东辛油区复杂断块油藏开发后期结构法采收率标定

胜利油田东辛油区的地质构造复杂多样,开发阶段进入了高含水、高采出程度的开发后期。针对上述特点,在系统分析各采收率标定方法适用性的基础上,结合东辛油区开发实际,提出结构递减的新采收率标定方法。对依据油藏可采储量制定开发规划提供较为准确的参数,对其他区域类似油藏的采收率标定工作提供借鉴.     

老油田二次开发提高采收率研究

辽河油田针对开发形势和技术发展状况,提出了系列二次开发研究和配套技术,从根本上改善了老油田的开发效果,实现新一轮的有效开发。通过分析不同油藏类型、不同开发方式的二次开发效果,研究了二次开发不同方式对提高采收率的贡献,对老油田开发具有普遍的借鉴意义。     

多层致密砂岩气藏采收率标定

新场气田上沙气藏为一多层叠置的大型致密砂岩气藏,气藏纵横向非均质性强,各气层所处开发阶段不同．井网分布不均匀．单井控制储量差异大,层间储量动用不充分,常规的采收率标定方法不能体现储层差异对采收率的影响。根据气藏的地质、开发特点以及各气层储量分类评价结果,选取各气层代表不同储量类型井区为标定基础单元,标定各气层不同类型储量的采收率。最后给出气藏目前争件下的采收率,采收率标定结果能够反映多层致密砂岩气藏非均质的特点,并以已开发储量为类比对象分析气藏潜力     

辽河油田二次开发技术探索及实践

二次开发是辽河油田针对油田开发形式及技术发展状况提出的全新开发理念,是指当油田按照传统方式开发基本达到极限状态或已接近弃置的条件时,采用全新的概念,采用新的“四重”技术路线,重新构建油田新的开发体系实施再开发,大幅度提高油田最终采收率,最大限度地获取地下油气资源,实现安全、环保、节能、高效开发。     

孔隙型碳酸盐岩油藏采收率标定方法探讨

<正>本文以俄罗斯某油田为例,应用多种方法对孔隙型碳酸盐岩油藏的采收率进行标定,标定结果证实了静态法不适用于碳酸盐岩的采收率标定,动态法中的相渗曲线法也不适用于该类油田的标定采收率计算,而动态法中的驱油效率法、图版法、水驱曲线法及其变形公式、无因次注入采出法预测的采收率基本合理。     

油藏分类管理，努力提高零散难动用储量采收率

在精细油藏描述的基础上,本文针对不同油藏地质特征和流体特征的油藏单元,进行油藏分类管理,选择合理的开采方式和调整措施,不断提高油田采收率。通过实施增效措施,采收率较原有标定提升了1.6个百分点,取得了较好的经济社会效益。     

二三结合模式水驱开发效果评价方法

"二三结合"开发模式,即二、三类油层各自独立部署一套井网,同期布井,同步钻井,协同射孔,完善注采,平衡压力,先期水驱,后期三采,实现二三类油层同步开发。该试验区水驱开发阶段从2007年开始,经过近9年的水驱挖潜试验,含水已经接近98%,即将进入化学驱开发阶段。在化学驱前,通过结合开发实践,筛选确定了注采井网适应性评价、注采压力系统评价、采收率及可采储量评价、含水率及含水上升率评价、注水利用率评价、递减率评价等13项特高含水期油田的综合开发评价指标,以行业标准为依据,确定了各项开发评价指标的评价标准,针对传统模糊综合评价模型的弊端,提出了一种计算结果更加符合实际情况、准确、适用性更强的模糊综合评价模型。最终综合评价了二三结合开发模式水驱阶段开发效果,标定水驱最终采收率,对二三类油层的开发调整具有重要借鉴意义。     

低渗透气藏采收率计算方法分析

低渗透气藏在我国分布广泛,资源量大．低渗透气藏采收率是拟定气田开发规划和编制气田开发方案的重要指标。采收率的高低直接影响着低渗透气藏的开发方式和开发工艺。通过相关文献的调研分析,总结归纳了低渗透气藏采收率计算的不同方法,对不同计算方法的适应性做相关的评价,为低渗透气藏采收率的计算与预测提供一定的理论支持？     

宝北区块水驱过程中储层伤害因素分析

与国内同类低渗油田相比,宝浪油田无论是上产步伐,还是采油速度、标定采收率等均位于前列。油田投入注水开发后,由于宝北区块低渗油田储层自身的特点,加之上产初期主力层系采油速度过高,增产增注工艺没有取得重大突破,注水难以达到要求,产量递减较大,因此对注水过程中的储层伤害因素进行研究,为下步油田开发治理提供依据。     

