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.     

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。     

提高齐40块冲砂作业成功率的措施分析

辽河油田欢喜岭采油厂齐40地区油藏储层为弱胶结砂岩,随蒸汽吞吐、蒸汽驱进入开发中后期,产出液含水量不断上升,胶结物逐渐膨胀疏松,使地层胶结强度迅速下降并出现严重的出砂现象。文章分析如何快速有效进行油井积砂的清除,以利油井尽快复产。     

边底水薄层稠油油藏低成本化学吞吐技术研究与应用

随着边底水薄层稠油油藏的进一步热采吞吐开发,区块由初期的高效蒸汽吞吐开发进入到了第8轮次的低油汽比开发,区块开发效益逐年变差。目前边底水稠油区块面临着油汽比低、含水上升快,周期短、套损井增多等问题。近两年研发了稠油活性高分子降粘剂,形成了低成本化学吞吐技术,解决了现场生产难题。化学吞吐技术原理是高分子降粘剂通过相似相容嵌入沥青质的层间结构,引起稠油内部的各向异性,使水分子进入稠油内部,保持水包油状态,保证稠油的流动性。且该技术具有成本较低、节约能源、安全、环保、施工周期短以及无需动管柱等优势。     

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。     

喇嘛甸油田特高含水期水驱开发效果评价

大庆油田喇嘛甸区块为较为典型的非均质程度较高的砂岩油田,在经过多年的注水开发之后,储层中油水的分布状态较为复杂,剩余油在储层当中的分布情况十分分散,近年来实施了大量挖潜工作,取得了一定的成效,但是总体而言采用措施的效果呈逐年下降的状态,针对这一问题,需要对油田特高含水期水驱油开发的效果进行分析。在本文中,选择了产量自然递减率、总含水上升率、存水率、地层压力和水驱控制程度等指标对开发效果进行评价,总结油田水驱开发过程中经验教训,为油田高含水期挖潜提供指导。     

浅谈调剖施工过程的质量控制

注水开发油藏,进入中高含水期后,由于油藏的非均质,易造成注入水单层突进,对应油井含水快速上升,为提高注入水的有效性,采用调剖技术。指出,调剖涉及到油藏、地质、化学、工程、机械等多学科、多工种,在具体施工中,环节多、施工时间长、劳动强度大,加强调剖施工过程的质量控制,才能提高调剖施工质量和措施后的增油效果。     

化学采油技术在低渗透油藏的应用

随着采油技术的发展,出现了先进化学采油技术,从而很好的弥补了低渗透油藏这一缺点。通过使用先进化学采油技术,能使油藏的湿润性得以下降,由此使油藏采收率逐渐提升,进而让低渗透油藏的产能也有所增加。并且在油田开发中,有一部分是低渗透油藏,但油田存在油藏类型少、储层物性水平低和产能不足等劣势。因此,文章通过研究化学采油技术在低渗透油层中的应用,分析了低渗透油藏的地质特点以及开发特点,然后对其具体应用进行探析,从而使低渗透油藏的产能有所提高。     

我国最大高凝油基地静安堡油田高效开发连续8年产量达80万t

到2008年3月份，开发20年的辽河静安堡油田日产原油保持在2000t左右,年产80万t规模已保持了9个年头。按照开发水平分类标准,这个我国最大的高凝油油田始终保持一类油藏开发水平。在刚刚结束的中国石油油田开发会议上,静安堡油田被中国石油股份公司评为“高效开发油田”。     

特高含水油田的“硬稳定”之路

正7月25日,江苏油田针对真武特高含水油藏部署的侧真183井,措施后连续5个多月保持日产油20吨以上,展现了老油田蓬勃向上的活力。截至目前,真武油田累计产油746.4万吨,成为江苏油田累计产油贡献率最高的油田。近三年来,真武油田日产油稳定在200吨左右,自然递减率控制在6%以下,采收率由36.4%上升到37.4%,实现特高含水油田产量硬稳定。     

我国最大高凝油基地静安堡油田高效开发

到3月份，开发20年的辽河静安堡油田日产原油保持在2000吨左右，年产80万吨规模已保持了9个年头。按照开发水平分类标准，这个我国最大的高凝油油田始终保持一类油藏开发水平。在刚刚结束的中国石油油田开发会议上，静安堡油田被中国石油股份公司评为“高效开发油田”。     

