梁11断块特高含水期剩余油分布及挖潜对策研究

在精细地质研究的基础上，开展了梁11断块特高含水期剩余油分布规律及挖潜对策研究，确立了断块细分重组层系开发、重建注采井网的原则，应用各类手段进行调整挖潜。此次调整的成功，对类似油藏特高含水后期高效挖潜具有重要指导意义。     

埕东油田东区特高含水后期提高采收率技术研究

埕东东区为中高渗透整装疏松砂岩油藏,自1996年进入特高含水开发后期,地下剩余油呈"整体高度分散、局部相对富集"的状态。通过综合应用密闭取心、动态监测、数模技术定性定量描述了剩余油分布规律,提出针对性的剩余油挖潜措施,为东区提高采收率提供理论依据。     

锦16(东)块特高含水期注水调整技术研究

文章论述了断块注水油藏特高含水期注水利用率低、低速开采等主要矛盾,深化剩余油规律研究,实施以改变地下渗流方向为中心的注采结构综合调整,达到改善油藏注水开发效果的目的。以锦16(东)块兴隆台油层为例,在精细油水运动规律及剩余油分布研究的基础上,有针对性地开展了注采结构综合调整,区块采油速度从0.17%提高到0.3%,取得了较好效果,总结该块的成功做法,对类似油藏开发中后期改善注水效果具有借鉴意义。     

濮城油田南区沙二上2+3厚层剩余油饱和度研究及认识

本文通过对濮城南区沙二上2+3油藏进行剩余油分布规律的研究,详细描述了特高含水后期油藏厚油层的剩余油分布特征,通过钻井岩心、测井等资料的精细研究,建立高分辨率层序地层对比格架,利用隔夹层识别技术对厚层进行了细分,分析水井吸水剖面细分及剩余油监测资料,研究了厚油层层内分段含油饱和度分布规律,对剩余油潜力进行再认识。应用选择性补孔提液与精细注水相结合的配套技术挖潜层内弱水淹区剩余油,改善多油层非均质油藏后期开发效果。     

苏德尔特油田贝12断块周期注水实践与认识

苏德尔特油田贝12断块属不规则裂缝网络层状油藏,断层、裂缝充填较严重,储层物性差.为海拉尔油田潜山油藏第一个注水开发试验区,自2006年6月注水开发以来,经多次注水调整,效果不明显.2011年6月采取周期注水后取得较好的增油控水效果.本文结合周期注水的原理、适用性以及生产实例对贝12断块周期注水进行分析,得出了几点认识,为油田开发的综合调整提供依据.     

流体势分析在埕岛油田注水开发中的挖潜实践

埕岛油田馆陶组油藏在注水开发过程中,由于注水滞后方案2～3年且初期采用温和注水技术政策,地层压降达到3.5MPa,为恢复地层能量同时又防止水窜导致油井"暴性"水淹,在整体提注过程中利用流体势原理通过注采调配、注采比优化调整等手段改变地下流体的流动趋势和流动方向,提高了驱替流体波及系数,提高了采收率,三年累增油14.06万吨,为注水开发油藏的控水稳油挖潜工作提供了科学依据。     

齐家油田边底水油藏利用水平井提高采收率试验研究

本文针对边底水发育的齐家油田高含水期剩余油分布复杂、直井开发底水锥进较快的实际,加强剩余油分布规律认识,通过油藏数值模拟和计算边底水油藏水驱前缘,搞清了底水锥进和边水舌进状况,提出了水平井挖潜零散剩余油治理对策。     

运用剩余油潜力分析方法 指导井区注采调整

本文围绕改善特高含水期油田开发效果、提高储量动用程度等核心问题，运用地层细分对比、剩余储量计算、水淹状况分析等多种方法，对井区进行油藏潜力认识及注采对应状况分析，并利用分析结果对坨21断块81—3单元310133井区进行调整，取得了较好的开发效果。对于处于特高含水期的断块水驱油藏有指导意义。     

大庆油田分层动用状况监测分析

开发好油田必须立足于对油田的正确认识,特别是对于非均质严重的多层砂岩油藏,注水开发过程中的油层动用状况、油水运动与分布是很复杂的。因此,要正确认识,必须不断进行注水动态监测。通过对各个开发阶段资料的综合分析研究,掌握和认识油田开发的具体特点,变化趋势,游侠调整合理开发,才能取得较好的开发效果。     

