北三西东块数值模拟研究

高含水期油田开发与调整的基础是搞清剩余油的分布,剩余油总体上高度分散,局部还有富集部位,为了定量描述北三西东块剩余油的分布情况,预测区块开发指标变化规律,开展了北三西东块剩余油分布数值模拟工作.通过数值模拟程序的反复运算最终给出研究区各层系目前剩余油分布图,为进一步挖潜剩余油提供依据.可以总结出剩余油的分布与油藏各开发阶段的井网完善程度密切相关,剩余油分布取决于注入水的侵入速度,注采井网,储层渗透率等因素,井网和注水状况决定了剩余油的分布范围,油层的渗透率决定了剩余油的分布位置.     

分支水平井钻井技术

针对辽河油田欢喜岭油区典型的岩性构造油藏结构，对区块内部井网控制程度高，水淹严重等特点，在油藏精细描述的基础上，对区块直井生产特点进行详细分析，采用三维地震、数值模拟等技术对分支水平井开发可行性进行综合研究，优选出剩余油地区进行分支水平井开发，取得了很好的效果，提高了薄层稀油难采储量的动用程度。     

常规测井资料在油田勘探开发中的应用

储层内部流体赋存规律,利用"层内、层间、井间"三层次对比分析法,利用测井资料分析地层的岩性,判断油、气、水层,计算孔隙度、饱和度、渗透率等地质参数。分析储层特征、流体参数及工程参数等对测井相应影响的基础上,提出了运用关键井研究技术,采取常规测井资料结合地质、录井、生产动态等资料的综合判识方法,提高解释结果精度,并以某油气田为例进行效果分析,证明了该方法的有效性。     

卫229块层间精细注采调整实施及效果

卫229块到2014年底,综合含水86.8%,采油速度0.84%,地质采出程度30.52%,自然递减10.09%,出现了井况变差、注入水优势渗流方向不清、分层动用差异大。对此开展了层间精细注采调整,充分发挥各类储层开发潜力,达到提高储量控制和动用程度,保持油藏稳产。     

三维地质建模技术的研究与应用

针对萨北开发区井网密度不断加大、剩余油分布高度零散的实际情况,二维的砂体沉积相带图和构造图已不能满足特高含水后期工作的需要.充分利用三维可视化建模软件的功能,描述密井网条件下的精细构造特征和砂体发育特征,揭示储层厚度、渗透率、孔隙度等属性数据的分布状况,为寻找剩余油富集区提供地质依据,并为油藏数字化工作探索出一条切实可行的方法.     

子北采油厂低产低效井治理初探

子北采油厂三叠系延长组储层属于典型的低渗透率、低丰度、低产、高含水的“三低一高”；油藏，由于低渗透油田的客观地质特点，造成了开发过程中的诸多突出矛盾。随着开发时间的延长，已开发老区块措施增油潜力逐年变小，选井选层也越来越困难；新投产区块有效含油厚度越来越薄，储量丰度越来越低，油层物性逐年变差。从而导致了低产低效井逐年增多，已成为制约子北采油厂开发整体效益提高的重要因素。本文在现场调查的基础上，结合子北采油厂的实际情况，明确了低产低效井的定义，并对低产低效井进行了细致的分类，深入系绞地分析了不同类型低产低放井的成因，提出了通过压裂、堵水、转注、关井、捞油、吞吐治理低产低效井的对策     

胜二区沙二9-10砂层组油藏数值模拟研究

钎对胜二区沙二9-10油藏储层层间、层内非均质性严重,开采不均衡;井况差,井网完善程度低;地层能量低,压降大,依据油藏类型和渗透机理建立了该油藏数值模型,在精细油藏描述的基础上,通过对开发动态进行历史拟合,分析了剩余油的分布特征及其控制因素,提出了合理的调整方案,为高效开发该油田提供了技术支持和决策依据.     

致密砂岩储层

致密砂岩储层与常规砂岩储层相比具有岩性致密、低孔低渗、气藏压力系数低、圈闭幅度低、自然产能低等典型特征。按照我国标准，致密砂岩储层有效渗透率孔隙度r≤10％，且具有较高毛细管压力，束缚水饱和度和孔隙度之间存在负相关关系。该文将从致密砂岩储层特征、储层成因类型、储层物性影响因素三个方面对致密砂岩储层做一个简要论述。     

应用配套技术改善边底水稠油藏吞吐后期开发效果

边底水稠油油藏开发后期，水侵成为影响蒸汽吞吐效果的主要因素。我们对断块进行精细研究，通过利用新井的电测解释结果、各种监测资料，结合动态分析，开展水侵规律及剩余油分布规律的研究，从而有效地实施剩余油配套挖潜技术，达到改善开发效果的目的。     

综合地质研究,实现复杂断块产能接替

锦45-7-14块构造上位于辽河盆地西部凹陷西斜坡上台阶的东北末端。含有面积0.7Km2,1995年上报探明石油地质储量305×104吨。其油层发育特点是油层单层厚度小,平面上起伏较大,连通性较差。随着开发的深入,开发矛盾越来越大,开发效果逐年变差,为了提高储量动用程度,提高采收率,我们开展了以油藏精细描述为手段的地质特征再认识,并在此基础上开展了调整井部署工作,从而对整个区块实施规模化挖潜,见到了较好的效果。     

卫22块高含水开发期稳产技术

卫22块1982年投入正式开发,到2008年底综合含水89.5%,采出程度46.2%,自然递减29.25%,出现了井况变差、注入水优势渗流方向不清、分层动用差异大,自然递减明显加大的问题。对此开展了精细油藏描述、剩余油分布规律及稳产方案研究。通过进行分层调、堵、解、压等配套措施,把注采完善和提高层间动用相结合,提高二三类层、强化一类层动用,充分发挥各类储层开发潜力,达到提高储量控制和动用程度,保持油藏稳产。     

