低渗透油藏微生物驱油试验初步研究

我国低渗透油藏储量丰富,其高效开发问题是目前研究热点之一。本文就低渗透油藏微生物驱油开展了探索性的试验研究。研究认为,微生物驱能有效改变低渗油藏的润湿性,使水驱油藏从亲油或弱亲水转变为亲水或强亲水,从而可以提高油气的采收率。     

稠油热采开发后期技术对策研究

古城油田泌浅10区属于浅薄层特稠油油藏,经过二十多年的蒸汽吞吐,已进入开发后期,高周期吞吐后,受区域采出程度、汽窜、注采参数等影响,周期递减加大,生产效果变差,通过优化注汽注采参数分析,实施氮气辅助面积注汽、氮气辅助间歇点汽驱等措施,有效地改善了稠油热采吞吐后期开发效果。     

大斜度井在C断块油藏开发中的应用试验

C断块油藏埋藏深、目的层单一、渗透率低,油藏开发一直处于低产、低效状态。根据油藏开发现状以及开发中存在钻井成本高、水驱控制程度低、采出程度低等问题,在C油藏开展改变井型试验,应用可增加钻遇油层厚度、扩大泄油面积等优点的大斜度井来开发油藏,效果良好。     

特低渗透油藏水驱、CO_2驱和水/CO_2交替驱效果对比

针对特低渗透油藏,在模拟实际油藏条件下开展水驱、CO2驱和水/CO2交替驱室内实验研究。结果表明:在相同条件下,水/CO2交替驱的采收率比CO2驱高22.63%,比水驱采收率高27.22%。水驱见水早,含水率上升快,注入压力高;CO2驱虽然注入压力低,但CO2气窜非常严重;水/CO2交替驱注入压力比CO2驱高,但远远低于水驱压力。水/CO2交替驱见气和见水时间较CO2驱和水驱晚,而且气油比和含水率上升速度慢。因此利用CO2驱油时,应首先选择水/CO2交替驱。     

特高含水期提高水驱采收率影响因素研究——以胜利断块油藏为例

特高含水油田水驱采收率的提高,对降低采油成本、稳定我国油气产量、满足国内经济发展要求意义重大。从水驱采收率定义出发,基于现场应用的角度研究了胜利断块油藏特高含水期提高水驱采收率影响因素。研究结果表明,过水倍数的高低及层系井网的合理与否是影响特高含水期断块油藏水驱采收率的主要因素。结论为特高含水期断块油藏提高水驱采收率指明了方向。     

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.     

周清庄油田注水开发状况分析

周清庄油田属于特殊类型油藏,为裂缝性生物灰岩、低渗透砂岩油藏。其裂缝发育,油藏地质条件复杂,导致储层分布零散,物性差,水驱控制程度低、注水效果差、油田注采矛盾极为突出。经过分析建议通过完善注采井网、提高储量控制程度;实施周期注水,改善油田水驱油效果;通过压裂增注,提高油层动用程度;通过分注、调剖措施,进行平面层间矛盾的综合治理,达到注够水、注好水、精细注水的目标。     

低油价下稠油蒸汽吞吐提质增效对策

蒸汽吞吐是胜利油田稠油开发的主要方式,随着周期生产轮次的增加,蒸汽吞吐的效果逐渐变差。加之国际油价的不断下滑,蒸汽吞吐无效井数随之增加。本文在经济评价的基础上,分析了导致蒸汽吞吐无效开采的主要原因,并针对不同的开发矛盾提出了高轮次吞吐后期改善开发效果的技术措施,包括:底水油藏周期采油、边水油藏化学调堵、组合吞吐、注采参数优化等开发技术。现场应用表明:在目前的低油价条件下,这些高轮次吞吐后期的开发技术不仅能进一步提高油藏采收率,而且能有效提高经济效益,对同类油藏的开采具有借鉴意义。     

樊144块特低渗透油藏注水开发设计研究

樊144块油藏是典型的特低渗透油藏,油藏平均渗透率3.72毫达西。目前采用天然能量开发。以矿场数据为基础,采用油藏工程方法分析了产量递减特征,预测了油藏弹性采收率。采用与本区域其他油藏注水效果对比的方法,提出应该对该区块进行注水开发。在设计注采井网和注采参数的基础上,采用数值模拟方法预测了水驱开发效果,可以比弹性开发提高采收率10.9%,效果明显。     

宝浪油田低渗含裂缝油藏水淹特征研究

宝浪油田宝北区块,经过近13年的注水开发,主力层系水淹严重,地下油水关系变得越来越复杂;水淹非均质性增强,导致油田水驱波及系数低下,开发效果变差。深入研究该区油藏水淹特征,对水淹区综合治理措施的制定,提高水驱控制程度、注水波及体积,控制含水上升,改善油田开发效果有重要意义。     

