岩性构造油藏高含水期改善水驱开发效果研究

北31井区为一断块遮挡、边底水活跃的岩性构造油藏,自上世纪八十年代中期投入开发,目前共有油水井61口,采油速度0.42%,采出程度21.02%,综合含水83.5%。存在注水井井口压力过高导致注水困难、微裂缝发育窜层严重、压敏现象普遍、上部小层动用率低、采收率低等问题,严重影响了区块的高效经济开发。本文通过对影响该油田开发效果的各因素进行分析研究,指出试验使用増注泵注水、平稳合理注水防止速敏体敏问题恶化、补开剩余油富集层完善注采井网等是该油田下步稳产上产的关键所在。     

优化方案 强化实施 努力提高作业有效率

近年来孤岛厂所辖油区综合含水高、采出程度高、剩余速度高,加之井网不完善、井筒条件差、稳产基础薄弱、自然递减大,造成措施工作量大、有效率低,另外高含水、偏磨、腐蚀、结垢严重。本文就优化方案设计,提高作业有效率,努力实现生产经营任务进行了详细论述。     

采油三厂提高三率研究及做法

面对油藏进入高含水期开发阶段后,井网损坏严重,老井自然递减日益加大,水驱开发效果逐年变差的问题。通过"三率"研究,水驱开发基础得到持续加强。     

边水油藏化学驱技术室内研究与矿场实践

本文针对边、底水驱油藏特点,首先开展了多种化学驱油技术的优选及论证,明确了本类油藏开展化学驱是可行的,并进一步明确了最优驱油技术,在此基础上开发了一种全新的高效驱油体系,最终开展了物理模拟提高采收率实验,研究表明,在边、底水驱油藏开展"3+3"化学段塞组合驱使完全可行的,可以提高采收率17%以上。本文对于边、底水驱油藏开展三次采油研究进行了积极的探索,有一定的借鉴意义。     

厚油层高含水期水平井优化设计技术研究

目前厚油层高含水后期由于储层描述相对较粗,水平井挖潜后,剩余油分布规律不清,挖潜技术相对单一,研究厚油层开发剩余油影响因素及分布规律,根据剩余油分布规律及控制因素,研究挖潜技术及水平井开发的相关技术政策,进一步提高油藏采收率,对于实现厚     

卫22块注采调整及挖潜研究

卫22块1982年投入开发,一直保持高效开发,到2014年底,采出程度达到49.8%,综合含水93.48%。为解决特高含水开发期注水低效循环的突出矛盾,主要开展了:储层精细划分与对比及微构造精细解释、沉积微相研究、单砂体精细刻画及隔夹层研究、测井二次解释、高精度三维地质模型建立、油藏数值模拟、注采调整及挖潜对策研究。2015年实施油井措施工作量16井次,水井措施工作量15井次,调配83井次,油田开发效果明显改善。     

强化技术配套提高机械采油工艺适应性

孤岛采油厂目前处于低采油速度、中采出程度、中高含水开发阶段。本文立足油藏特点,强化机采配套进行了详细论述,同时根据机采工艺面临的形势,提出了工艺发展的方向和下一步打算,以期为原油上产起到有力的支撑作用。     

相干体及蚂蚁追踪技术在卫360块的应用

卫城气藏开发进入枯竭期,开发表现为"二高二低":整装气田、气顶储量动用程度高,采出程度高,气井产能低,气藏压力低,面临废弃。老区调整和措施选井日益困难,措施、工艺效果变差,由于没有新的储量接替,持续稳产基础薄弱。因此,结合相干体提取、蚂蚁追踪技术,提高复杂断块构造解释精度,提出挖潜措施。     

滨南油田动态监测技术的发展及现状

动态监测技术贯穿于滨南油田开发的全过程,充分运用动态监测资料寻找和掌握油藏开发过程中的变化规律和特征。滨南油田1968年投入开发,在开发初期,动态监测以高压、低压试井为主;进入中高含水开采期后,为找水堵水,开展剖面测井;进入高含水开采期,针对油层水淹严重、剩余油分布零散的特点,开展以找油为主的饱和度测井,并随着油水井井况不断变差的状况,开展工程测井。     

中低渗油藏多段塞微球调驱提高采收率技术

平方王油田滨8-3块受油藏非均质影响,随着层间层内矛盾加剧,水驱状况变差,含水上升速度加快。针对滨8-3块中低渗的地层特点引进了聚合物微球调驱体系,聚合物微球具有"注得进、堵得住、能移动"的特点,根据油藏和工艺要求,室内研究优化调整了微球体系的"四个度":粒度、膨胀度、强度和使用不同的浓度,开展PI决策选井和调驱段塞优化,实施多段塞调驱先导试验,提高区块采收率。     

中渗极复杂油藏一类层挖潜与实践

文明寨油藏是中原油田极复杂断块油藏之一,经过多次平面、层间调整,目前已进入高含水、高采出程度阶段,剩余油分布高度零散,由于近年来油田井况损坏加剧,井网适应性变差。针对存在的问题,利用高精度三维地震技术,开展多学科综合研究,对断层、构造进行精细刻画,对储层沉积微相、单砂体的内部结构进行精细描述,对剩余油进行重新认识,重构地下认识体系。通过实施精细基础研究上,根据剩余油分布特点,实施相控剩余油挖潜,建立、恢复、优化一类层注采井网;加强厚油层的内部结构研究,实施层内韵律段挖潜;保持注水量、产液量稳步增长的同时,有效提液,提高水驱控制和动用程度,实现了原油产量稳步提升,油田高效开发。     

