自生气辅助蒸汽吞吐技术

针对锦州油田锦90块西部地层能量不足，油井供液差，影响区块的开发，进行了区块堵水调剖技术研究与应用，经现场12井次的堵水试验，累计增油1．24×10^4t，取得了较好的经济效益和社会效益，延缓或抑制边底水的入侵，大幅度提高了锦90稠油注汽区块整体开发效果。     

八面台低渗透油藏注水综合治理方法研究

英台油田八面台区块主要目的层为青山口组高台子油层属于低孔、低渗油藏,开发工作展开以来,区块水驱效果差、油水井开井率逐年下降,产量持续下滑。2014年以来,技术人员转变开发思路,深化油藏地质特征与渗流机理研究,以"完善注采井网、系统提压增注、体积改造强化水驱"等技术手段综合治理,调整矿场实施三年以来效果较好,各项开发指标明显向好,实现了油藏稳产、稳定递减的作用。     

稠油高温人工井壁防砂技术的研究及应用

本文针对稠油区块注高温蒸汽,普通防砂材料难以满足稠油开发的要求这个问题,研发出稠油高温防砂材料,开发了稠油高温人工井壁防砂技术,该技术解决了稠油注汽井防砂难题,截止目前已现场应用40井次,防砂增油显著,是辽河油田稠油出砂区块稳产、增产的有效工艺技术之一。     

低渗敏感性油藏改善注水研究

锦150块位于辽河盆地西部凹陷西斜坡南段锦古1井以东地区,含油面积为1.2km2,地质储量209×104t。开发目的层为中生界,为低孔、低渗型油藏。初期由于依靠天然能量开发,地层压力下降快,产量呈直线递减,为改善区块开发效果,对区块进行了注水开发可行性研究,并获得成功。但随后区块出现了油井水窜,水井注不进水的问题。通过对区块进行行列式注水试验,并实施单井增注提高水井注入能力,区块的开发形势明显好转,有效地提高了储层的动用程度和最终采收率。     

稠油油藏蒸汽吞吐末期交替注采(注水)提高采收率技术

千22块莲花油层1992年3月以蒸汽吞吐方式投入开发,1995年进入吞吐开发后期,区块日产油67t/d,综合含水83.2%,采油速度0.87%,采出程度25.3%,年度油汽比仅为0.2左右。1996年7月开始实施注水开发,总体水驱效果较差。造成水驱效果差的主要原因是由于千22块为稠油油藏,采用常规水驱受效不明显。为此进行交替注采可行性研究,在注采对应关系较好的西部井区开展了交替注采试验。与交替注采试验前对比,取得了明显增油降水效果,提高了区块采收率。     

A区块聚驱封存后再挖潜效果

A区块油层于2009年底投产,2013年7月注聚,2017年底全面停聚,经历了长达八年的开采,采出程度相对较高。针对二类油层高含水、无效开采严重的现状,为缓解开发矛盾,弥补产量递减,实现油田高含水后期接替高产、稳产的目标,同时对该区块一类油层停聚时剩余油潜力的分析论证,最终确定A区块一类油层封存后再挖潜方案。2018年开始实施,方案实施后取得了良好的增油效果,平均单井增油1.2t,为今后其他二类油层区块下返及一类油层聚驱后剩余油再挖潜的可行性研究提供了宝贵的经验。     

水平并不动管柱开采技术在超稠油开发中的研究与应用

杜229块属典型的中厚互层状超稠油油藏,进入蒸汽吞吐中后期后,周期产油量与油汽比逐年递减,利用加密水平井技术对区块进行开发,在开发过程中出现注气压力高和放喷有溢流等同题,严重影响开发效果,研究并利用利用水平并不动管柱开采技术有效解决上述问题,提高了开发效果,实现了区块稳产.     

高台子油层新井油井压裂效果浅析

高台子油层加密新井进行压裂措施以来,压裂增油对区块增油控水起到了重要作用,本文通过对采油井含水情况、地层压力、油水井注采关系及压前调整和压后保护等方面的分析,找出了主要影响压裂效果的原因,对油田开发过程中实施压裂措施改善开发效果有一定的指导意义。     

川口油田刘渠区块注水开发矛盾及稳产技术研究

本文针对刘渠区块目前注水开发过程中存在的产量递减快、稳产形势严峻,注水区部分油井水串、水淹现象严重、大部分井长期不受效或受效不明显等问题,从现有井网条件下调整着手,开展了刘渠区块的稳产技术对策研究,提出了老井重复压裂减小注采井距,微裂缝不发育位置处水淹井的深部堵水压裂,初产高、微裂缝发育区水淹井深部堵水等技术措施,取得了较好的改造效果,对该区块后期的稳产提供了有效思路。     

采油工程技术

一类区块及部分二类区块采出程度高、含水高，存在低效无效循环，缺少进一步提高采收率的成熟技术，稳产基础变差。油田规模一次加密已经全面结束，目前以一类区块二次加密为主，钻关影响相对规模大，当年可建加密井数少，建成产能低，补产能力不足。常规转向压裂增油效果变差，缺少进一步提高单井产量的有效手段，措施挖潜能力不足。     

