单家寺油田稠油热采边底水侵入的综合治理

单家寺稠油油藏属构造地层稠油油藏,经过高轮次吞吐以后,由于受储层非均质性、开采方式、油藏边底水等因素影响,开采效果逐年变差.在研究活跃边底水稠油油藏高轮次吞吐阶段剩余油分布规律的基础上,通过钻新井、扶停产井完善井网,运用调剖、大修防砂技术挖潜油藏剩余油潜力,采用注氮气加化学剂控制水锥、注采参数优化等技术综合治理稠油热采边底水侵入,各项措施实施取得了显著的开发效果.     

剩余油控制因素探讨

剩余油分布的控制因素极其复杂,总的可归结为两类:地质因素和开发条件。其中地质因素是客观的、内在的主要矛盾;开发条件是主观的、外在的次要矛盾,二者相互作用导致剩余油分布的复杂化和多样化。地质因素的沉积微相类型、储层非均质程度、构造条件,以及开发中注采系统的完善程度在剩余油中占主导地位。通过对剩余油控制因素的详尽分析,指出其微观和宏观分布特征和区域,对进一步提高剩余油研究水平有较强的借鉴意义。     

孤岛中二南稠油热采水平井开发适应性研究

孤岛油田中二南部Ng63层稠油油层经历了常规冷采到蒸汽吞吐开发阶段,针对稠油油藏非均质性较强,直井生产效果差,开展了稠油热采水平井开发技术。从地质条件、水平井井区地下存水分析、数值模拟剩余油分布研究等方面进行了水平井适应性研究,提出了目标区三口不同长度热采水平井的具体位置。     

孤岛油田聚合物驱后剩余油挖潜技术研究

针对孤岛油田聚合物驱单元转后续水驱后,含水上升快,剩余油分布零散的特点,应用动态分析、油藏工程以及油藏数值模拟等方法对聚合物驱后剩余油分布规律及影响因素进行了研究,指出厚油层顶部和压力平衡滞留区是剩余油的主要富集区,聚合物驱受剩余油静态因素和注聚因素影响,储层变异系数、地层原油粘度、夹层分布位置、注聚用量是主要影响因素;在此基础上系统开展聚合物驱后变形井网方式开采及水平井与直井组合井网方式开采研究,以期得到聚合物驱后进一步改善后续水驱开发效果的技术思路,为今后三采产量的稳定发展提供了理论依据.     

辛109断块沙二14-稳单元开发调整研究

东辛油田辛109断块沙二14-稳单元油藏类型多,由于长期一套层系进行开发,层间干扰严重,同时平面注采井网不完善,造成单元的采收率低。通过精细油藏描述与剩余油分布规律研究,表明单元剩余油潜力较大,为了改善单元的储量动用状况,对该单元实施了细分层系,实施后单元开发水平得到提高,采收率上升了6.9%。     

单二块稠油油藏特高含水期挖潜途径探讨

从精细油藏描述入手,利用油藏数值模拟、钻密闭取心井、常规油藏工程分析等手段,认识单二块特高含水期剩余油分布规律,通过新钻井、老井侧钻、调整注采剖面、识别低阻油层、应用水动力学方法挖潜微构造高点等技术进行剩余油挖潜,油藏开发效果得到明显改善。单二块剩余油研究和挖潜措施开拓了稠油油藏特高含水期挖潜思路,对同类油藏改善开发效果和提高采收率具有指导意义。     

干扰试井在盐家砂跞岩油田注采调整中的应用

针对盐家砂砾油田沉积格局的复杂性,导致注采调整困难的实际情况,利用干扰试井技术,判断该油田的层间连通性,并结合其储层流体特征及储层敏感性评价结果,优化注水实验方案,完善注采井网,注水驱油取得了明显的效果,并为其他砂砾岩油藏注水及注采调整提供了极有价值的参考。     

滨南滨一区沙二段开发潜力评价方法及应用

针对滨南油田滨一区沙二段油藏的开发现状,通过地层精细对比、断层精细解释、沉积微相研究等落实构造和储层特征,建立了精细地质模型。在此基础上进行了精细数值模拟和油藏工程研究,补充和发展了基于正演模型的分层剩余油评价技术和数值模拟的饱和度拟和技术,对剩余油的分布规律有了新认识,提出了今后挖潜方向和具体的开发方案,初步应用取得了较好的经济效益。     

王广区低渗透油藏数值模拟研究

王场油田王广区下第三系潜43油组属低孔、低渗储层,由于井深、低渗透,1997年以前一直没有投入整体开发。近几年来,通过加强油藏研究和采油工艺技术配套措施,对王广区实施了整体部署和完善,取得了较好效果。在精细油藏描述的基础上,对其进行了数值模拟研究,确定了剩余油的分布规律,同时对低渗透裂缝性油藏进行了井网方式的优选,提出了该油藏剩余油挖潜的方向。     

桩西油田桩斜139块稠油油藏开发方式研究

采取数值模拟技术,对桩西油田桩斜139块稠油油藏Ng7~1小层的开发方式、井网井距和注采参数等进行了优化论证,确定了适合该块的开发方式。