冷家油田特稠油油藏边底水综合治理技术

冷41块、冷42块是冷家油田稠油生产的主力区块，油藏属于深层块状边底水特稠油油藏，边底水活跃，在蒸汽吞吐开采过程中，边底水的侵入始终伴随着油藏开发的全过程，随着蒸汽吞吐轮次的增加，油井水淹现象进一步加剧，区块产量受到很大的影响，边底水侵入成为影响区块开发效果的重要因素。     

边底水油藏合理生产压差优化方法

边底水砂岩油藏在开发过程中,在无水采油期、油井临界产量等内容方面,有较多的研究,但却缺乏油井见水后合理生产压差的优化方法。本文在系统试井方法的基础上,将油藏作为研究对象,依据油井综合含水率上升的特点,将其分为几个阶段,并分析每个阶段中,含水上升率和生产压差之间的关系,从而确定在含水率的不同阶段,油井合理生产压差的优化方法。     

华庆地区侏罗系油藏见水主控因素研究——以F油藏为例

F油藏2015年投入开发,近年出现18口含水上升井。平均含水由15.0↑59.9%,日均影响油量39.5t,油井含水上升导致油藏递减快,稳产难度增大。文章主要通过油藏构造、底水厚度、生产过程中生产压差及采液强度对该区块见水的主要原因进行分析。     

海上含水油层蒸汽吞吐优选

Y油田为低幅度气顶边底水普通稠油油藏,发育多套油水关系组合,油井带水生产,蒸汽吞吐试验取得较好的开发效果,受海上生产条件的限制,无法达到全块规模实施,需要优选实施井,通过对单井效果及边底水侵入情况的研究,优化实施顺序,达到全块高效开发的目的。     

黄沙坨油田氮气驱先导试验效果分析

黄沙坨裂缝型块状边底水油藏经过13年的开发后,受底水暴性水淹影响,油井水淹严重,油田处于低速、低效开采状态,开发形势异常严峻.针对这一问题,优选小12-13井组作为试验井组,开展氮气泡沫驱先导试验,井组见到了良好的增油效果,日增油9t,含水降低4.4％,阶段净增油1155t.氮气泡沫驱试验的成功开展对同类裂缝型油藏的开发具有参考价值.     

裂缝性潜山变质岩油藏的合理生产技术对策——以鸭儿峡油田志留系油藏为例

裂缝性潜山变质岩油藏的生产特征复杂,以鸭儿峡油田志留系为例对该类油藏的开发特征进行了分析。结果表明,油藏开发过程中高产井产量递减速度快、累积产油量高、持续时间长,低产井生产状态不稳定,注水初期油井见效明显,油藏含水变化复杂。油井转注、分层酸化压裂、卡水和深抽提液措施实施后油井含水下降,产油量明显上升,显示出良好的开发效果,为后期稳产提供了坚实的技术保障。     

海上油田水平井分段开采技术

利用水平井开发的油藏类型已从单一的砂砾岩稠油油藏扩大到非稠油的边底水断块油藏、裂缝性油藏、整装高含水油藏、地层不整合油藏和低渗透油藏等,从老油田挖潜转向新区产能建设和老区调整,特别是在油田高含水后期挖掘剩余油中发挥着越来越重要的作用。水平井采油技术也由过去的全井段合采发展成为水平井段分段开采和分支井的不同井眼选择性开采技术。水平井分段优化技术可对水平井进行分段优化,并可对生产状况进行预测。     

提高低速低效高含水油田采收率的水平井配套新技术

介绍了辽河油田利用水平井技术,重新开发长期处于濒临停产的低速低效油田—新海27块的二次开发试验及推广应用过程。该区块属于层边底水构造的低含油饱和度油藏,利用水平井开发,通过采取水平井高效注汽、合理的机泵配套举升工艺技术、电热杆加热降黏、水平井堵水和酸化解堵等方式,以及控制生产压差等措施,有效地抑制了底水锥进和产层出砂,降低了区块的综合含水,提高了油田采油速度,改善了开发效果,提高了储量动用程度及采收率。     

安塞油田坪桥区长2层含水上升规律研究

本文通过对坪桥区长2油藏含水上升规律的研究,分析了常用含水预测方法的特点,研究了边底水油藏含水上升规律,分析影响含水上升的主要因素提出了控制含水上升、改善水驱开发效果的一些建议,对指导该类油藏的开发将产生积极的效果。     

“比”出来的精彩

<正>西北油田分公司塔河采油一厂管理着碳酸盐岩缝洞型油藏、大底水块状砂岩油藏、弱能量边底水薄层岩性油藏、小规模凝析气藏四大类油藏。多样的油藏类型和复杂的油藏特征,使油田高效开发面临着巨大的挑战。在油田从快速上产到持续稳     

辽河海上油井分层开采技术

目前辽河海上葵东油田探井试采主要采用单井或小型井组平台生产,采用7″套管完井,电泵管柱多层合采。由于葵东油田油井油、气、水关系复杂,层间矛盾突出,边、底水活跃,多层合采,边水锥进造成油井水淹,因此,该区块有必要考虑分采。本文根据生产实际,分析了开展分采技术的必要性,并充分考虑该油田油藏特点、海工装备等具体情况,提出7″套管井分采技术方案。对该区块合理有效开发提供技术支持。     