靖边油田沙沟-前树塔区块三叠系延长组长6油藏分布规律

沙沟-前树塔区块作为延长油田重要能源基地,为油田增储稳产做出了重要贡献。三叠系延长组长6油藏是沙沟-前树塔区块主力产油层之一,随着油气勘探开发的不断深入,长6油藏勘探成功率不断下降,已有油藏含水率高,产能低,急需对长6油藏有效厚度、油藏分布规律再认识。本次研究运用储层地质学、石油地质学等研究方法,通过长6油藏试油资料与电性参数相结合、岩心化验分析与录井测井相结合,综合分析了长6油藏分布规律,为下一步油气勘探指明方向。     

锦16于楼油层北块化学堵水技术研究

多年来,活化稠油堵水技术作为锦16块的主要稳油控水措施,开展了大量研究与现场应用工作,不断适应区块生产形势的变化,通过改进创新和规模化实施,取得了明显增油降水效果,2006年至2011年,在锦16块于楼油层北块,累计实施活化稠油堵水技术60井次,累计增油10219吨,创经济效益2096×104元,为该块的稳产发挥了巨大作用。     

特低渗透扶余油层二氧化碳驱油技术可行性探讨

扶余油层属于特低渗透油层,注水开发过程中存在产量低且递减快、注水无法形成有效驱替等问题,为此,提出了二氧化碳驱油的方法,通过研究其增油机理,分析驱油效果的影响因素,评价类似区块的应用效果,探索二氧化碳驱油在扶余油层实施的可行性,为提高扶余油层整体开发效果提供技术支持。     

低渗透油田开发规律认识研究

本文通过低渗透油田一个井组开发历程的研究,对井组实际的开发效果进行了分析,并且结合井组改造措施提出了低渗透透油田开发的几点认识:采取早期精细分层注水,可以有效控制含水上升速度,缓解层间矛盾,保持油井长期稳产;选好油井的合适压裂时间,不但取得较好增油效果,而且措施有效期长,增油效果好。     

含水回升后期控制聚合物利用效率下降方法研究

2012年大庆油田工业化聚驱含水回升区块有22个,区块进入含水回升期后,随着聚合物用量增加,吨聚产油、吨聚增油明显降低,同时面临吸入剖面反转,平面上聚驱效果差异大等问题,为＂改善开发效果、降低三采成本、提高聚合物驱效率＂,在6个聚合物驱含水回升后期区块,认真剖析了区块开发动态,总结了含水回升后期控制聚合物利用率下降方法,指导以后聚合物驱区块开发调整工作。     

柳赞油田浅层油藏特高含水期稳产技术研究

柳赞浅层油藏已处于开发后期,储量已全部动用且剩余油高度分散,区块已整体进入高采出程度、特高含水阶段,为经济有效地开发该油藏,笔者通过对柳赞油田浅层油藏稳产难点原因分析,提出了针对难点的稳产措施:采用井网完善、层系归位提液、饱和度监测指导剩余油挖潜、细分注水、调驱调剖等技术,经现场应用稳产效果良好。文章的研究对复杂断块稀油油藏在特高含水期延缓递减进行有效开发具有重要指导意义。     

裂缝性致密油藏弱凝胶调驱剂研究及应用

裂缝性致密油藏非均质性强、天然微裂缝广泛发育,区块注水效率差、单井产能低、整体含水高,注水开发矛盾突出。通过开展该类储层调驱技术的研究,分析调驱剂性能的主要影响因素,得到适用于该区块的调驱剂。经过现场应用,增油控水效果明显。区块地层压力得到有效恢复,低效油井产液与产油得到了明显提升,高含水井增油降水,水淹井也恢复生产,为全面全面恢复产量打下了物质基础。     

欢26杜家台油层注氮气研究与应用

欢26杜家台油层于1980年投入开发,2008年大规模实施精细注水开发,实现了区块有效注水开发,最高日产油达到120t以上,由于注入水受重力影响较大以及纵向上油层动用程度不均等问题,高部位油井见不到注水效果,上部原油不能得到有效开采,纵向上动用程度低,导致区块水驱效果变差。为提高区块采收率,2013年8月在区块注采井网完善、连通程度高、地层倾角较高部位优选2个井组实施注氮气试验。目前两口井初步见效,实现阶段增油1304t,有效提高储层动用程度。     

水平井、大斜度测井评价技术在河南油田的应用

河南油田开发进入中后期,开发难度加大,随着水平井、大斜度井技术的日趋成熟,水平井逐渐成为油田稳产的关键技术之一。本文对水平井测井响应特征影响因素分析,总结出水平井测井解释应采取的对策,形成了一套针对河南油田不同区块的水平井测井评价技术,并在河南油田的多个区块得到了广泛的应用,取得了明显的控水增油效果。     

卫11块降水增油技术研究

卫11块作为一个开发了20多年的老区块,许多油井产量低、高含水,井况问题也很突出,2006年经过降水增油研究,区块开发效果明显改善,最重要的是技术应用得当、措施得力,并有所创新。在提倡节约、降低成本的当今时代,对同类油藏的开发有较好的借鉴意义。