魏315井区注采井网调整技术实践与认识

魏315井区位于魏岗油田四区Ⅴ断块的北部,被断层所夹持。通过对该区块的构造、井网控制及水驱控制状况认真细致的分析,取得了新的地质认识。为进一步提高该区块的井网控制程度及水驱控制程度,改善开发效果,提高水驱采收率,部署油水井6口。这些实践丰富了断块油田注采调整技术的研究,对于提高处于注水开发后期的断块油藏采收率有着重要的实践意义。     

水驱稠油油藏注水效果评价

本文阐述了曙1612块的基本地质情况及目前注水开发现状,并对区块的综合含水、存水率、含水上升率、水驱采收率等指标进行分析,分析表明曙1612块水驱采收率较高,综合含水控制较好,开发方案合理,开发效果较理想.对油藏的水驱 效果评价对于深化油藏开发规律认识,预测开发变化趋势,制 定下步开发调整方案具有重要意义.     

萨中油田南一区水驱精细注采比方法研究

萨中油田南一区水驱经过50多年开发侯,受套损影响,近32%的油水井出现井况问题,有采无注井比例达到了17.8%,如何在套损的影响下探索出高含水期水驱控制产量递减和含水上升的有效方法已成为我们开发管理的主攻课题。为此,2015年应用了精细注采比方法,实施了水驱精细挖潜,取得了水驱超产、"递减、含水"得到双控、套损区保持稳定的较好效果,为高含水期水驱精细挖潜和高效开发探索了有效途径。     

采油厂注水井防腐防垢技术研究

延长油田蟠龙采油厂的注水井基本上都是通过油井转注而实现的注水开发.注水区块为下坪区、贯屯区、王庄区、沙则沟区,注水层位为长2、长4+5、长6,水驱控制面积32.52km2,水驱控制储量1425.06×104t,注水区控制面积占开发动用面积的51.6％,水驱控制储量占动用储量61.66％.蟠龙采油厂注水井腐蚀结垢严重,管道、井筒频繁出现腐蚀穿孔,井筒多处漏失,管柱结垢导致注水流量不足,严重时注水压力上升,甚至造成水井封堵现象,注不进水.     

官15-2区块产液结构调整研究与做法

由于沉积相制约而形成的官15-2区块“顶部生物灰岩+底部砂岩”特殊的油层分布,该断块受储层大孔道影响,平面上水驱方向性强,纵向上层间矛盾突出。几年来通过转注、分注、调剖、补孔、酸化、提液等方式对该块进行了综合治理,虽然在开发实践中取得了一定的效果,但是随着区块开发时间的延长,层间矛盾日益加剧,通过调整产液结构的研究与实践,大大地提高了油藏的开发水平。     

中高渗砂岩油藏二次开发研究及应用实例

L区块断层发育,构造复杂,纵向非均质性严重,层间矛盾突出,制约了油田开发水平的进一步提高。通过应用新的三维地震解释资料对构造进行精细解释,建立新的对比原则和对比方法,对断块构造及储层发育有了突破性认识,在此基础上对剩余油分布进行进一步研究,实施了以井网调整及整体调驱为主要手段的开发试验方案,达到了完善断块二次采油井网、提高水驱采收率、改善油田开发效果的目的。     

浅谈过程监督在油田调驱施工中的作用

文中油田经过30多年的长期开发和多次注采调整,已进入高含水后期开发阶段,主力油层水淹严重,剩余油分布高度复杂零散,油井上普遍表现为高含水、特高含水,部分油水井间形成窜流或水流通道,导致注入水低效循环,水驱效果变差。为提高注入水波及效率,改善水驱效果,从2000年开始,先后在文10块、文25块等实施了"交联聚合物、预交联颗粒凝胶、多功能复合凝胶"等多种调驱工艺,使调     

稠油油藏开发后期转火驱的可行性研究

G2块自投入开发至今已有30余年,经历了天然能量、蒸汽吞吐、注水等几个开发阶段。本文针对注水后的稠油油藏G2块,存在的纵向动用差异大、水驱方式开发潜力有限、区块开发采收率低等问题,提出转换方式迫在眉睫。通过开发方式粗筛选、相似区块类比（相似区块火驱开发效果较好）、油藏工程计算、物理模拟和数值模拟等多种方法研究,综合分析认为火驱方式是G2块未来较可行的开发方式,达到进一步提高油藏采收率的目的。     

采收率提高1.5个百分点的背后

<正>通过整体治理,文中老三块自然递减率连续三年控制在10%以内,采收率提高1.5个百分点,投入产出比1:1.57,为高采出程度油藏提高采收率蹚出新路。"文10块、文15块和文25块东经过三年调整,水驱控制和动用程度分别提高7.21和3.85个百分点,标定采收率提高1.5个百分点。"中原油田采油一厂总地质师郝振宪说。文10块、文15块和文25块东是最早投入开发的区块,被技术人员称为文中老三块。1979年投入开     

A区块复合离子调剖剂调驱方案优化及其应用

针对A区块注聚期内聚合物过早突破地层、油水井间形成低效或无效循环问题,为了提高A区块整体开发效果,对复合离子调剖剂调剖机理进行了研究,并对调剖半径、调剖段塞、调剖剂注入方式和调剖时机进行了优化。结果表明,调剖半径为45～56 m,采用调剖段塞与聚合物驱油段塞交替注入、分层调剖、早调剖可获得较好的调驱效果。研究结果应用于7口实验井,调剖措施后A区块48口油井获得了较好的增油降水效果,平均单井增油2.9 t,累积增油6 640 t,投入产出比1:3.71。     

DT区块水驱开发效果评价

本文从DT区块的水驱储量控制程度、水驱储量动用程度、可采储量、存水率、含水率及剩余可采储量采油速度等水驱开发指标入手,并与标准指标进行对比分析,总结出区块取得较好的开发效果的原因,并以此指导区块下步调整方式,为油田稳油增产提供保障.     