福建省永定县孔夫预测区煤炭资源潜力分析

文章通过对福建省永定县孔夫预测区区域构造及邻区含煤情况资料分析,结合本区的地质构造特点,推断本区的赋存有一定的煤炭资源储量,含煤地层为童子岩组第三段的中亚段(P1t3-2)和下亚段(P1t3-1),可采煤层为18、20、28、29等4层,煤炭资源总量可突破千万吨,该预测区可作为今后煤炭勘查后备基地。     

油井防偏磨配套技术在现河庄油田的应用

针对现河庄油田油井生产周期短、偏磨躺井频繁、偏磨严重的现状，探索了油井防偏磨配套技术。根据偏磨机理，在继续应用常规扶正类技术模式的基础上，发展了支撑扶正类和抗磨油管类技术模式，并与油管在线检测及陀螺测斜等防偏磨捕助技术相结合，形成了油井防偏磨配套技术。自2006年以来，在现河庄油田共开展偏磨井治理711井次，治理井生产周期明显延长，折算减少偏磨躺井296井次，减少作业成本近3000×10^4元。     

从南堡1-80井纵观冀东油田南堡海域潜山油藏

本文通过几口井施工的结果,分析了冀东油田南堡海域几口潜山油藏井即使是同层位毗邻的井最后得到的试油结果却差异很大,根据这些结果,分析了该海域潜山油藏的特点并提出了自己不成熟的看法。     

探讨青海地区油气田单井的经济效益的提高

油气田单井效益的高低直接影响到油气开采企业效益的好坏。近年来,青海油气田多井低产矛盾日益突出,稳产难度日益加大的等严峻考验,面对困难青海油田积极用科学的发展观为指导以以提高单井产量为中心,努力排解、解决提高油气田单井的经济效益所与遇到的任何问题。本文就青海地区油气田的特点及提高单井经济效益的方法进行报道。     

浅论实现业务调整企业队伍和谐稳定的方法

本文以长庆油田第一采油技术服务处为例,研究在企业业务调整时期,如何有效做好思想政治工作,以各种有效措施的落实为保障,确保员工队伍稳定,营造和谐发展氛围,确保企业实现又好又快发展。     

高含水油井计量现状及改进意见

随着孤岛油田开采进入高含水阶段,油井产液量波动较大,且产液量没有规律,低液量油井还存在间歇产液现象,间歇时间长短不一,增加了油井计量的难度。面对孤岛油田高含水期对油井计量提出新的挑战,必须对油井计量进行技术改造才能提高原油计量准确度。通过大量现场计量改造的应用和实践证明:提高原油计量准确度、采用连续和长时间的计量是针对高含水油井计量的有效措施。     

胜利油田勘探开发安全风险评估和应对管理研究

油气田勘探开发是一项复杂的系统工程,由地震勘探、钻井、试油、采油(气)、井下作业、油气集输与初步加工处理、储运和工程建设等环节组成。每一生产环节。因所使用物品、所采取工艺条件和所生产产品的不同,其危险分布及危险性亦有所区别。本文以分析油气集输风险为例,识别主要风险有火灾、爆炸、触电伤害、机械伤害、物体打击、中毒窒息等。同时由于油田的石油系统工程分布在相当大的范围内,线面结构,相连成网,发生的灾害和次灾害,有突发性、广泛性、连锁性和严重性的特点。通过对胜利油田安全生产现状及勘探开发项目生产过程危险因素进行分析,确定勘探开发项目建设过程中各环节的风险程度,研究出适合油田勘探开发项目安全风险管理模式,为建设项目建设、管理单位提供合理、可行的安全建议对策措施,同时可为油田主管部门实施监管和决策提供技术支持。最大程度上降低安全隐患,减少可能的事故损失。     

液面恢复函数的推导及在油田中的应用

本文引用达西定律及曲率公式,建立了液面恢复函数,将渗流力学及恢复试井等理论知识与油井现场生产实际有机结合起来,优化最佳捞油周期,校正最佳捞油时间,解决了辽河油田辽兴油气开发公司捞油井捞油周期确认困难,油井产能得不到充分发挥的现状。     

EPT储层预测技术在苏德尔特地区油气勘探中的应用

EPT储层预测技术在海拉尔盆地苏德尔特地区的滚动勘探开发中的应用,取得了可喜的地质成果。本文以苏德尔特地区的主要勘探目的层-布达特群、兴安岭群和南屯组储层预测为实例,阐述了如何综合运用EPT的储层预测特色技术进行复杂勘探目标的储层研究,并且在预测的储层体内,利用地震衰减梯度等多信息融合技术,预测有利储层分布。     

充氮欠平衡水平井技术

欠平衡压力钻井可大大减轻地层伤害,提高油气井产能,增强油气资源的勘探评价能力,显著地增加钻井速度,提高钻井效益。本文详细介绍了胜利油田黄河钻井三公司在墨西哥进行的欠平横钻井施工过程。