滨363块低渗透油藏井网井距优化研究

由于滨363块低渗透油藏井网适应性差,注采井距大,使得水驱开发效果差,区块采油速度低,储量动用较低。为了探讨适应该区块开发的合理井网井距,利用油藏数值模拟技术及经济评价技术对不同井网、井距进行优化对比研究,通过综合对比得出,滨363块采用正方形反五点面积井网,井距180米开发,开发效果和经济收益最好。     

井网部署研究在坪北特低渗透油田中的应用

低渗透油藏一般具有启动压力和天然或人工裂缝，其开发效果的好坏主要与上述两个因素密切相关，通过对低渗透油藏启动压力对井距的影响研究，以及开发井网对裂缝的适应性研究，进行了坪北油田SP199井区井网部署，对于同类型低基透油田采用合理的井网进行有效开发提供了借鉴。     

喇嘛甸油田萨一组油层注气开发数值模拟研究

喇嘛甸油田萨一组油层注水开发后,套损严重,水井停注层多,油层动用程度低。为有效改善萨一组油层的开发效果,同时避免套损状况的加剧,探索注气开发萨一组的可行性,本文通过优选研究区块,运用数值模拟技术,对注气开发的方式、井网、井距以及合理的注采强度进行了研究,对不同注入方式、不同的井网井距进行了筛选,得出最佳的注入强度,并确定212m五点法面积井网开发效果较好。     

扶余油田套返井治理技术研究与现场应用

目前大多数油田由于多年开发和井网调整,造成井距近、井网密集、油水井井数多,井况复杂多变。在大修治理过程中,错断通径大的套损井通过治套、取套、贴补等大修技术进行治理,但套管错断严重,套内吐泥岩不止、套外地层坍塌的套损井通过常规大修取套、治套等技术不能有效治理。套管错断严重井治理难度大,修复成功率低,油水井套管错断问题日益突出,成为制约油田稳产和高效开发的不利因素。对套管错断机理进行认真分析,在不断探索和总结的过程中,形成了套管错断井治理技术和套管错断的预防措施,对今后套管错断井的治理提供了一定的经验和指导作用。     

低渗透油藏开发技术在大王北油田大37块的应用

大王北油田大37块属于低渗油藏,渗透率低、井网井距大、注入水水质差、储层污染等因素造成油藏开发效果差。本文针对这些原因,通过开展渗流机理、合理井网、井距的研究,辅以压裂、酸化、负压射孔等开发配套技术,提高和改善大37块开发效果。     

薄层超稠油油藏水平井蒸汽吞吐开发研究

本文通过数值模拟技术,对王庄油田郑411块沙三上亚段1^#砂体超稠油藏水平井开发的井网、井距、布井范围、注采参数等进行了优化,形成薄层超稠油开发关键技术,并取得了较好的应用效果;实现了该区块产能突破。对谊类埋深大、有效厚度小、边底水的超稠油油藏开发具有重要的指导意义。     

油田单井效益预测及评价方法的探讨与应用

随着油田开发管理的深入,投入与产出的矛盾越来越大,是否能够取得最大的经济效益是人们考虑的重点。通过建立单井效益预测评价机制可以进一步优化措施方案,取得较好油藏开发效果,从而提高油田经济效益。本文主要对单井措施效益预测及评价方法进行了探讨,采取前期评估、后期评价,在应用中起到了促进作用。     

塔河油田奥陶系T704单井缝洞单元油水分布模式探讨

塔河奥陶系碳酸盐岩油藏岩溶缝洞型储层具有极强的非均质性,搞清缝洞储层流体分布规律已成为合理高效开发该油藏面临的重要问题。文章从地质录井、生产动态、流体分析结果、地震资料显示四个方面对单井油藏T704井进行了分析,提出了T704井的油水分布模式,深化了对单井缝洞单元储集体的认识。     