低渗透油田注水井吸水能力下降因素研究

目前,社会的发展使得油气能源的需求量上升,随着多年的油气资源的开发,注水能力明显下降。注水是目前的油田作业发展中最常见的采油技术,应用注水井向油层注水,以保持采油效率,因此,研究油田注水井吸水能力下降的原因十分重要。油田吸水能力下降将影响油田的开发效果,水质问题、注水强度等都对吸水能力下降有影响。目前,我们需要结合实际,分析影响注水井吸水能力的因素,治理水井,充分发挥注水井的作用,实现采油增效。     

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。     

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。     

渤海复杂断块油藏动态储量挖潜新技术与实践

A油田为复杂河流相断块油藏,以3.5%以上采油速度实现连续稳产高效开发。油田注水开发多年,油井出现自然递减逐渐增加,部分井含水大幅上升,同时由于河流相非均质性影响,尤其受地震资料及测试资料少限制,油藏潜力认识不清,调整挖潜难度大,导致稳产难度加大。本文对于受资料限制油藏认识程度不够区域,探索用流压与产量压降试井法、油藏工程方法、数模法等多种方法相结合,落实储量潜力。通过研究,量化了油藏潜力及分布,明确稳产挖潜方向,为下步调整提供科学依据。该方法为类似油田开发提供了很好的借鉴经验。     

世界海上油气勘探开发投资预测

今后几年全世界海上探井和评价升的数量将增加到1200口左右,美国和亚洲的海上油气勘探潜力最大。随着海上油气开发水域逐渐加深,广泛应用海底采油和浮式钻井等新技术,海底设施的费用在世界海上油气田开发资金(目前每年400亿美元)中的比例将由1992年的10％上升到1996年的15％左右。西北欧是海底油气田开发最活跃的地区,海上油田开发费用保持在每年100亿美元,到1997年其海底完井数将占世界的一半以上。1994年世界海上油气田开发钻井费用将超过往年,达到100亿美元以上。海上生产设备的维修和服务费用将由1993年的250亿美元上升到2000年的300亿美元以上。俄罗斯海上油气勘探和生产虽有潜力,但近期难以成为投资热点。     

稠油难采储量二次开发技术研究

杜68块于1993年投入开发,为典型稠油油藏,地质储量836×10~4t,受早期认识及技术条件限制,动用地质储量仅为199×10~4t,未动用储量达到637×10~4t,占总探明储量的76.2%。随着二次开发技术的进步,通过应用"分区、分层、分井型"的三分一体的开发模式,重新进行了井网规划,新动用地质储量235×10~4t,区块日产由27t上升到最高的96t,采油速度由0.17%上升到最高0.65%,取得良好的开发效果。在盘活区域储量的同时,为同类油藏的开发积累了宝贵的经验。     

三叠系油藏超前注水的动态产能特征与技术优化研究

超前注水技术已在低渗透油藏的开发中得到广泛的应用,取得了较好的效果,但超前注水技术没运用好可能会造成油藏过早水淹的现象。文章研究了鄂尔多斯三叠系油藏超前注水后的动态产能特征以及含水上升规律,然后分别围绕累积超前注水量和超前注水强度,提出了超前注水技术的优化建议。     

低渗透油藏高含水期稳产模式研究与实践—以王23-27区块为例

王23-27区块属于典型的低渗透油藏,开发难度大,含水上升快,目前已进入高含水期。针对影响油田开发生产的不利因素,充分利用新理论、新技术、新方法,在高含水期实施了大修扶躺、压裂引效、封堵换层、卡漏注水等措施,现场实践取得了较好的效果,对油田增产、稳产发挥了较大作用。实现了低渗透油藏高含水期的增储稳产,有效控制了含水上升率,增加了可采储量,改善了油田开发效果。对其它同类低渗油藏高含水期开发具有一定的借鉴作用。     

静北潜山油藏开发中后期阶段性稳油控水研究及效果

静北潜山油藏储层非均质性强,1988年投入注水开发,多年的注水开发导致水淹状况加剧,形成优势注水通道,影响了注水开发效果.开发到了中后期,稳定地层压力和控制油井含水上升难度大,稳油控水也有很大难度.依靠精细化的周期性注水、多元化的方式进行调配,我们实现了区块在开发中后期的地层压力稳定、产能稳定,综合含水上升得到有效控制.