风城油田重18井区侏罗系齐古组三段低阻成因研究

风城油田重18井区侏罗系齐古组三段(J3q3)油藏类型为单斜构造背景下的岩性油藏,油层具有低阻特性。通过地质背景与岩石物理特征的详细解剖,利用岩电关系分析技术,揭示了油层的低阻成因机制,认为泥质含量高及黏土矿物附加导电作用、泥质夹层干扰是造成J3q3油层低阻的最主要原因;导电重矿物大量富集在局部层段,对降低油层电阻率也有一定程度的影响。     

重18井区J_3q_3层夹层分布对SAGD开发效果的影响

夹层的存在影响蒸汽腔的垂向扩展以及泄液,从而影响SAGD的开发效果。根据风城油田重18井区SAGD区J3q3储层夹层的电性、物性特征对其进行了划分,识别出夹层的物质组成,并进一步确定了夹层的分布范围。通过数模研究,分析了不同夹层位置和展布范围对SAGD生产的影响,注汽井上方夹层可导致蒸汽腔垂向发育减缓,注汽井和生产井井间夹层可导致无法形成有效泄液通道。与动态实例结合,证实了井间夹层对生产的影响大于注汽井上方夹层。该研究为SAGD效果分析、井位部署、措施制订等提供了技术支撑。     

CB油田K2c油藏低阻成因分析

油层异常低阻,在江苏油田尚属首次发现。探讨油层低阻的原因,对今后的油田开发具有指导作用。本文以类比方法通过对Ｋ２ｃ（白垩系赤山组）油层铸体薄片、润湿性、压汞资料、粒度分析、扫描电镜、Ｘ－衍射、总Ｆｅ含量等化验资料的分析,认真研究Ｋ２ｃ油藏的储层特征,并揭示出Ｋ２ｃ油层低阻的成因。     

现代试井技术在低渗透油藏开发中的应用

针对目前压力恢复试井在油藏评价方面出现的不足,研究综合测试技术与分析技术,进行低渗透油藏试井解释技术的优化选择,研究出一套适合长庆低渗透油田的常规试井分析和典型曲线拟合分析的综合试井分析技术方法,对于制定有效的开采措施、减缓油田的产量递减和制定有效的油田开发方案有重要意义。     

低渗透气田试验井区开发效果评价

苏里格气田苏10区块山1、盒8气藏为典型的低孔、低渗、低丰度、非均质性强的岩性气藏。充分利用了气藏动、静态资料,对该区块中北部基础井网较完善的苏10-34-32井区进行了生产特征研究、开发效果评价,为气藏下步合理开发提供技术指导。研究结果表明：气井目前处于降压稳产阶段,符合苏里格低渗气田的生产特点;气井合理产量为1．0-1．5×10^4m^3·d^-1;井口压力与时间的半对数呈直线关系、压降速率与时间呈指数关系;井间未出现干扰现象,600m×1200m井网具备加密的物质基础和经济效益。     

低渗透砂岩油藏开发主要矛盾机理及合理井距分析

低渗透油田开发效果比初期预测效果变差的原因，一是由于地层压力下降，上覆净压力相对增加而引起渗透率降低；二是储集层流态由拟达西渗流变为低速高阻非达西流。根据胜利油田低渗透油藏实际，定义了技术极限井距限井距概念；根据渗流流量方程和流速方程，结合室内实验确定的实验模型（临界驱替压力梯度）和现场资料，提出技术极限井距计算公式，以胜坨油田坨76块进行试算，计算结果比较合理。     

低渗透碳酸盐岩油藏的多分支井注水开发

阿曼Saih Rawl油田的低渗透shuaiba灰岩油藏是一个几乎未断裂的、大面积延伸的低起伏构造。渗透率受基岩控制且相对较低(1-10md)。油藏大约含有9000万立方米轻油(35&;#176;API)，油柱高度为15—30米。经济开采是从90年代初开始的，也就是在发现该油田20年后，可有效地使用水平井技术的时候。今天，在该油田的注水井网中已经使用了高达7个分支的多分支井。储层中的单井裸眼总长度已达到了11km。到2001年中期为止，已钻了166km生产裸眼井段和107km注入裸眼井段，有167个水平井眼，产油量高达9000m^3／d。最初的生产井段与注入井段之间的距离为250m，现已逐渐减小到60m，但仍满足经济标准。在2000—2001年，进行了一次油田开发回顾，以进一步寻找短期和长期的开发机遇。使用了一系列新的油藏管理工具以预测油藏对各种开发选择的响应。为了试验这些概念并实施广泛的数据采集，选定了一个先导试验区。最终，开始了实验室研究和可行性研究。通过回顾，确定了短期和中期活动的规划，包括将井距加密到40m，并在现有注入井内钻附加分支井眼。还确定了开发油田的翼部区域。然后，将在现有生产井中进行鱼骨钻井和反向注水的先导试验，同时设想了像堵水和二次压裂这样的波及优化方法，以达到50％以上的目标采收率。     

