MM油藏单井产能预测方法及其评价

产能是未动用储量评价的核心,产能预测是编制油田开发规划部署、进行开发方案设计、开发动态分析、油井配产及开发方案调整的重要内容。准确预测单井产能是合理开发油藏的重要决策性因素。本文以MM油藏为例,根据三叠系油藏开发井在油层改造方式和规模相近的情况下,采用5种方法对产能进行分析和预测,然后将这5种方法的预测结果进行对比分析、筛出,最后得出MM油藏的产能预测值。     

普通稠油注水开发井网井距数值模拟论证

A区域储层基本呈南北向席状分布,试井解释也得到同样认识,而且砂体分布均匀,物性好、含油面积小。所以在方案设计中正方形井网,南北向排距等于东西向井距。井网形式应依据砂体展布情况决定,井距根据单井控制储量、稳产时间等开发指标来确定。     

特低渗透油田注水井储层伤害因素分析

随着勘探开发技术的提高,特低渗透油藏投入开发的比例越来越大,但是开发过程中却碰到了越来越多的问题,例如,储层易受伤害,注入压力不断升高,水井注不进水就是问题之一,针对这种情况,以X特低渗透油田Z储层为例,通过室内实验确定了注水过程中导致储层伤害主要有以下几种类型：①注入水中的机械杂质形成的堵塞;②注入水与储层岩石的不伍性;③注入水与储层流体的不配伍;④注入水中备种细茵对储层伤害。     

整体调驱稳产技术在中原油田文十西块的应用

文10西块属中渗复杂断块油藏,目前已经进入特高含水开发阶段,含水高达96.6%,地质采出程度达到42.8%。针对文10西块含水逐年上升,递减进一步加大的开发形势,结合油藏特点,优选区块内储层发育好且与油井连通性较好的水井,同时筛选出适合区块的调驱剂进行整体调驱。整体调驱实施后,区块产油量保持稳定,综合含水与上年相比从96.6%下降到96.3%,含水上升速度得到控制,达到了控水稳油的目的,使得区块开发形势好转。     

侏罗系延安组底水油帽油藏控水压裂技术研究

本文在认识侏罗系延安组底水油帽油藏储层地质特征和工艺特点的基础上,介绍了控水压裂技术的基本原理,深入研究了该项技术成功的关键和影响因素,并结合实际应用情况进行了分析与总结。     

深层稠油开采技术的应用

稠油开采的关键是降粘、降摩阻、改善流变性。针对中原油田文16块S3中7油藏深层稠油高粘、高盐、高凝的特点,从套管掺稀降粘、双通空心杆循环加热、地面伴生气加热等方面进行了集成技术的应用和完善,有效地解决了深层稠油开采难的问题,取得好的开采效益。     

完善测井解释模板提高储层认识

利用岩心分析资料重新建立文10块沙三中4测井解释图版,从纵向和横向对文10块沙三中4储层深入剖析,认为具备储油条件。研究结果表明:沙三中4储层孔隙度最大值为19.99%,最小值为13.14%,平均值为16.09%;渗透率最大值为23.56×10-3μm2,最小值为3.12×10-3μm2,平均渗透率为11.07×10-3μm2,含油饱和度最大值为68.19%,最小值为24.2%,平均含油饱和度为51.94%。圈定含油面积0.74km2,容积法计算地质储量为23.56×104t,可采储量为10.83×104t。物性相对好的区域位于北部构造高部位,由北向南,逐渐变差。     

MM区块油藏三维地质建模

地质模型指的是能定量的表示地层地质特征以及油藏参数三维空间分布情况的数据体。这个数据体不仅要求要忠实于有井控点的实际数据,而且还要对井间的数据作一定精度的插值。最终得到能尽量准确的反映地下储层物性特征以及沉积特征的模型,为我们后面进行认识和开发油气藏打下基础。