地质导向钻井技术在深层煤层气井中的应用

我国煤层气资源丰富,煤层气的开发不仅可以调整能源结构,还可以从根本上防止煤矿瓦斯事故。目前,韩城区块已成为重要开发区。韩城区块的开发大多限于浅层,且单井产量不理想,还有大量深层煤层气有待开发。为实现这一目的,需要开发深部煤层气。水平井可以提高煤层开发率,实现增产目标。提高水平井钻遇率需要通过精确的地质导向钻井技术。深层煤层气水平井的钻井工艺、地质导向技术在韩城区块内取得了良好的应用效果,为进一步规模开发奠定了基础。     

M油田A区块三元复合驱主段塞前合理注入压力探讨

本文主要借鉴分析了M油田B区块三元复合驱较好的开发效果,对三元复合驱开发初期合理注入压力进行了研究分析。研究表明：在空白水驱阶段,注入井的压力越低,周围采出井的最终受效状况越好;前置聚合物段塞末期,注入井压力较空白水驱末期升幅在3-4MPa之间,周围采出井受效状况最好。在水驱空白期和前置聚合物段塞期,采出井流压控制在2-3MPa时,采出井的单位厚度累计产油量、最大含水降幅达到最大值。     

沈84-安12块深部调驱技术研究与试验

面对沈阳油田中高渗砂岩油藏沈84-安12块注水井段长、水驱动用程度差的现状,2010年在股份公司及油田公司的支持下,在沈84-安12块开展了深部调驱技术研究与试验工作,深部调驱试验以“三分四重四结合”为工作思路,优选开发断块,细分开发层系,优选配方体系,按照“研究、试验、推广”三个层次逐步推进,在实施过程中坚持“五个结合”和“三个精细”,实现了高凝油油田四级断块稳产和综合开发水平的提升。     

水驱砂岩油藏深部调驱技术研究

深部调驱是水驱砂岩油藏二次开发主导技术,是水驱开发末期探索低成本开发方式、进一步提高采收率的有效手段,文章从油田稳产需求出发,打破思维定势,创新建立深部调驱关键技术,积极推进现场实施,为水驱砂岩油藏持续稳产提供技术支撑。     

低渗透油藏提高采收率研究

W油田A井区潜42下油组砂体注入水单向突进,主流线井暴性水淹,侧缘井长期注水不见效,水驱效果差,另受井损影响,井网破坏严重,井网对储量的控制程度降低,导致注采调整困难,开发效果变差,通过对地质特征再认识、精细小层对比,精细构造研究,进行储量复算,研究注水推进方向、压裂裂缝方向、摸清剩余油分布规律,认清合理井网井距等合理开发对策,依靠钻新井、转注等措施手段挖潜剩余油,最终达到提高采收率的目的。     

特低渗透油层污水处理工艺技术分析

大庆油田目前水驱、聚驱、三元复合驱并存,新建产能多为特低渗透油层。含油污水处理工艺复杂,难度大。目前部分含油污水"5、1、1"处理站出水水质不稳定,无法达到相应标准。文章以杏四~五区南块扶余油层聚杏北四扶余污水精细处理站为例,进行污水处理工艺技术的选择及经济成本分析,为今后含油含聚污水"5、1、1"处理站工艺流程提供借鉴。     

白153区微生物活化水改善水驱技术应用效果及下步攻关方向

本文通过对微生物活化水改善水驱技术机理的研究，从室内研究分析、现场应用效果等方面做出评价。对白153区3个井组进行试验，对比油井微生物活化水改善水驱技术与常规注水开发的效果，并根据现场应用情况提出下步攻关方向，将地质与工艺相结合，理论与实践相结合，从而提升油井采收率，延长油井免修期。     

外国石油公司动态

雪佛龙获准开发委内瑞拉海上油田 委内瑞拉政府批准了雪佛龙开发和销售Plataforma Deltana海上项目2区块天然气的权利。雪佛龙和委内瑞拉国家石油公司（PDVSA）的合资公司为Deltana项目2区块和3区块的投资商，雪佛龙在该项目中占有39％的股份，项目的探明储量为7万亿立方英尺。     

双229区块油气集输工艺技术

双229区块为辽河油田新开发的稀油区块及普通稠油区块,该区块已建设施整体布局为三级布站方式。随着工艺技术发展,该区块三级布站方式已不适应生产需要,因此对双229区块采用平台计量、串接集油、一级布站、脱水就地回掺,无人值守的生产方式,解决站场负荷率低,吨油成本高等一系列生产问题。