水平井应用及其适应性分析

水平井技术在国内油田开发生产中运用的越来越广泛。由于水平井生产井段长、生产压差小、泄油面积大、驱替速度均匀等优点,在非常规油气藏的开采上有着直井无法比拟的优势。本文旨在对水平井在稠油油藏,薄层油藏,低渗透油藏以及边底水油藏的生产效果及适应性进行分析,为水平井技术的研究提供参考。     

不同类型稠油油藏蒸汽吞吐开发规律研究

胜利油田地质条件复杂,油藏类型多,以胜利油田稠油油藏实际生产中的注汽和采油等开发数据为依托,根据油藏地质特征,建立了一套系统划分稠油油藏类型的标准,并总结分析了不同类型稠油油藏周期生产时间、油汽比、产油量及含水率等开发指标的变化规律。边底水能量和原油粘度是影响稠油油藏开发的两个重要因素。边底水能量大,原油粘度低,油藏周期生产时间长,产油量高,油汽比高。     

延安组油藏中高含水期合理注采比预测方法研究——以安塞油田A油藏为例

安塞油田延安组A油藏是典型的构造-岩性油藏,具有一定的底水和边水天然能量驱动特征,进入中高含水开发期后,稳油控水难度加大。为维持年产油量合理增长的要求,结合油田矿场实际生产数据,建立以油田产能递减规律-甲型水驱特征曲线-翁文波的Logistic旋回模型相结合的确定合理注采比的一套方法,并根据历史开发动态进行调整。通过2016年数据拟合结果和实际生产数据对比,该方法对于确定延安组油藏中高含水期油田的合理注采比有一定的指导意义和实用价值。     

南堡2-3区浅层高含水提液研究

南堡2-3区浅层隶属于南堡2号构造2-3区,其属于高孔高渗复杂断块背斜油藏,具有天然能量,目前处于天然水驱方式开发。由于断块边底水推进作用造成含水上升,产量下降。面对无注水的开发方式,应用相渗曲线和无因次采液、采油曲线,寻找合理的提液时机,增大油井的扫油面积,提高油藏的采收率,为天然水驱开发稳油控水提供了指导依据。     

杨19油藏东部初期注水开发效果分析

绥靖油田杨19区块延9油藏东部具有埋藏浅,砂层厚,岩性单一,边底水有限的特征,是以构造为主的岩性—构造油藏。前期利用自然能量开发,地层能量下降迅速,为了实现油田稳产、高产,提高油田最终采收率,自2009年9月起对油藏进行注水开发,开发过程不断探索、不断精细注采调整,目前已取得良好效果,并在调整过程总结了一些经验,对西部油藏开发提供了理论上的依据。     

CO_2吞吐技术在板桥油田的应用

针对板桥油田常规稠油边底水油藏出现的含水上升速度快、产量递减大的实际问题,在该断块开展了CO_2吞吐技术先导试验,有效改善了区块开发效果,阶段累积增油1051吨,阶段减少采出水6.1万方,大大节约了采出水采、输、注、处理费用,取得了明显效果,为同类油藏提高采收率探索出了一条新途径。     

底水油藏出水规律影响因素研究

油田在开发生产之后,随着生产的进行,没有外来能量的补充,地层压力不断降低,从而影响产量,因此必然要采取外部补充能量的方法,使油田持续高产稳产,提高油田最终采收率。油田在注水开发过程中,注入井的注水时机等因素都对油井的出水有很重要的影响,因此研究油气田底水油藏的出水规律,就必须研究不同注入井的注入时机等因素对生产井出水规律的影响和不同堵水时机等问题。     

利用水平井改善难采稠油底水油藏的开发效果研究

由于稠油底水油藏中油水粘度相差大,如果采用直井开发,生产压差小导致低产,加大生产压差又会导致底水的快速锥进,油井很快水淹,使得多数稠油底水油藏的开发处于停滞状态;若利用水平井的生产压差小、泄油面积大的优点,可有效避免底水锥进,提高单井产能,并从根本上解决此类油藏的开发难题。本文以大港孔店油田孔102断块为例,利用三维地质建模和数值模拟技术对该油藏的开发方案进行了优化研究,认为水平井开采此类油藏具有优势,并对水平井的各项参数进行了优化设计。先导实验井孔H1井的成功实施为该断块下一步的调整、挖潜打下了坚实的基础,并且对同类难采油藏的开发具有一定的借鉴意义。     

水平井产液剖面测试技术研究与应用

水平井开采技术已是油田开发的主要方式之一，水平井在生产过程中由于受油藏边底水和油层非均质性的影响，导致油层段动用不均、含水升高，研制开发了水平井产液剖面测试技术，该技术可以准确监测出水平井水平段动用情况，得到了整个层段的产液、产水分布数据，确定出油和出水段，针对性地采取堵水等措施，抑制产水段出水，降低水平井含水、提高产油量，通过现场6口水平井的应用，取得了良好的实施效果，为水平井的增油上产措施提供了可靠的依据。