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。     

辽低速油田筛选与分类初探

以辽河油区低速油田为例,讨论了文献中提出的3种低速油田筛选标准,提出了油藏剩余可采储量采油速度的低速油田筛选标准,有助于动态分析和掌握低速油田状况,正确认识开发阶段和开发效果,且排除了一些因采出程度高而形成的“低速”区块,更加符合油田实际。依据该标准筛选出辽河油区低速油田58个。动用石油地质储量占辽河油区己探明原油地质储量的22．2％,占动用地质储量的28．8％。又根据造成油田低速的主要原因分为5类：物性(低渗)低速、岩性低速、油性低速、构造(复杂断块)低速和其他原因低速。不同类型低速油田需要确定相应的开发技术、经济界限。     

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.     

深层特低渗油藏气驱油藏工程设计

随着油田开发的深入,新增石油地质储量逐年变差,低、特低渗油藏逐渐成为开发的主体。深层特低渗透油藏因储层岩性致密、物性差,油井自然产能低,需大规模压裂改造开发。注水开发存在注水压力高、注不进和水窜等问题。国内外调研表明注气开发可有效改善和提高该类油藏开发效果。但气驱油藏工程设计上需与储层相适应,方能发挥注气开发技术优势,有效改善和提高特低渗透油藏开发效果,实现其有效动用。     

埕海二区产能建设实施对策与成效

埕海二区为多个受岩性、构造双重控制的中低渗透复杂断块油藏组成,该区储量规模大、含油层系多,储层分布复杂.为确保产能建设顺利实施,结合地质新认识,制定出一系列与该油田地质特点相适应的开发方针,精细储层研究,优化产能井黄金轨迹,一井多目标、产能评价一体化等措施,取得了较好的开发效果.埕海二区的开发实践对于类似油田开发调整不乏成功的经验.     

安塞油田塞160油藏长关井治理方法研究

随着塞160油藏开发时间的延长,油井关停数量逐年增加,井筒管杆、套管老化严重,实际生产中关停的油水井如不能得到有效的管理、治理,会造成油田资产浪费,并产生一定的安全环保风险;同时,采油井的关停造成塞160油藏储量动用变差。长关井潜力挖潜在可增产的同时能提高油藏储量动用程度,改善油田开发效果,是老油田稳产的重要手段。本文通过对塞160油藏油井长关现状分类调查,根据油井长关原因,通过油井侧钻、注采调整、注水井调剖、补孔复产等技术手段,使长关井复产增油,提高油井利用率及油藏储量动用程度。     

气田凝析天然气处理工艺技术探讨

根据第二次全国油气资源评价结果,我国气层气主要分布在陆上中、西部地区,以及近海海域的南海和东海,资源总量为38×1012m3,全国勘明储量2.06×1012m3,可采储量1.3×1012m3,其中凝析油地质储量11226.3×104t,采收率按36％计算,凝析油可采储量4082×104t.随着勘探程度向深部发展,越来越多的凝析气田相继发现,研究和发展相关的开发技术有重要的实际意义和应用前景.     

低渗透油藏储层伤害机理与保护技术研究

目前,低渗透油田储量在我国探明未动用的地质储量中占有较大的比例。由于低渗透油田开发效果和经济效益较差,储层伤害严重,导致低渗透油田开发非常困难。如何减少储层损害,并对储层进行有效的保护,进而提高低渗透油田的开发效益,对我国石油工业的持续发展具有至关重要的作用。本文主要对低渗透油藏储层伤害机理进行了分析,并探讨了低渗透油藏储层有效保护技术,以期为国内同类型油藏的高效开发提供理论依据。     

油藏地质研究现状分析

油藏地质师油藏开发工作的起点和基础,在油气开发中起着关键和支配地位,没有油藏地质的研究,也就无法进行有效的油田开发,并且如果对油藏地质情况缺乏了解,也会影响油田开发的效果,所以,在油田开发之前,应做好相关的准备工作,弄清楚油藏地质情况,这样才能更好的进行油气田开发,确保开发工作的合理有效进行.本文通过对油藏地质的基本要素分析,介绍了我国油藏地质研究方法的具体现状,倡导我国应采取一套具有针对性的油藏基础地质研究的新思路.     

低成本特低渗油藏水平井体积压裂实践

针对牛圈湖区块低压特低渗油藏注水补能驱替开发存在单井产量递减快、高含水率、采出程度低的问题,以提高区块动用程度和低成本高效开发为最终目标,开展了特低渗油藏水平井体积压裂研究与实践。通过地质评价认识、室内研究、数值模拟与现场实践相结合,形成了"高密度布井+密切割"的压裂模式,配套以速钻桥塞分段分簇射孔为主要压裂工艺和以低成本压裂液体系为支撑的技术思路。在牛圈湖区块进行了27井次体积压裂现场应用,单井日增油效果明显,新建产能11.8×104t,实现了该区块效益建产。该技术组合对特低渗油藏低成本高效开发具有一定的借鉴意义。     

鄂尔多斯盆地镇原油田低产井治理技术研究

随着石油勘探和开发程度的延深,低渗透油田储量所占的比例愈来愈大,低产井愈来愈多,目前镇原油田低产井占总井数的三分之一,如何提高低产油井产能,形成有效的治理技术,是进一步保证稳产、提高油藏开发水平、保障油田持续快速发展的关键。本文主要针对镇原油田低产井的生产特点,分析低产井分布规律、主控因素,并对低产井进行分类,通过井网优化、注水技术政策优化、储层改造措施等手段提高单井产能,实现提高储量动用程度的目的,改善油田开发效果、提高采收率。     

