吴420区长6油藏水驱影响因素分析

姬塬油田吴420区长6油藏属于低孔、特低渗油藏,主力油层为长61。近年来在注水开发的过程中面临诸多问题,如油井堵塞,水井吸水不均等问题。本文从地质和开发两个方面出发,分析了油藏水驱过程中的一些影响因素,对油田合理技术政策的提出和高效的开发有一定的借鉴意义。     

防砂堵水一体化技术研究与推广

"砂、蜡、水、稠"是困扰油田开发的几大难题.随着工艺技术的进步,油井结蜡及高粘度原油开采难题基本上得到了解决.几年来,防砂技术及堵水技术虽然发展较快,但是油井出砂及高含水仍然是制约油藏开发主要技术难题.随着油田开发进入中后期,既出砂又高含水油井越来越多,特别是在注水开发油藏,注水开发阶段是生产井严重出砂的开始,当油井见注入水后,含水上升很快,其胶结物逐渐膨胀疏松.此时的胶结强度会迅速下降,进而导致严重的出砂现象.目前现场应用某种工艺技术一般只能解决生产中一类技术难题,但是油田开发过程中,同一油井往往存在两种以上的开发难题,高含水出砂油井即是这类情况.如果采用单一工艺手段,效果不理想,从采油工艺技术的发展来看,一种工艺多种效果是油水井工艺领域的发展方向.     

低渗透油藏注水开发的主要做法及效果

近几年,针对低渗透油田水井注不进,油井采不出的现状,滨采二矿对低渗透油藏注水开发以提高水驱控制储量和有效动用程度为中心,加强水质处理,强化注采完善和攻欠增注技术配套,油藏开发形势得以稳定.     

兴采油区二次开发评价及认识

兴隆台采油厂勘探开发四十余年,主要依靠动用新区储量、加密老区调整、老井措施挖潜及转变开发方式实现了老区产量稳定.但目前面临资源接替紧张、主力油田开发调整余地小、复杂断块油田稳产程度差且措施挖潜难度加大等问题,为油田持续发展造成难度.老油田深度开发理念的不断深入、精细油藏描述的广泛运用,是老油田二次开发的基础,水平井技术的成功应用及大量资金的投入为老油田二次开发提供了技术支撑和保障.兴采老油田围绕深度开发理念,以精细注水为中心,应用水平井技术,实现了老区产量递减幅度减慢,兴古潜山油藏厚层块状底水油藏、欧利坨薄层低渗透油藏的大型开发;在资金的支持下,利用日益成熟的大修侧钻、压裂、防砂、堵水等工艺技术,为老油田二次开发提供了保障     

尕斯灰层储层开发思路浅析

尕斯库勒油田E32油藏目前单井产量波动大,稳产难度较大。油藏应以完善注采井网,提高储层动用程度为主要思路,以控水稳油为主要目的。同时摸索油井进攻性措施效果,本文通过研究油藏跃2-3井压裂效果,以该井为基础,编制该油藏压裂开发方案,从而达到提高单井开发效果的目的。     

锦99块(杜)水井调驱试验及应用推广

锦99块杜家台油层自2000年开采以来,开发形势逐渐变差,递减率加大,稳产基础差。应用常规的开发模式已不能弥补产量递减。因此改变开发方式已迫在眉睫。通过水井调驱改变水驱状况。使整体区块含水有所控制。达到控水稳油的目的。实施后增油效果显著,使断块产量稳中有升,取得了较好的开发效果,对同类油藏的开发具有一定的指导意义。     

特低渗透油藏压裂水平井见水特征研究

压裂水平井是开发特低渗透油藏的有力工具,但随着开采的深入以及注入水的突进,见水问题已成为困扰其发挥最大效能的重大阻碍。为了研究特低渗透油藏压裂水平井的见水特征,本文在现场找水试验的基础上,分析了压裂水平井见水的原因以及导致含水急剧上升的关键因素,提出了降低含水的具体办法。通过建立数学模型,研究了不同油藏参数、开采参数对生产效果的影响,为特低渗透油藏压裂水平井合理工作制度的确定提供了理论基础。     

排砂采油在疏松砂岩油藏中的应用

本文研究了疏松砂岩油藏出砂机理及防砂技术现状,指出稠油粉细砂岩油藏是防砂开发中的难题,采取防砂工艺防住地层砂,油层近井地带防砂层渗透率明显下降,油井产量低或不出油,进而研究了适度出砂提高产能机理。并介绍了出砂提高油井产能因素分析等,为排砂采油矿场试验提供理论基础。     

特低渗透油藏间歇式生产油井产能预测分析

特低渗透油藏产能低,开发难度大已成为共识。为了对特低渗透油藏油井产能和油藏产量进行准确的预测,本文在达西公式的基础上,考虑到特低渗透油藏的渗流受到启动压力梯度的影响,推导出了具有启动压力梯度的间歇式生产的油井产能的预测模型,得出油井间歇式生产过程中采油量与时间存在指数递减关系;还推导得出油井关井时间段井底压力变化的数学模型,分析出其井底压力变化与采油时间段的采油速度有关,并给出了进行计算机迭代运算的求解方法和计算步骤。     

低渗透油田开发技术的实施与效果分析

商河低渗透油田经过三十多年的注水开发,油水井套损多、井网遭到破坏,水质不达标、水井欠注严重,储层非均质性强、层间矛盾突出,二类油藏井网不适应,开发效果差.针对这种严峻形势,强化了油藏动态分析,加强了油藏前期精细研究,实施了分阶段、分类型治理,低渗透油藏开发效果明显改善,年产油量持续上升.     

