锦25块加密井网研究部署及实施成果

锦25块是欢西油田的稠油主力区块,目前已进入到开发中后期,为减缓区块递减速度、提高储量动用程度,2010年我们在锦25块开展加密井网研究部署工作。通过对整个区块油井的开发动态跟踪分析,掌握最新的油水分布特征;同时开展精细地质再认识,重新落实区块的构造、沉积特征、砂体分布、储层物性以及油层分布等。此次研究共部署油井7口,投产3口,截止2010年12月,新井年产油达3162t,取得了良好的效果。     

锦94块兴隆台油层潜力研究

锦94块目前处于蒸汽吞吐开发中后期,针对区块存在的部分井区加密调整井及侧钻井效果较差问题,通过精细地质研究,确定了锦94块兴隆台油层为剩余油挖潜主要方向,采取侧钻、酸化解堵等综合配套技术措施,提高了兴隆台油层储量动用程度,保持了区块产量稳定,对其它同类油藏开发具有一定借鉴意义。     

锦94块兴隆台油层潜力研究

锦94块目前处于蒸汽吞吐开发中后期,针对区块存在的部分井区加密调整井及侧钻井效果较差问题,通过精细地质研究,确定了锦94块兴隆台油层为剩余油挖潜主要方向,采取侧钻、酸化解堵等综合配套技术措施,提高了兴隆台油层储量动用程度,保持了区块产量稳定,对其它同类油藏开发具有一定借鉴意义。     

应用水平侧钻技术挖潜欢127西块水淹区剩余油

欢127西块兴隆台油藏,随着区块采出程度的增加,受边底水双重影响,现已进入高吞吐轮次、高含水阶段,综合含水率达到92%以上,且大部分油井已水淹关井,区块开发进入快速递减阶段,为进一步提高区块采收率,通过加强水淹规律研究,结合单井采出程度及水性资料分析,查找剩余油分布规律,利用水平定向侧钻技术成功实现了水淹区剩余油挖潜,为区块的下步稳产奠定了坚实基础。     

边底水稠油油藏吞吐后期转驱研究

锦45块为辽河油田典型的中厚互层状边底水普通稠油油藏,2000年区块产量进入递减阶段,为了控制吞吐后期产量递减趋势,转换开发方式势在必行。在广泛调研国内外类似油藏转驱研究成果和现场实施效果的基础上,在锦45块开展了室内物理模拟研究和数值模拟研究,最终确定了锦45块于Ⅰ组推荐转连续蒸汽驱方式,预计最终采收率55．26％。     

卫城油田卫2块气顶边水油藏高含水期剩余油分布研究

随着油藏进入高含水的开发后期,剩余油分布越来越复杂,油藏的稳产和调整挖潜难度也越来越大。卫城油田卫2块是一个特殊的气顶边水油藏,目前该区块综合含水93.27%,地质储量采出程度29.77%,剩余可采储量的采油速度13.93%,已处于高含水开发后期阶段,稳产难度增大。针对卫2块较特殊的地质特点和目前高含水期的开发现状,对卫2块进行剩余油分布认识研究,确定油藏调整挖潜方向,使保持区块开发稳定。     

吉林油田木H区块综合稳产技术对策

木H区块是96年开发的老油田,区块大部分井产层单一,经过10年以上的开发,区块稳产形势日趋严峻。本文重点阐述了07年以来针对区块开发现状,通过精细注水,实施综合挖潜等手段,使区块产量递减得以减缓,开发形势得到较好的改善,稳产形势良好,区块基本实现了区块的良性开发。     

齐108块吞吐开采后期稳产技术研究

1999年齐108块进入产量递减阶段后,连续9a无新井投产,产量不断下降、吞吐效果逐渐变差。2009年以来,针对开发中暴露出的问题,通过精细地质研究,采取层系互换、两优一分、量化管理等综合治理措施,使区块综合递减率由2006年的23.54%下降到2010年的9.60%,检泵周期也相应地由425d延长至540d,区块开发效果得到明显改善,实现相对稳产。     

二次开发实现杜229块重新上产稳产

杜229块是辽河油田2008年二次开发试验区块之一,属典型的中厚互层状超稠油油藏,二次开发前可采储量采出程度已经达到90.13%,进入蒸汽吞吐后期,周期产油量与油汽比递减加大,通过开展油藏剩余潜力分析,落实油层平面及纵向动用状况,研究剩余油分布规律,进行区块二次评价,以水平井加密、蒸汽驱、SAGD等二次开发技术为主体,不仅实现了区块重新上产,而且有望实现区块采收率大幅度提高。     

杜229块多元化二次开发进展

杜229块是辽河油田2008年二次开发试验区块之一,属典型的中厚互层状超稠油油藏,二次开发前可采储量采出程度已经达到90.13%,进入蒸汽吞吐后期,周期产油量与油汽比递减加大,通过开展油藏剩余潜力分析,落实油层平面及纵向动用状况,研究剩余油分布规律,进行区块二次评价,以水平井加密、蒸汽驱、SAGD等二次开发技术为主体,不仅实现了区块重新上产,而且有望实现区块采收率大幅度提高。     

