文33块沙二下沉积微相与储层非均质性关系评价

沉积微相对储层非均质性具有较强的控制作用。本文在沉积微相研究的基础上,对文33块沙二下的非均质性进行表征。认为文33块沙二下为间歇性涨缩湖盆中发育的浅水三角洲沉积体系,受沉积微相控制,层内非均质性较强;纵向上多砂层叠加,各层间沉积微相、物性差异大,具有较强的层间非均质性。受沉积微相的影响,储层物性变化大,方向性强,造成了较强的平面非均质性。     

孤东油田低电阻油藏的测井评价模型研究

利用钻井、测井、取心、分析化验、试油试采及生产动态等数据，在地质条件约束下，动静态相结合建立地质务件约束下的各类测井评价模型。     

孤东油田六区馆陶组下段油藏地质特征及挖潜方法

本文以孤东油田六区为例，分析了馆陶组下段油藏地质特征，提出了该区挖潜方法对老区勘探开发有指导性意义。     

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。     

滨南油田毕家沙三下油藏储层特征研究

滨南油田毕家沙三下油藏位于滨南三区的东北端,构造上属于滨南断裂带二台阶,为被断层复杂化的向南西倾伏的牵引鼻状构造。储层为一套水下冲积扇沉积体系。该油藏在沉积过程中,受同生断层、地形坡度、相变等因素的影响,油水关系复杂,地层连通关系不清,采出程度与含水不匹配。     

文234复杂断块油藏地层精细对比研究

针对文234复杂断块已完钻的17口井的地层对比难度大,尤其是沙二下、沙三中地层,井间对比关系不清的问题,开展了地层精细对比、构造精细研究工作。     

关于埕东油田西区底水油藏水平井挖潜的建议

埕东油田西区为边底水油藏,开发到目前已经有30多年的历史,该块馆上段初期因油稠出砂的原因,只有油性较好的零星井点生产,80年以后才陆续打井,由于构造缓,破坏性开采等原因,该块含水上升快,稳产难度大,本文以埕东油田西区为例对此类地质条件复杂,含水高的构造边底水油藏的地质、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,提高油藏储量动用状况的开发思路,根提出实施方案,取得较好的效果。     

孤东油区砂岩油藏剩余油饱和度评价方法分析

本文在总结孤东油田水淹层特征基础上,通过对不同开发时期的测井资料进行分析,研究出了利用常规测井资料评价砂岩油藏剩余油饱和度的方法。为孤东油田的开发和剩余油挖潜提供了基础。     

孤东油区稠油油藏可采储量标定方法的选择与应用效果

稠油油藏是孤东油区的重要油藏类型,其动用石油地质储量占全区的16%,标定可采储量占全区的10%,主要采取蒸汽吞吐的开发方式,部分单元采取蒸汽吞吐+间歇蒸汽驱开发。稠油油藏开发初期主要采用参数类比法、经验公式法、地质综合研究法标定可采储量,开发中后期主要采用注采关系曲线法、递减法标定。从应用效果来看,注采关系曲线法和递减法能够比较准确的反应开发实际,但递减法是稠油油藏可采储量标定方法最终选择,而初始递减率及递减段的选取是递减法标定可采储量的关键。     

王14块特低渗裂缝性油藏注水开发伤害因素

胜利油田王家岗油田王14断块属于特低渗裂缝性油藏。为了深入研究水源水在注水过程对储层的伤害,采用静态水质分析与动态岩心流动实验相结合的手段,对注水过程中的储层伤害机理进行分析,并制定了相应的注水水质指标。结果表明,水源水中固相颗粒含量、粒径中值严重超标是储层渗透率下降的关键因素。不合格的现场水源水长期注入储层对储层岩心造成了较大的伤害,基块岩心渗透率损害率大于70%,裂缝岩心则超过90%。综合室内实验研究,王14块沙四段注水水源的机械杂质指标推荐为A2级。     

濮城油田沙二下油藏高含水后期深度开发提高采收率实践

<正>本文根据沙二下油藏分类储层的非均质特征和构造的复杂性,着重对高含水后期剩余油分布的特征及赋存特点进行描述。针对不同的剩余油存在类型,及时优化开发对策,开展了不同挖潜方式的注采调整实践,通过配套的工艺技术,进行深化水驱提高采收率的探索。1油藏概况濮城沙二下油藏是一个埋藏深、含油层系多、非均质性严重的断块油气田。含油面积17.2km,石油地质储量3650万吨,     

应用细分配套技术改善和提高濮城油田南区沙二下1—8油藏开发效果

经过20多年的开发,南区沙二下油藏已经进入高含水水驱开发阶段。由于油藏井况损坏严重,注采井网薄弱,油藏水驱控制程度降低,加之长井段多砂组合采合注,层间矛盾突出,水驱动用程度低,呈现出含水上升速度快,产量递减大的被动局面：通过开展细分配套工艺技术在低渗油藏的综合应用,油藏开发状况取得明显改善。     

孤东油田三区矢量重组精细调整研究

孤东油田三区是孤东油田整装多层砂岩油藏的典型代表,单元自1985年8月投入开发,先后经历了注水、二元复合驱开发,2013年1月转入后续水驱。针对单元层间矛盾突出、储量控制和动用不均衡、常规手段调整效果差等问题,结合油藏特点,在剩余油研究的基础上,对单元实施了层系井网矢量重组,重建开发体系,取得显著效果,使整装老油田保持了较高的开发水平。     

纯化油田纯17-1块剩余油挖潜技术研究

纯17-1块为多薄层常规低渗透油藏老区,储层物性差异大,岩性复杂,注水开发以来仍具有较大调整挖潜的潜力。为此开展了两类油藏差异开发技术政策界限研究,形成纯17-1低渗透油藏差异开发技术政策界限,在此基础上,开展差异开发井网井距优化技术、Ⅰ类层特高温化学驱技术、Ⅱ类层差异储层改造技术研究,形成纯17-1低渗透油藏差异开发关键技术,从而形成低渗透油藏差异开发提高采收率技术,改善油田的开发效果。     

乐安油田革13断块沙四段簿互层稠油油藏开发效果评价

1区块油藏特征 乐安油田草13断块位于东营凹陷南斜坡,草桥一纯化镇断鼻带东部,为南界被石村断层切割遮挡的继承性断鼻构造。沙四段地层倾角3°～4°,顶面埋深12s0～1360m。储层岩性以粉砂岩、粉细砂岩为主,夹层多．分选性差,     

乐安油田草13断块沙四段薄互层稠油油藏开发效果评价

<正>草13断块沙四段井网基本瘫痪,处于低速低效开发状态。本文从产量递减、储量动用、层系井网、水驱效果、采收率等几个方面对该区的开发效果进行分析评价,为区块综合调整和科学开发提供可靠依据。     

江家店油田砂四上亚段夏斜96块油气成藏潜力分析

随着隐蔽性油气藏勘探技术的不断提高,惠民凹陷勘探程度越来越高,勘探现状越来越复杂,浅层高产的构造油藏已经开发,滩坝砂油气勘探已经成为现阶段的油气储量增长点之一。本文通过对惠民凹陷江家店油田沙四上亚段的构造、储层、油气成藏条件的研究,认为该区沙四上段油藏主要集中在大面积的薄互层滩坝砂中,具有多砂组含油、含油井段集中、含油高度大等特点,油藏类型为受砂体展布规模控制的岩性油藏。新钻井证实了该区沙四上亚段油气已聚集成藏,对惠民凹陷沙四上岩性油藏的勘探起到了积极的推动作用,确立了新的储量接替阵地。