东辛东油田套损原因分析及防护措施

一、东辛东油田目前套损概况及套管损坏特征 (一)概况 东辛东油田是层状复杂断块油藏,经过四十多年的开发生产,地层的流体场、应力场发生了很大变化,加之频繁的油水井增产增注措施和修井作业以及完井固并质量、套管材质与腐蚀等诸多因素的影响,使油水井套管技术状况变得越来越差,每年新增套管变形、穿孔、破裂等套损井近30多口.全矿油井停产井122口,其中套损、落物造成停产58口,占停产油井的48%.全矿水井停注井115口,其中套损、落物造成停注96口,占全部停注井的83.5%.套损井增多,严重削弱了油田的稳产基础,降低了油气产量,增加了修井作业成本,造成局部井区地质储量得不到合理利用,最终影响了油田的正常生产和经济效益.套损井的防治工作已成为油田刻不容缓的一项重要工作.     

二氧化碳驱现场试验效果分析

贝14兴安岭油层属低孔特低渗透油藏，2004年12月投入开发，前期进行弹性开采，产量递减较快；2006年5月实现注水开发，但是由于地层渗透率低，水敏性强，很难实现有效注入,开发效果不理想。2011年9月CO2试验区一期投运，注气区油井逐步见到注气效果。本文结合CO2驱提高低渗油藏采收率机理及现场试验情况，对贝14兴安岭区块注CO2矿场实验取得的开发效果做了进一步分析研究，为下步扩大试验规模提供参考依据。     

加强动态监测 实现锦626块重水淹区高效开发

引进先进的油藏动态监测技术,获取了油井产液剖面测试资料,从而对水淹区边底水水侵规律及剩余油分布有了较为清晰的认识并与油井堵水、补层等措施紧密结合,用于锦626块整个水淹区的油藏开发中,不断挖掘层间剩余油,提高油层的动用程度。     

超稠油平台自动计量改造

油井产量的计量是油田生产管理中的一项重要工作,对油井产量进行准确、及时的计量,对掌握油藏状况,制定生产方案,具有重要的指导意义。文章介绍了超稠油平台自动计量改造后的硬件和软件组成以及工作原理,以及辽河油田主要采用的超稠油平台原油计量方法,比较了各种计量方法的优劣,并提出了改进意见。     

抽油机参数优化软件的研制

针对孤岛油田注聚驱抽油机井的生产特点,研究见聚油井的IPR曲线,运用系统工程理论和有杆抽油数学模拟方法开发注聚驱抽油机井参数优化软件,指导现场生产.通过使用该软件,对见聚油井的生产参数进行了调整,取得了较好的效果.     

超稠油下泵初期掺稀油降粘工艺研究

超稠油油藏由于原油粘度高,胶质沥青质含量高,造成下泵初期的井底温场较低,吞吐半径受限,油层供液能力下降,稳产难度大,严重制约了超稠油油藏的有效开发。为了解决超稠油油藏开采中存在的主要问题,目前普遍采用电热杆加热和后期掺稀油方式生产。但经过生产实践,暴露一些问题,主要表现为下泵初期井底温场低、泵下加热困难、油井返工几率大、油井生产效果差等。通过反复实践,我们提出了掺油泵提压,实现下泵早期地下掺油,有效建立井底温场,提高油井周期产量。     

超稠油平台自动计量改造

油井产量的计量是油田生产管理中的一项重要工作，对油井产量进行准确、及时的计量，对掌握油藏状况，制定生产方案，具有重要的指导意义。文章介绍了超稠油平台自动计量改造后的硬件和软件组成以及工作原理，以及辽河油田主要采用的超稠油平台原油计量方法，比较了各种计量方法的优劣，并提出了改进意见。     

濮城油田开发后期剩余油分布特征及挖潜实践

综合应用地质、测井、试验测试及油水井动态数据等资料,按照系统工程的原则,从油藏描述着手弄清沉积相与剩余油分布入手,建立包括油藏地质分析——油藏工程研究——油藏数值模拟——水驱历史拟合——油藏精细综合描述等在内的配套研究技术。该研究成果的实施可以提高东沙二上1油藏水驱动用程度,使油藏的采收率得到进一步提高。     

中高含水期注水井层段细分在“稳油控水”中的应用

文章通过注水井层段细分前后注水压力、层段吸水量、吸水有效厚度和周围油井产量、含水、压力及出油厚度的变化情况,分析总结出中高含水期层段细分在“稳油控水”中的作用     

采油九厂龙虎泡油田龙10-08井组精细注水调整效果分析

本文对龙10-08井组精细注水调整效果进行分析,主要从水井入手,分析油井对水井的适应程度,最终探讨整个井组的开发效果是否合理,对西部外围低渗透油田提高注水开发效果具有一定的现实意义。