姬塬油田罗1长8油藏合理注水方式研究

对于注水开发油藏,选择合理的注水方式进行开采,实现油田的稳油控水是关键。运用油藏工程、数值模拟结果结合生产动态,通过对低渗透油田罗1区块注水时机、注水方式、注水强度及水井分注等方面的研究,总结出适合该类油藏的注水方式,有效提高水驱效率、补充地层能量、减缓递减,实现油田高效开发。     

姬塬油田L1长8油藏周期注水技术研究及应用

姬塬油田L1区长8油藏自2007年采用菱形反九点井网投产,目前已到开发中期。区块主要存在储层非均质性强、微裂缝发育、平面剖面矛盾突出、常规注水调整效果变差等问题。针对储层特征及开发矛盾,本文采用文献调研、理论研究、油藏数值模拟相结合的研究方式,研究了不同周期注水方式的优缺点,结合区域生产动态,优化参数,开展先导试验。通过试验效果分析评价,初步确定了适应L1长8油藏的周期注水参数,对下步周期注水规模推广起到了较大的指导作用。     

姬塬油田长8油藏富集规律研究

三叠系长8油藏是姬塬油田开发的主力油藏,属三角洲前缘水下分流河道沉积,是长庆油田近年来快速高效建产的典范。该区长8沉积砂体平面上主要受物源控制,呈北东至南西、西北至东南条带状展布,岩石类型以岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩为主,粒间孔和长石溶孔是主要的储集空间。姬塬地区长8油层组临近长7生油凹陷,砂体规模大且连片性好、上覆良好盖层,成藏条件优越。     

姬塬油田耿271区长8油藏注水伤害机理研究

针对姬塬油田耿271区长8注水开发油藏投注初期注水压力高、或注不进水、后续注水压力持续升高等问题,对比分析了西峰、白豹、镇北、马岭等长庆油田其它同类油藏储层物性、注入水与地层水配伍性及注入水水质等影响因素,确定了姬塬油田耿271区长8油藏注水伤害的主要机理.     

姬塬油田耿271区长8油藏注水伤害机理研究

针对姬塬油田耿271区长8注水开发油藏投注初期注水压力高、或注不进水、后续注水压力持续升高等问题,对比分析了西峰、白豹、镇北、马岭等长庆油田其它同类油藏储层物性、注入水与地层水配伍性及注入水水质等影响因素,确定了姬塬油田耿271区长8油藏注水伤害的主要机理。     

低渗透长6油藏分层开发技术研究

低渗透油藏具有岩性致密、物性差、孔喉细小、隔夹层发育、非均质性强、天然裂缝发育等特点,严重影响了油田开发水平的提高。本文以D1油藏为研究目标,提出油藏分层注水调整策略,同时将研究成果应用到生产中,重新修正研究参数和成果,从而形成从理论到实践再到理论的一套适合低渗透油藏开发的分层注水技术模式,为分层注水技术政策的改进及在同类油藏的进一步推广提供技术支持。     

姬塬油田长9油藏酸化提液技术研究

经过近两年注水开发,姬塬油田长9油藏地层能量保持水平已逐步提高,在开发过程中,开始逐步出现堵塞特征,油井产量与储层物性、邻井生产情况不匹配,2013年重点试验了长9油藏酸化提液措施工艺,通过措施效果进行分析研究,总结经验教训,初步摸索出适合长9油藏措施的新思路新方法,为后期油田稳产提供依据.     

姬塬油田长8油藏综合调控技术研究

油房庄作业区长8油藏平面上的非均质性强,方向性严重,裂缝及大孔道发育、层间矛盾突出等特点,进而决定了局部区域见水早、边部低产井较多、部分注水井吸水剖面不均等严重问题,如何对长8油藏进行综合调控是决定该区域开发水平高低的关键,也是今后稳产的关键。从目前油房庄作业区长8油藏的生产动态出发,提出2011年稳油控水措施建议,旨在进一步提高油藏动用程度,为油房庄作业区长8油藏平稳开发提供保障。     

姬塬油田西部长8油藏圈闭及类型研究

圈闭是适于油气聚集、形成油气藏的场所,其形成条件决定着油气藏的基本特征。姬塬油田西部横跨陕北斜坡带及天环坳陷,构造简单,为一宽缓的西倾单斜,平均坡度小于1°,不发育大型构造,仅在局部地区发育因差异压实作用等形成的低幅鼻状隆起。受控于该区构造条件及沉积相展布等,可识别出岩性圈闭、构造-岩性复合圈闭以及由非渗透性砂岩对渗透性砂岩遮挡形成的物性封堵圈闭,这些圈闭为油气聚集提供了场所。     

温和注水方式在桑合油田的应用

在油田开发中,注水时机、注入方式及注入量对油田的开发效果有着相当重要的影响,确定合理的注水方式及注入规模对桑合油田高产稳产时间以及提高油藏采收率都十分必要。通过对桑合油田储层岩石特征、岩石敏感性试验分析,结合油田开发过程中取得的认识,认为提前注水、温和注水能够提高诸如桑合油田这类规模小、孔渗性好的复杂断块油藏的开发效果。     