注氮气在稠油热采中的应用研究

克拉玛依油田九区稠油油藏由于原油黏度高,埋藏浅,地层温度低,天然能量不足,随热采吞吐轮次增加,采油速度降低,存水率升高,油气比下降。为提高稠油开采效果,由北京中石恒石油技术有限公司承担完成《克拉玛依稠油注氮气辅助蒸汽吞吐效果机理的数值模拟和物理模拟研究》确定油藏物性界限条件、氮气注入方式及合理的注采参数与时机,在九五区,九八区和风城重32井区都开展大量稠油注氮气辅助蒸汽吞吐工作,以J230井区为例在08-09年共实施措施453井次,有效率为85.3%,累计产油7.58x106t,投入产出比1∶3.75,注氮气应用取得了显著效果,为稠油吞吐提高采收率提供了一条有效方法。     

草13区块注水水质与油藏配伍性研究

一．概述 草13块是乐安油田西区的主力断块。草13沙四段含油面积4．8km2,地质储量869&;#215;104t,共分3个砂层组31个小层。储层岩性主要为粉细砂岩及粉砂岩,纵向为砂、泥岩薄互层,岩性混杂、疏松,非均质性严重,储层胶结类型为孔隙式或孔隙接触式胶结,胶结物为泥质和灰质混合物,容易出砂和发生油层堵塞。目前注水水质超标严重,已经严重制约了区块的开发效果,有必要开展注水水质与油藏水质配伍性研究,制定适合油藏特点的水质标准。     

聚驱数值模拟方法在萨北开发区过渡带的应用

本文通过对ECLIPSE软件聚合物驱油方法研究,选取东过一条带缩小井距聚合物驱油试验区,利用数值模拟优选聚合物浓度、用量、注入速度等注入参数,并对最终优选方案进行指标预测,为改善试验区聚合物驱开发效果提供依据。     

萨北油田过渡带地区聚驱井网方式优化研究

聚合物驱油技术作为挖潜剩余油的重要手段之一，已经逐渐成为了一项成熟的驱油技术，随着萨北油田进入特高含水期，剩余油分布零散，由于井距过大，井网对砂体的控制程度较低，以及过渡带的特殊性等诸多原因，决定了该地区进行聚合物驱对井网井距有特殊要求。合理的井网井距是聚驱开发的基础和前提，井网井距的确定必须最大程度地适应油层地质特点，提高井网对砂体的控制程度。为使该区域聚合物驱能达到更好的开发效果，利用精细地质研究及数值模拟研究成果，在以提高最终采收率为前提，综合井网对砂体的控制程度、单井注采能力、后期调整的可行性等多方面因素进行对比优选。通过对合理注采井距及井网方式的研究，为进一步拓宽特高含水期稳油控水挖潜思路，及改善过渡带地区的开发效果奠定了基础。     

哈得1-4双台阶深水平井钻井液技术

塔里木哈得1-4H井完钻井深5521m,油藏厚度薄,约0.3-2.0米,适合钻双台阶水平井准确开发不同的油层。该井地质情况复杂,易造成泥包钻头、卡钻、井漏、井塌等井下复杂情况。介绍了开发这种超薄油藏的双台阶深水平井的聚合醇-正电胶-聚磺混油钻井液体系和维护处理技术。     

贝14布达特群油藏水平井开发适应性研究

通过对贝14断块布达特群油藏的地质情况和开发特征的分析,研究了油藏在目前井网情况下水平井开发的适应性,结果表明油藏不再适宜用水平井开发。为了达到为苏德尔特油田潜山油藏的水平井井网开发提供参考的目的,之后研究了在油藏未开发情况下水平井井网开发的适应性,结果表明油藏也不适宜用水平井井网开发,且由于油藏天然裂缝的发育,周期注水能比持续注水起到更好的效果。     

数值模拟技术在沙北油藏动态调控中的应用

本文应用数值模拟辅助历史拟合软件,实现了数值模拟技术在油藏动态调控中的应用。通过地质参数调控,对沙北油田开发不同阶段的预测进行区块、井组、单井三级定量评估;对模型参数进行优化,使得动态研究人员对井组、单井的调控工作有一定的了解和把握;综合动静态认识,为油藏配水配注、选择合理流压等提供依据,从而达到对油藏动态进行调控的目的。     

萨北开发区密井网储层精细描述技术

本文利用储层层次分析理论和模式预测描述法.以萨北开发区二类油层萨Ⅱ13+14为例,在北三西南块新钻二类油层聚驱井的有利条件下,对储层进行精细准确的分级描述,垂向上细分沉积单元,并对砂体井间连续性、几何形态与边界位置、厚度与渗透率的平面非均质性采用模式化预测性描述,为剩余油分析提供了可靠的地质依据,也为油田高含水后期三次加密调整、三次采油以及各种挖潜措施取得良好效果奠定基础.     

高升油田漏失井挤灰技术研究

随着高升油田进入中后期开发,由于油藏、地质、工程等条件的变化及油水井的自然老化、各种增产、增注措施的实施,导致油层漏失、窜槽等现象普遍存在。另一方面进入中后期开发后,油层的层间层内矛盾突出,层与层之间渗透率,孔隙度不均,给挤灰封堵带来很大困难,其表现为封堵成功率低,工作量大,占井时间长,成本高消耗。为此,我针对漏失井挤灰封堵失败的原因进行分析,并提出一种先期堵漏,再进行挤灰封堵的漏失井挤灰技术,以提高在高升油田漏失井挤灰的成功率。