浅谈低渗油藏压力恢复试井测试周期

试井是目前油田开发过程中最为常规的油藏动态监测技术之一,理论研究和现场应用时间长,对常规砂岩油藏开发起到很好的指导和支持作用,形成了相对系统的技术体系.考虑井储等影响,研究注采井间探测半径变化,确定低渗油藏压力恢复试井合理测试周期.主要包括:①低渗储层探测半径与测试时间关系；②低渗储层渗透率与测试周期关系；③低渗储层井筒存储系数与测试周期关系.在试井解释理论和方法体系框架下,结合低渗透-特低渗透油藏地质特征,从渗流机理的角度,分析评价目前低渗透油藏试井及解释的可靠性和合理性,开展低渗透油藏压力恢复试井解释研究,提升低渗透油藏压力恢复试井测试及解释的可靠性,为低渗透油藏试井的推广使用提供技术和方法支撑,对目前投产的低渗透油藏具有很好的指导作用.     

中高渗砂岩油藏水驱油效率研究

注水开发是砂岩油藏开发的主要方式,也是迄今为止最经济有效的提高采收率的方法。而水驱波及系数是油田开发中必不可少的参数。研究采用大量试验数据统计分析与论证试验相结合的的方法,以室内实验为主要研究手段,以实验数据为基础,分析并建立了中高渗砂岩油藏的岩石表面性质、注入倍数、驱替压力梯度与水驱油效率之间的关系。     

长春岭油田热采技术研究及矿场试验效果评价

长春岭地区是吉林油田油藏评价和产能建设的重点目标区之一。该区的油藏类型为背斜构造背景下的低温、低压、浅层、岩性断块、弱稠油油藏，具有泥质胶结、低含硫、高胶质、高含蜡、低沥青质、高粘度等特点。由于该区原油粘度大，冷采产量低，因此在该区进行了热采试验。在该区先后开展了蒸汽吞吐、混合气吞吐、蒸汽驱、混合气驱、热水驱、火烧油层等不同方式的热采试验。本文对热采在该区的适应性、各种热采方式的效果进行了分析评价，为本区和其他类似区块开发储备技术，积累经验。     

边水稠油油藏改善开发效果对策研究

针对八面河油田面37块水淹程度高,采出程度低,注汽压力高,开发效果变差的实际,通过分析研究认为边水水侵为影响开发效果的主要因素。针对水侵影响因素,研制出了配套的技术对策。通过方案优化认为:通过减小吞吐周期、内外部提液以及注高温泡沫剂调剖堵水都可以有效抑制边水侵入,改善稠油热采开发效果。     

冬季“三低井”管理模式探讨

随着胡状油田开发工作的深入,油藏中薄差油层不断被动用,使得低产低能低含水的"三低"油井井数不断增加,尤其是进入冬季更加影响到了该类油井正常生产。为此,我们只有针对"三低井"形成完善高效的冬季管理模式,通过全方位的日常维护措施保障,才能使得"三低井"正常生产、高效产出。     

乐安油田含水上升规律研究

本文针对碳酸盐岩油藏出水的巨大生产性难题,在地球物理测井难以判断碳酸盐岩储层中流体性质的情况下,从岩心观察入手,从油藏地质特征分析出发,利用岩心分析资料,综合生产动态及国内外调研资料,对乐安油田碳酸盐岩潜山特稠油油藏的出水问题进行了深入探讨。提出了该类油藏具有"双油水系统"的新观点,同时指出了在较浅的进山深度及较低的生产压差下生产,以满足油藏的渗流特点,控制地层水的均匀推进,才是最有效、最根本的控制水快速锥进,延长低含水采油期,增加低含水采油量的最佳方法。     

长效清防垢技术在华152区的应用

随着陇东油田侏罗系油藏进入中高含水期,措施增产难度增大,陇东油区的措施挖潜方向逐渐由侏罗系延安组转向三叠系延长统。华池油田华152区是开发延长统的试验区块,研究华152区油层堵塞机理与解堵工艺方法,对陇东油田后期的有效开发具有重要的现实意义。     

气顶油藏衰竭式开发中后期剩余油分布规律及开发潜力研究

针对ZSG低渗透小断块气顶油藏复杂的地质特征及衰竭式开发生产状况,对油藏开发生产动态特征进行分析,结合剩余油分布规律研究,提出在井网不完善区块部署调整井,提高储量动用程度;在已动用且地层亏空较大区块开展注采试验井组,实现油藏的分层注水开发,改善开发效果;对于储层物性较差区块实施压裂改造增产措施。该研究已取得较好的现场实施效果,对衰竭式开发复杂断块老油田的二次开发有一定指导作用。     

BS-12起泡剂在常规稠油油藏三次采油的应用

随着油气开采的发展,我国一些大型油田相继进入高含水、特高含水期,提高采收率成为油田生产的重要目标。因此随之出现了聚合物驱、热采、气驱、泡沫驱等三次采油技术。其中,泡沫驱是重要的发展方向。本文介绍一种BS-12起泡剂,能大幅度降低油水界面张力,改变岩石表面润湿性,使原来呈束缚状态的油通过乳化、液膜置换成为可动油,从而极大提高驱动效率,并分析其在常规稠油油藏三次采油的应用,进一步说明其科学性。