低渗透油藏注水开发效果研究

本文介绍了低渗透油藏注水开发效果的几项评价指标,对影响低渗透油藏注水开发效果的因素进行分析,并提出了改善低渗透油藏注水开发效果的对策。     

大芦湖低渗透油藏注水开发认识与实践

通过对大芦湖低渗透油藏注水开发的分析研究,提出了低渗透油藏低含水期采油、超前调配、均衡注水等多种注水开发认识,从理论上进行了论证,现场应用效果显著,为提高同类油藏的注水开发效果提供了参考。     

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     

分层注水,提高低渗透层采收率

低渗透油藏开发难度极大,主要表现在自然产能很低,甚至没有自然产能,不采用增产措施,根本无法投产,更谈不上正常开发,合理高效地开发低渗透油藏需要建立有效驱替压力系统,这是提高低渗透油气田开发的关键问题.面对这一现状,本文首先研究论述了低渗透油藏在学术上的界定范围,分类以及在我国的分布状况,并介绍了低渗透油藏的地质特征,开发特征以及保证油藏有效开发的注水工艺技术;然后根据注水开发中存在的一系列问题提出了低渗透油藏分层注水开发的可行性。     

河43断块特高含水期剩余油潜力研究

为提高特高含水期的原油开采,开展了河43断块剩余油分布规律及挖潜对策研究.确立了断块重建井网、细分层系开发的原则.开发中,应用定向斜井及侧钻井技术进行调整挖潜.实施后,断块开发效果得到了明显的改善.     

低渗油田注水开发技术浅析

目前,我国已探明的石油储量大部分存在于低渗透油藏中,而低渗透油藏的开发是石油行业研究的一项难点与重点。尽量降低渗透油藏的开发成本,降低资金投入量,才能在低渗透油藏的开发中获得预期的开发效果与经济收益。对于长庆油田,因为储层中富含水资源,所以注水开发低渗油田在理论上是行得通的,然而在注水开发过程中由于各个区块储层敏感性不同、主要驱动能力不同以及采取的增产措施不同,在油田开发方案设计和开发过程中采用的注水方式也有所不同,本文就不同的油田状况给出相应的注水开发方式并针对开发过程中的问题提出注水调整方法。     

挖潜与增储并重,努力提高义和庄油田开发水平

义和庄油田是中国继任丘油田发现后第二个古生代奥陶系灰岩油田,油藏埋深1830米～2280米,含油高度115米～192米,河口地区第一口灰岩千吨井一义古991井就诞生在义和庄油田.随着不断开采,采出程度已高达近30％,已到特高含水开发后期阶段,剩余油分布高度零散近几年来,通过对老井的试采、分析、总结,先后在义和庄西北部发现中侏罗系含砾砂岩一套探明储量106.7万吨;在义和庄中部发现上侏罗深层稠油砂岩一套储量约30万吨;义和庄自西至东近含油面积近10km2,油层埋深自1800-2700m的石炭系,储量无法估算.另外,在义和庄西部区域还有可能存在东营组薄层,待试采证实     

利用水平井对坨7断块东一段进行整体调整的建议

胜坨油田三区坨七断块东一段开发到目前已经有33年的历史.由于本段层薄、出砂严重,原油物性差,产能低等原因.一直未投入开发,到1998年才开始陆续打井,目前处于无注水单采。本文以胜坨油田坨七断块东一段为例对此类地质条件差。采出程度低的构造不整合的砂岩油藏的地质、构造、储层特征等多方面进行分析.并探讨了利用水平井完善井网.提高砂岩油藏储量动用状况的开发思路,根据地面、地下特征提出实施方案.取得较好的效果。     

运用剩余油潜力分析方法指导井区注采调整

本文围绕改善特高含水期油田开发效果、提高储量动用程度等核心问题,运用地层细分对比、剩余储量计算、水淹状况分析等多种方法,对井区进行油藏潜力认识及注采对应状况分析,并利用分析结果对坨21断块81-3单元310133井区进行调整,取得了较好的开发效果.对于处于特高含水期的断块水驱油藏有指导意义.     

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。     

F186断块储量动用状况研究

F186断块为低渗透岩性-构造油藏,断块内断层较多,构造相对复杂。目前该断块已投入开发10余年,开采难度日趋加大。本文旨在通过数值模拟等技术手段,从纵向和横向上分析断块储量动用状况特点,总结影响储量动用状况的各种原因,找到潜力区,指导深入挖潜,为后续滚动开发提供依据。