水平井技术在埕东西区稠油底水油藏开发中的应用

埕东油田西区Ng44为一个典型的底水稠油油藏,是2008年采油厂的新建产能区块。试油试采表明该块常规生产油井初期产能较低,直井生产含水上升较快,水平井热采开发效果较好,因此产能方案设计采用水平井整体动用。本文介绍了埕东西区Ng44稠油底水油藏产能建设中水平井的应用情况,通过水平井防砂筛管完井技术、酸洗技术、注汽热采技术和井筒举升技术等配套技术的综合应用,取得了较好的效果,实现了埕东西区Ng44稠油底水储量的高效开发。     

黄沙坨火山岩油藏注水实践分析

黄沙坨油田是裂缝性边底水火山粗面岩油藏,储层属于裂缝-孔隙型双重介质,裂缝、孔隙等发育的程度、状况控制着油井的生产状态。本文介绍了油田注水开发特征,并从油藏裂缝发育状况、驱油效率、采出程度、注采井空间位置等方面分析黄沙坨裂缝性火山岩油藏注水开发的影响因素：并对火山岩油藏水驱规律、油藏动态变化取得了全新的阶段性认识,进一步完善了火山岩油藏注水开发评价体系。针对注水开发中存在的矛盾,通过控制注水强度、完善注采井网,延缓底水锥进造成水淹,调整和缓解油田开发矛盾,对指导油田下步开发具有指导意义,也为同类型油田注水开发提供可借鉴经验     

新滩垦东32注汽参数优化研究

垦东32断块热采井产量占到该块总产量的70％,随着08年区块加密调整,12口水平井注汽投产,热采规模不断扩大。本研究从区块油藏地质特征入手,结合吞吐井开发效果与室内研究,对注汽参数进行了进一步优化,使注汽参数与区块储层特征相配套,最大限度提高吞吐开发效益。     

低渗透油藏稠油热采试验

针对三塘湖油田西峡沟区块中浅层低渗稠油油藏特点,确定蒸汽吞吐开采方式。通过优化注汽参数优选注汽和采油工艺,形成配套开采技术,并在2口井进行矿场试验,A21井油汽比0．48,A4井注汽1500m^3,产液1565．2m^3。取得了较好的开发效果。     

基于GIS平台的未动用储量分析系统研究

目前胜利油田共有探明未开发及控制储量区块多,储量类型以低渗透油藏、稠油油藏和滩浅海油藏为主,但是不同类型油藏未动用储量在平面上如何分布、与同类型已动用储量展布关系如何,目前都没有系统的软件能够实现。本文研制一套系统,实现不同单元、不同层位、不同油藏类型在平面上分布情况展示;通过开展已开发区块与未动用区块综合对比、统计、分析,实现优选动用,达到提高未动用储量高效动用的目的,为油田发展提供技术支持。     

低渗透油藏稠油热采试验

针对三塘湖油田西峡沟区块中浅层低渗稠油油藏特点,确定蒸汽吞吐开采方式。通过优化注汽参数优选注汽和采油工艺,形成配套开采技术,并在2口井进行矿场试验,A21井油汽比0．48,A4井注汽1500m^3,产液1565．2m^3。取得了较好的开发效果。     

春光油田稠油井注采参数研究

春光油田春10区块主要生产层系S1Ⅱ高孔高渗,含油性好,但原油性质差,属于超稠油油藏。根据2012年蒸汽吞吐试采的情况来看,整体效果差,油汽比只有0.24,鉴于此情况,希望通过此次探讨研究,提出合理的注采参数及注汽组合方式建议,进一步提高区块整体的开发效益,为油田生产提供帮助。     

边底水火山岩油藏开发特点与对策

本文针对边底水火山岩油藏成藏规律复杂、储层不易识别描述、开发难度大的特点,对滨674块火山岩油藏储集层的特征及油藏类型、开发方式进行研究和分析,阐述了火山岩油藏开发过程呈现的问题和治理对策及效果。     

二氧化碳在孤东稠油敏感性油藏的应用

孤东稠油区块GD827、KD641等区块属敏感性稠油油藏,其油层具有胶结疏松,泥质含量高,油稠等特点,由于地层敏感性强,且具有多重敏感性,注蒸汽过程中粘土膨胀,堵塞喉道,造成渗透率下降,注汽压力升高,注不进汽,影响开发效果。针对敏感性油藏特点,在借鉴国内外油田开发经验基础上,开展了CO2热采增效技术研究,来提高储层的采出程度,对实现孤东敏感性稠油油田的持续发展产生了积极的推动作用     

冲击波解堵在火山岩油藏中的应用

火山岩油藏开发的特殊性,导致冲击波解堵技术在火山岩油藏作用的特殊性,其作用机理有别于砂岩油藏的作用机理.正确分析和认识这种作用机理,可以对今后火山岩开发提供一定的参考.     