普通稠油化学降粘驱油效果实验

本文主要是针对普通稠油特点,结合国内外稠油化学开采经验,进行室内降粘剂驱油实验研究,定量给出该方法用于稠油开发的各种参数和可以达到的最终采收率。     

义东油田沾四区剩余油分布规律研究

本文针对义东油田沾四区边底水稠油油藏开发中含水上升快、采收率低的问题,为了改善开发效果,提高采收率,在沾四区边底水稠油油藏开展了剩余油分布规律研究,为该油藏下步实施调整奠定了基础,对义东油田沾四区边底水稠油油藏及同类油藏的开发具有重要意义。     

高30油藏复合驱体系聚合物的筛选与性能评价

高30油藏具有储层非均质严重,油层温度高、粘度大等特点,目前已经进入高含水开发后期,标定采收率为29.4%,即仍然有70%以上的剩余油。本文针对高30油藏条件,利用室内仪器检测和理论分析方法,研究了聚合物浓度对复合体系粘度的影响和表面活性剂CDS-1浓度对复合体系表观粘度的影响,同时进行了复合体系的抗剪切实验,从而对聚合物进行了优选,推荐使用聚合物为抗高温疏水缔合聚合物HNT201-3。     

细管实验法确定最小混相压力的方法

目前,注烃气提高采收率(EOR)是我国许多油田已经进入注水开发后期,高含水油藏常用的一种提高采收率方法。注烃气提高采收率方法包括注烃气混相驱和非混相驱两种。注烃气混相驱是将较轻的碳氢化合物注入油层形成混相驱的一种提高采收率方法而在具备气源的条件下,如何更好,更准确确定混相的最小压力,是为后期注气开发提供技术支持的一个保障,本文将介绍利用细管实验法结合某油田油藏特点,实例介绍确定最小混相压力的过程。     

低渗多层砂岩油藏细分调整精细注水技术研究

低渗透油藏具有强水敏、强非均质性的特征,开发效果较差,注水矛盾突出,制约了油田开发水平的持续提高。针对NM油田以"提速、增效、降本"为目标,开展了细分层系、精细注水为主的开发调整,取得了显著效果,开启了低渗透油藏开发新篇章,支撑了辽河油田千万吨持续稳产。     

曙光油田馆陶油井堵水技术

针对辽河油田曙光采油厂馆陶新井采出原油含水率高的问题,通过对该馆陶油层地质结构,渗透机理的分析研究．开发出新型无机堵水剂、配合不同的管柱封堵工艺,在现场试验中取得了满意效果。     

河148断块低渗油藏注水开发可行性分析及部署方式探讨

针对低渗透油藏河148块在弹性能量开采过程中出现地层能量下降快、产量递减大、弹性采收率低的问题,本文从恢复油层压力、提高采收率的角度出发,对河148断块实施水驱开发的可行性及注水开发方式进行了分析与探讨,认为河148块可沿地应力方向先采用反九点法后转八五点法的注水开发方式进行注水开发,从而提高该区块整体开发水平.     

埕东油田西区边底水油藏管理模式探讨

埕东油田西区为典型边底水油藏,该类油藏突出特点就是边底水活跃,含水上升速度快,采出程度低,采收率低。为改善边底水油藏开发效果,实现边底水油藏高效、可持续开发,提高油藏最终采收率。本文针对埕东西区边底水油藏地质特征、开发方式、油水关系及开发效果等诸多方面的差异性,运用"差异化"管理理念,对症下药,不同的油藏特点采取不同的开发对策,进一步提升边底水油藏开发管理水平。同时,通过该理念的建立,为边底水油藏的高效开发建立一整套完整的开发管理体系。     

水平井技术在边底水油藏中的应用

广华油田广一区潜33油组油藏为典型的边底水油藏,地层能量充足,在利用直井井网开采了30多年后,主力层已基本水淹。由于直井开发水锥现象严重,开发状况不断恶化,导致采收率低,大量剩余油滞留地下无法采出。针对该油藏地质特点和开发状况,利用水平井技术进行剩余油挖潜,不但明显提高了采油速度,改善了开发状况,而且采收率由52.3%提高到55.4%,取得了较好的开发效果,为同类型油藏的高效开发提供了经验和借鉴。     

凝析气藏流体物性分析及开发应用研究

凝析气藏的开发不同于一般气藏,除了要考虑天然气采收率外,更重要的还需要考虑提高凝析油采收率的问题。本文针对衰竭式、保持压力和部分保持压力三种开发方式,以埕北古7井流体组分分析结果、流体相态实验为基础,研究了带油环凝析气藏开发方式的选择。     

高含水油田开发指标在可采储量标定中的应用

石油可采储量是制定油田开发规划的物质基础,是评价油田开发效果、编制调整方案的基本依据．因此可采储量标定结果的准确性是十分重要的：对于已开发中后期油田而言,可采储量预测方法主要有童宪章图版法、水驱曲线法、递减曲线法和增长曲线法。不同的方法,标定出的可采储量会有很大差异,作者提出了可采储量预测方法和结果应该与油田实际开发指标相结合,从而选出正确的方法,标定出现阶段合理的石油可采储量。