志丹油田Z72井区低阻油藏分层系开发对策研究

志丹油田Z72井区主力层位为长3、长4+5和长6油层,其中长33和长61为低阻油层,是典型的多油层砂岩油藏。近些年由于低阻油层识别和层间非均质性的影响,Z72井区稳产难度逐年加大,油田开发效益难以维持。通过开展低阻油层成因分析、测井识别方法和二次解释研究,在长3和长6发现了所遗漏的228个低阻油层。同时根据三维地质建模和数值模拟研究,明确分层系开发界限为层间级差大于5,层间压差大于3MPa。并优化了细分方案,长33-长4+52三套亚组为一套层系,长61-长62两套亚组一套层系的方案最佳。将原菱形反九点井网转化为两套大五点井网,通过对两套独立的井网进行综合治理,取得了良好的开发效果。     

薄油层提高采收率技术应用——以克拉玛依油田J391井区J_3q_3层稠油油藏为例

克拉玛依油田J391井区J3q3层稠油油藏油层厚度薄,为了实现油藏整体动用和提高采收率的目的,先后开展了稠油出砂冷采、水平井开发、加密调整及薄油层蒸汽驱试验等新技术应用。通过各种措施应用发现,稠油开采新技术能够提高薄层稠油油藏采收率,使全区油藏实现了整体经济有效开发,增加了油藏的可采储量。提高油藏采收率新技术的应用对J391井区J3q3层稠油油藏的稳定开发意义重大,对同类油藏开发具有指导或借鉴意义。     

低渗高凝稠油藏高含水期改善开发效果研究

牛心坨油层属于典型双重介质低渗裂缝性高凝稠油砂岩油藏。针对注水开发高含水期暴露出平面和纵向矛盾突出、层间动用差异大、措施挖潜难度大等问题,以钻井、录测井及开发动态资料为基础,精细油藏描述,搞清剩余油分布规律。在此基础上,进一步深化分层系开发调整方案,上层系实施层系归位、合理加大注采比,下层系实施多种形式注水、产液结构调整,区块产量快速递减趋势得到遏制,开发效果明显改善。     

浅薄层稠油油藏水平井开发实践与认识

介绍了克拉玛依油田四2区齐古组油藏的特征、开发过程和开采工艺,形成了一套较为适合的常规直井钻机钻浅层稠油水平井的钻井、完井技术工艺,实践表明,在浅层稠油利用直井和水平井技术进行开发,可大幅度提高单井产能和综合开发效益。     

姬塬地区低电阻率油层定量解释方法研究

姬塬地区低阻油层分布比较广泛,低阻、高阻油层在同井段同存,测井识别和评价难度较大。文中综合测井、岩心物性及毛管压力曲线等资料,结合姬塬地区长2低阻油层特征,建立相关地层参数计算模型,应用含水率来进行低阻油层定量评价。经23口井生产数据的验证,符合率较高,表明该方法适应于本区域。     

盐家地区新近系气藏特征及开发策略

综合分析表明,盐家气田具有构造起伏低,储层埋藏浅、压实程度低,以高孔高渗为特征:气藏以断块-岩性气藏和岩性气藏为主的常温常压气藏,气水关系复杂,气井自然产能低等特征;该气田开发应采取整体部署、分步实施的开发策略,同时在射孔原则和工作制度选择时要合理控制,生产前要进行先期防砂,以提高气藏资源的利用率。     

古城油田普通稠油油藏注水开发潜力研究

油田开发潜力研究是油藏工程研究的一项重要工作,是进行油田动态分析、编制油田开发及调整方案,确定挖潜方向的重要依据。通过经验公式法、水驱特征曲线法、预测模型法计算了古城油田泌123、124断块水驱采收率;并结合油藏实际状况,对计算结果进行分析对比后,选取了最为适合的油藏水驱采收率计算方法进行综合研究,最终确定出了泌123、124断块的开发潜力。     

超薄层普通稠油油藏开发实践与认识

针对井楼油田八区Ⅳ35超薄层普通稠油油藏特点,开展了精细地层对比研究,搞清了多物源油砂体平面展布规律和纵向叠置关系;以油层厚度和储层渗透率为主要指标对油砂体进行了潜力分类;据此完善了潜力区注采井网,通过适时实施间歇注水有效抑制了含水上升速度,采油速度达到了1.5%以上;开拓了超薄层普通稠油油藏注水开发新领域。     

川中地区须家河组气藏水平井开发效果浅析

通过须家河低渗气藏开发情况的研究,分析了须家河低渗气藏水平井开发效果的特点.实践表明,采取欠平衡/气体钻井与水平井钻井相结合、保护和暴露储层并重的开发模式,较适应该气藏的开采;同时,"低成本水平井+加砂压裂"可望成为有效提高须家河开发效益的开发技术.     

非达西渗流效应对考虑原油压缩系数低渗透油藏直井产能的影响

低渗透油藏普遍具有低孔、低渗特征,导致其油水渗流存在非线性和流态的多变性,使得流体的渗流不再符合经典的达西定律。考虑启动压力梯度、原油压缩系数和基于岩石本体有效应力理论的应力敏感效应的综合影响,推导出修正的低渗透油藏直井产能方程。以某低渗透油藏为例,力F究启动压力梯度、原油压缩系数应力敏感效应对其产能的影响。结果表明低...