火山岩地震储层预测及应用效果研究

火山岩地震储层预测难度大,目前国内外存在很多争议。本文通过井震结合,采用模型控制波阻抗反演技术,对克拉玛依油田九区古16井区石炭系火山岩储层进行了预测,发现两个"低速异常体"即为有利储集体,与实际钻井、录井、试油试采资料吻合较好。应用该成果进行了油藏东部扩边区开发部署,新井实施后生产效果很好,进一步证实了预测结果的可靠性。推动了火山岩储层预测技术在克拉玛依油田的应用,为类似火山岩储层预测起到了宝贵的借鉴意义。     

陆梁油田L9井区J2x1油藏低对比度油层分类及开发控制因素分析

陆梁油田L9井区J_2x_1油藏自21世纪初探明,由于油水层识别难、油藏类型不清,后期投产井相继失利,导致油藏开发控制因素不清,潜力不明。为此,以识别低对比度油层为基础,结合试油试采动态数据对该区油层类型、油藏特征、开发控制因素以及开发潜力进行再认识。研究表明,分岩性识别低对比度油层解释结论与试油试采符合率达94%,其油藏类型为构造控制,局部受岩性影响的背斜油气藏。影响开发控制的主要因素为避水高度、油层类型及厚度、地层系数以及含油饱和度。据此拟合出油藏初期的产能平面分布图,指出了潜力区的范围及开发方式,这也为下一步的生产开发提供了依据。     

水平井GST导向钻井技术在孤东油田的应用

孤东65-13块及垦东405块油藏位于孤东海堤大坝外侧浅海地带,储量约260万吨,储量品位极高,是典型的高产稀油区块。由于受地面条件限制,常规直井钻采难度较大、成本较高、效益较低,影响了两块的正常开发、建产工作。利用具有国际先进水平的GST地质导向钻井技术进行水平井钻探开发两块油藏,实时钻进监控,及时纠正钻进过程中出现的偏差,保证水平井钻井成功率,不仅实现了海油陆采的目的,而且还降低了开发成本,提高了开发效果。     

单家寺稠油蒸汽驱试验探索与实践

单家寺油田稠油油藏一直采用蒸汽吞吐方式开采,产量递减幅度较大,制约了区块开发效果。针对这一现状,选择了单83块进行了转换开发方式研究,在蒸汽吞吐开发方式评价和蒸汽驱可行性分析研究基础上,开展了单83块蒸汽驱先导试验工作,取得了良好效果。区块开发效益明显提高。在单83块基础上又对单56块进行了蒸汽驱推广试验工作,初步见到较好效果。两个区块的转换开发方式探索与实践为同类油藏后期开发方式的转换提供了借鉴。     

水溶性自扩散降粘体系在薄层稠油油藏的应用

胜利油田陈25块为薄层稠油油藏,应用水驱方式开采后,油水流度比大、油井含水高,严重影响了区块整体开发效果。需尝试新的开发方式,提高单元开发水平。在细致地油藏地质描述、开发效果评价、剩余油分布研究及水溶性自扩散体系水溶液室内驱替实验、经济评价的基础上,我们对陈25区块实施并完成了自扩散降粘剂化学驱提高采收率技术研究,进行注水井伴注矿场实验后,效果显著,该块增加了水驱油效率,提高了渗流能力,经济效益显著,达到了化学驱油、降水增油的目的,解决了陈25单元薄层稠油区块改善水驱效果的问题,对稠油区块的开发具有很好示范作用,具备广泛的推广价值,为水驱薄层稠油油藏探索了一种新的经济有效的改善水驱效果方法。     

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。     

徐深气田火山岩气藏气井产能特征与控制因素分析

火山岩气藏与碎屑岩和碳酸盐岩储层气藏相比,储层非均质性强、渗流机理复杂,气井间产能差异大、分布不均衡.本文针对研究区块特点,通过对试气、试采及稳定试井资料分析,结合地质认识,评价气井的产能特征与控制因素,优选到了适合火山岩产能特征的气藏工程分析方法,从动态揭示了火山岩储层储集空间特征与渗流杌理,得出火山岩气藏低渗特征明显,气井产能和井控动态储量差异大,储层可流动区域分为连续型、条带型、封闭型、半封闭型四种类型.气井产能影响因素:气田构造、储层岩性岩相、储层的物性、流动区域形态、连通的高渗带(体)的规模、储层微观渗流特性.     

渤南油田老区井网重建研究与实践

本文从精细油藏描述入手,开展了对渤南油田义85块开发效果评价、研究区块开发历程,进行剩余油分布规律及挖潜对策研究,找出影响区块开发的主要因素,确立了重建井网的原则。从注采井网、油层保护、储层改造等方面入手,对区块进行调整,取得了很好的开发效果,提高了该区块的最终采收率。此次调整的成功,对类似油藏高效挖潜具有重要指导意义。     

运用数值模拟技术 研究河86-河91地区沙二9中低渗油藏水淹特征及剩余油分布规律

河86-91地区经过多年的开发,油藏已进入高含水开发阶段。由于油藏储层物性差异性大,导致纵向上储量动用差异大、采出程度低,开发效果变差。为了改善区块的开发效果,本文从基础地质入手,在定量准确求取储层参数、建立油藏精细地质模型基础上,利用油藏数值模拟技术定量揭示剩余油分布,研究评价油藏的各个主要开发指标,为下一步进行开采方式优化和井网调整打好基础,最终达到控水稳油、提高采收率的目标。     

复合挤堵工艺技术的研究与应用

随着油田开发时间的延长,综合含水逐年上升,单一堵剂分层挤堵工艺技术已不能更好地适应油藏及区块的开发需要。根据不同油藏及区块的开发特征,研究开发了复合挤堵工艺技术,达到了有效封堵出水层的目的,取得了较好的降水增油效果。