结合的调剖体系和YF复合离子凝胶体系多段塞调剖体系,评价其开发效果。通过对比表明,注聚前调剖能够有效地改善注入井的吸人状况,实现增油降水的目的,为油田开发提供了技术支撑。