子北油田贺家湾地区长6油藏超前注水开发分析

子北油田主力生产油层是长6油藏,属低孔、低渗、低压油藏,地下油水关系复杂,油井采用压裂投产,地层能量特别低,能量亏空严重,产量递减较快。为解决以上问题,通过对该区的地质认识,分析了注水开发的可行性及补充能量的必要性,探讨了注水时机及注水量的确定,为改善子北油田长6油藏开发效果提供借鉴。     

长期水洗前后双河油田储层微观特征变化规律

目前我国许多老油田相继进入高含水后期开采。由于长期水洗,储层微观特征发生了很大变化。以双河油田核三段油藏为例,充分利用大量的对子井资料,较深入地对比分析了长期水洗前后储层微观特征的变化规律。研究表明,经过长期水洗,双河油田核三段储层填隙物发生破碎和迁移,含量明显减少,微观孔隙结构总体变好,但因储层岩性、原始物性、井别的不同,其具体变化规律有所不同。     

胜利油区聚合物驱后注水技术政策界限研究

聚合物驱后转水驱阶段是聚合物驱油的重要增油时期，该阶段工作制度及相关技术政策研究尤其重要。分析了胜利油区聚合物驱转入后续水驱阶段注入和产出系统产生的相应变化，认清了该阶段生产特征及驱油规律，采用数值模拟手段。研究了聚合物驱后续水驱阶段相关技术政策界限，提出了延长后续水驱效果的保证措施。     

姬塬油田黄57区长8储层差异性分析

黄57区是姬塬油田勘探、评价以及开发的主力建产区块,长8油藏是黄57区开发的重点层系之一。随着勘探评价程度的不断加深以及开发实施效果的分析,发现黄57区出现产能差异相对较大的问题。从储层研究入手,分两个砂带重点开展岩矿特征、孔喉结构、物性特征等方面的差异对比研究,找出影响产能差异的主要因素,为下一步开展储层改造工艺技术攻关提供一定的依据。     

海上稠油油藏早期注聚压力与注聚时机研究

渤海油区属于典型的海上稠油油藏,目前水驱采收率不高,聚合物驱提高采收率潜力较大.鉴于海上油田开发平台寿命的时效性和开发投资的风险性,使得海上稠油油藏早期注聚时机和注聚压力特征不同于陆地油田中后期注聚.利用数值模拟手段和油藏工程方法,研究了渤海油区典型常规稠油油藏早期注聚压力特征、注聚时机及其影响因素;利用中心组合实验设计方法,建立了早期注聚压力变化与其影响因素之间的关系式.结果表明:海上稠油油藏早期注聚压力受5个因素影响,影响程度由大到小依次为聚合物溶液粘度、油藏渗透率、注入速度、注聚时机和原油粘度;注聚时机受原油粘度和油藏渗透率制约,原油粘度越大、油藏渗透率越低,注聚时机则越晚,渤海油区稠油油藏早期注聚的合理时机在含水率大于20％以后,极限注聚时机在含水率为10％.     

西峰油田白马中区长8段储层裂缝发育特点及水淹预测

西峰油田白马中区长8段为低孔低渗储层,该油田主要采用超前注水和压裂方式投产,致使储层中的隐裂缝开启。隐裂缝的开启一方面起到了油气运移通道的作用,另一方面使注水沿裂缝窜流,造成油井水淹。通过该区裂缝产生的应力场背景、岩心发育特征和特殊测井响应特征等研究对裂缝段进行了识别;根据常规测井系列深、浅感应电阻率的变化与测试结果,定量解释了西峰油田白马中区部分井的裂缝率,结合用生产动态资料判断的暴性水淹井和水淹井的来水方向,指出凡是由裂缝引起暴性水淹的井一般都遵循由低裂缝率到高裂缝率的规律。     

特高含水期井间非均质模式对注水效果的影响

在特高含水期,井间的非均质模式对注水效果有较大的影响。应用渗流力学理论,建立了一维两相流井间非均质数学模型,研究了特高含水期井间非均质模式对注水效果的影响。模型中,渗透率从油井向水井分为降低和升高2种情况;油井端含水饱和度低于水井端的含水饱和度。岩石和流体参数都划分为油井端、中间端和水井端3段。研究结果表明:特高含水期由于注水井端含水饱和度较高,而水相黏度较小,因此水井端渗透率变化引起的渗流阻力变化较小;水井端渗透率降低使油水井两端渗流阻力分布更均衡;特高含水期低注高采能获得更高的产液速度,油水流度的差异是引起这一现象的关键原因;高注低采可在油井端获得更高的压力梯度,从而能取得更好的开发效果。     

胡尖山油田安83区长7油藏层理见水机理研究

对工区储层特征及开发动态研究分析认为储层层间非均质性强、垂向渗透性差异大导致局部注水强度过大,高强度注水形成水力渗透破坏,沿层理面等薄弱面突进是该区见水的主要原因之一.由于储层层理发育,层理面或炭质、泥质条带与砂岩胶结面（薄弱面）是渗流的优势通道,当地层承压大于致密砂岩薄弱面破裂压力时,流体的压裂作用沿薄弱面发生,形成“层理裂缝系统”导致油井见水,且具有多方向性和连片性,较为合理的解释了目前工区多方向性及呈片分布的见水特征.