呼伦贝尔——我们因你而精彩

呼伦贝尔分公司成立之初,面对地域偏远、油藏地质条件复杂和有效施工周期短等不利因素,始终坚持勘探开发一体化,以“增储上产、加快发展”为工作主线,创新工作思路,加强地质基础研究,开展科研攻关及现场试验,挑战瓶颈技术,探索油田开发规律。短短几年时间,呼伦贝尔油田就实现了快速增储上产,石油储量和开发规模     

荣北地区复杂断块难动用油藏二次评价研究

随着辽河油区勘探程度越来越高,新发现资源的难度逐渐增大,支撑千万吨稳产规模缺乏充足的资源基础,难动用储量评价部署工作日趋重要。复杂断块油藏是难动用油藏的一种重要类型,选取荣85块典型难动用油藏,针对制约油藏开发动用的主要因素,开展精细解释落实构造,预测储层分布,分析成藏因素,建立了整体研究、控制要因、重点评价、开发动用4个层次的二次评价工作,推动了荣兴屯油田难动用储量二次评价进度,为油田产量结构调整提供支撑,对辽河其他难动用油藏的二次评价具有重要的借鉴作用和指导意义。     

提高彩南油田井下防腐质量研究与应用

彩南油田的基本情况 1 储层状况及原油性质 彩南油田位于新疆准噶尔盆地东部沙漠覆盖区，主要开发层系为三工河组和西山窑组等油藏，迭加含油面积55．87km^2，动用地质储量4700×10^4t。三工河组平均油层中部深度2345m，西山窑组平均油层中部深度2250m，为同一压力系统。     

改进底水锥进油藏开发效果方法

底水油藏普遍存在于我国,且我国的砂岩底水油藏储量比较丰富,我国的很多油田包括辽河油田、塔里木油田、华北油田等已探明有丰富的底水油藏。底水油藏开发技术比较困难,主要在于怎样防止底水锥进造成的水淹现象。为了提高和改进底水锥进油藏的开发效果,本文以华北油田为例,对其底水油藏的地质状况进行分析总结,并采用一定分析方法分析底水油藏锥进的影响因素,以及锥进的类型,在此基础上,给出改进底水锥进油藏开发效果的常规方法,并具体说明人工隔层堵水采油技术对底水锥进油藏开发效果的影响。     

秦皇岛32-6稠油油田北区开发效果评价

秦皇岛32-6油田位于渤海中部海域,油田构造为大型披覆构造,储层为复杂河流相沉积,油藏埋深浅,油质稠.北区油藏受构造、断层、边(底)水、岩性综合控制,油水关系复杂,基本没有无水采油期.基于动静态资料(测井、地层压力测试和生产动态数据等),结合能量分析、多层动态剖面分析以及劈产方法等综合劈产,得到不同时期单井的产油剖面、产液剖面、分层产能等;运用油藏工程方法,从动用程度、驱动能量和采收率等指标对秦皇岛32-6北区油藏开发效果进行了系统评价,结果表明:本区主力砂体动用程度较高,能量补给充足,整体开发效果较好,但由于油藏自身条件的特殊性和海上作业的不灵活性,目前采收率较低,存在后期挖潜的潜力.     

管理创新演绎现代“芝麻开门”

面对世界级的开发难题,中国石化油田企业基层单位的管理者与科研人员重新研究确立开发思路和工作措施,深入扎实地开展油藏精细描述及开发动用状况评价工作,大规模推广引进新工艺、新技术,探索出了一条复杂断块油田高含水后期实现高效开发     

反七点井网在低渗透油藏中的应用

低渗透油藏在实际开发中多采用水力压裂方式进行储层改造。在实际开发中考虑压裂裂缝延伸方位及注采对应关系,初期采用五点法井网,但五点法井网在开发中存在水井间滞留油无法动用的问题,因此本文以东辛油田营11块北区为例探讨了初期采用反七点井网挖掘注水井间滞留油,后期转五点法井网注水开发的可行性。达到促进低渗透油藏均衡水驱开发、提高储量动用率的目的。     

关于大庆、吉林油田未动用探明储量的评价分析

通过对大庆、吉林37个未功用储量的油田所做的经济评价,以及对具有代表性的朝阳沟和乾安两个油田开发现状的考察,得出几点看法：1）根据我国现有开采技术水平,渗透率在5mD左右、流度为1的低产油田已具备动用开发的条件;2）按照目前大庆、吉林的建设定额及操作费水平,动用这些储量是有经济效益的;3）进一步完善工艺技术,节约投资费用,动用低效储量还有不少潜力;4）改变经营方式,对外、对内开放,可以加快这部分储量的动用进度.为此,建议要在加强对资源管理监督的同时,创造条件让更多的投资主体参与到未功用石油的开发活动中来,建立起适合我国的油气工业上游的市场化体系和储量市场化机制,加速各地未功用储量的开采步伐.     

滨南低渗透油藏开发潜力及技术对策

针对低渗单元因油层渗透性低,构造复杂,储层连通差低,压力传导较慢,从而使注水井启动压力不断增加,注水难度增加的现状,通过加强低渗油藏分析,强化注采井网完善,加大攻欠增注配套技术应用,提高水驱储量控制及动用程度,提高地层能量,实现低渗透油田的高效开发。