加密水平井提高老区采收率

在对杜229块蒸汽吞吐开发后期存在吞吐效果日益变差、剩余储量难动用等主要问题分析的基础上,运用油藏工程方法,开展提高剩余油动用程度研究与试验,运用老区二次开发方法,利用加密水平井挖潜手段,达到提高井间剩余油动用程度、实现区块稳产的目的。通过对杜229块加密水平井效果分析认为:加密水平井适用于老区挖潜,对提高区块采收率具有重大指导意义。     

提高杜229块北部低效区储量动用程度

杜229 块1998年投入开发,到2009年底区块采出程度达到23.50%,可采储量采出程度达到82%,经历了上产、穗产、递减三个阶段,目前进入二次开发阶段.杜229块西部兴,采出程度21.3%,采出程度相对较低,是挖潜的重要区域之一.杜32-兴H335井是杜229块西部兴,组的一口薄层试采水平井,针对该井首轮生产效果不理想,实施三元复合吞吐措施改善了杜32-兴H335井的试采效果,取得成功,为同类型油藏的二次开发提供了依据.     

三维地质建模技术在地质开发中的应用

欢2-14-16块大凌河油层为一套多油水组合的上倾尖灭边水油藏,经过30a的开发,已进入产量递减阶段,含水率不断上升,开发难度不断增大。为了改善区块开发效果、提高区块最终采收率,急需开展措施调整。为此,需要利用三维地质建模技术建立该块构造模型、储层物性模型、沉积相模型和砂泥岩模型,以便为下步开展措施调整提供基础数据。     

X区块二类油层聚合物驱注入参数优选

X区块二类油层目前已进入高含水后期开采,平均含水91.7%。油层水淹程度高,水驱调整难度越来越大,为了减缓产量递减,改善油田开发效果,初步计划对X区块注水开发10年后进行聚合物驱挖潜。通过数值模拟方法,研究该区块聚合物溶液浓度、不同聚合物用量对驱油效果的影响。结果表明:适合该区块的聚合物溶液浓度为1 200 mg/L,最佳聚合物用量为1 200 mg/(L·PV)。     

三维地质建模技术在地质开发中的应用

欢2-14-16块大凌河油层为一套多油水组合的上倾尖灭边水油藏，经过30a的开发，已进入产量递减阶段，含水率不断上升，开发难度不断增大。为了改善区块开发效果、提高区块最终采收率，急需开展措施调整。为此，需要利用三维地质建模技术建立该块构造模型、储层物性模型、沉积相模型和砂泥岩模型，以便为下步开展措施调整提供基础数据。     

欢127东块扩边新井生产效果评价

欢127东块自1989年投入开发,2007年区块二次开发,到2010年底二次开发已进入快速递减阶段。为减缓产量递减,2011年底重新落实了断层构造,在北部断层区域部署4口新井,取得一定效果,综合分析下步将采取组合注汽、防砂及工艺降粘等措施提高新井产量,改善区块开发效果。     

欢西油田锦607稠油区块蒸汽吞吐后期开发配套技术研究

锦607块位于辽河盆地西部凹陷西斜坡欢喜岭油田西部,目前已进入开发后期,区块稳产难度增大,我们在吞吐开发效果评价基础上,分析区块开发中的问题,通过优化注汽、大修侧钻、压裂防砂、动态监测辅助调补层等措施实现增油稳产的效果,区块增油稳产效果显著,取得了较好的经济效益和社会效益,并形成剩余油挖潜配套技术。     

卫城油田卫10块低渗富集小断块中高含水期层间挖潜研究

针对卫10块已进入中高含水开发期,区块综合含水上升快,自然递减居高不下等问题,在地层精细对比、构造精细解释、沉积微相、储层综合评价、剩余油分布规律研究的基础上;通过以中部封堵、拉大注采井距,边部加强平面及层间动用为主要治理方向的实施,提高了注入水利用率,提高区块分层动用程度,控制了区块含水上升速度,改善注水开发效果,探索出了一套适合中高含水期低渗透复杂断块油田剩余油挖潜治理的方法。     

喇嘛甸油田北西块控制产量递减的做法及效果

喇嘛甸油田北西块处于特高含水开发后期,所有开发区块已经进入后续水驱阶段,综合含水高,无效注采循环严重。本文以2019年开发形势为例,应用精细地质研究成果分析产量递减的原因,针对存在的问题症结,在注、采两端开展以优化细分注水、精细措施挖潜为主的结构调整,有效地改善了北西块水驱的开发效果,延缓了产量递减速度。     

开发152区块剩余油富集区实现稳产的技术研究

152区块是吉林油田英台采油厂英东高台子的主力区块,开采目的层为青山口组的高台子油层。该区块2002年4月份开发,9月份部署第二套井网,10月份产量最高达到864吨,之后进入快速递减阶段,自然递减4.33%,综合递减1.32%。为实现难采储量的有效动用,充分发挥储层改造的作用,提高现有压裂技术的水平,2010年上半年通过精心选井选层搞好措施挖掘剩余油潜力,实现了减缓两个递减的目标,在剩余油富集区域,对油层进行压裂改造,取得了良好的效果,为这部分难采储量的动用提供了技术基础。