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。     

水平井四点法井网产能计算

从油气渗流理论出发,在总结前人研究成果的基础上,利用保角变换法和等值渗流阻力法对水平井与水平井联合井网的开发渗流理论进行了研究,推导出四点法水平井井网在XYZ三维空间的产能公式,同时研究了影响四点法井网水平井产能的参数:水平井井距,井网排距,油层各向异性,水平井长度。     

单管同井注采技术在南海西部油田的应用

对于同一口井,不同层位的注水和采油,通常需要通过双管完井工艺来实现。由于双管完井工艺成本较高,海上平台空间有限,为节约海上作业及设施改造的成本,把原来的一口井变成了两口井使用,提高了单井利用效率,实现了一定范围的井网优化,并引入了单管同井注采工艺。作为南海西部油田的首次尝试,同井注采工艺在实际应用中遇到了一些问题,经过分析和工艺改良及筛选,对工艺进行系统的优化,取得了理想的注采效果。     

埕岛油田馆陶组油藏开发调整配套技术

埕岛油田馆陶组自1994年开发建设,初期采用一套井网、大井距、四点法井网开发,到中高含水期已不能满足海上高速高效开发的要求。针对埕岛油田馆陶组油藏采油速度低、压力水平低、动用程度低和层间干扰严重等问题,在储层预测技术及三维地质建模基础上,应用油藏工程、数值模拟和经济分析等方法,形成了馆陶组油藏开发调整技术政策,并在钻井和作业过程中不断优化配套技术,提高了油层保护质量。     

文明寨油田明6块高含水期稳产技术研究

明6块受井况恶化等因素影响,区块开发效果明显变差。为改善高含水后期注水开发效果,本文开展以极复杂断块油田构造研究为突破点的油藏精细描述以及剩余油定性分析和定量描述,制定不同构造特点及开发特点的调整治理技术政策,改进和完善适应高含水期注采井网优化及精细注水开发技术。通过井网优化恢复、层间精细调整、层内有效挖潜,改善水驱效果,自然递减得到有效的控制,实现稳产。     

营11低渗透油藏矢量井网开发技术应用研究

本文按照矢量化井网开发的思路,以井网适应性研究为切入点,深入探讨营11沙三低渗透油藏井网形式、井距、排距与储层非均质性、地应力方向的匹配关系,找到了一套改善营11沙三低渗透油藏开发效果的途径,取得了较好效果。     

单井效益评价新方法在涩北一号气田的应用

自单井效益评价工作在涩北一号气田开展以来,单井效益评价只停留在效益分类的层面上,不能很好地指导气田开发工作。为解决这一现象,本文突破了五种效益评价类型的束缚,找到了适合涩北一号气田的单井效益评价新方法,从而从经济的角度对气井进行评价。     

某油田长6超低渗透油藏合理开发技术研究

近年来,随着储量品位的逐年降低,超低渗透油藏的开发成为油田开发的重点。以某油田为例,通过开展"小井距井网、小水量超前注水、控制套压增产、合理流压"等开发技术政策的探讨,研究提高超低渗透储层开发效果的配套技术,并取得了一些阶段性成果与认识。现场实践表明研究区的合理开发技术政策为:采用小井距部署井网,井排走向与最大主应力方向一致;坚持小水量、长周期的超前注水政策;采油井合理控制套压,实现短期增产。     

单家寺油田单83-014块稠油转蒸汽驱提高采收率研究

<正>单83-014块稠油2004年投入开发,主要采用蒸汽吞吐方式。该块目前处于高轮次吞吐阶段,油藏受边底水和开发方式的制约,油汽比、周期产油量大幅度下降,含水率逐年升高,油田稳产难度非常大。为进一步挖潜剩余油,提高采收率,进行蒸汽驱研究,通过数值模拟进行优化转蒸汽驱条件下的井网、井距和注采参数,来提高区块采出程度,预计汽驱15年内采收率将提高21.07%。新增可采储量65.3X10t。4     

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。     

史100断块史103井区加密试验研究及实践

针对史100断块史103井区的具体特点,从体积波及系数、采收率、经济效益及开发实践等方面对加密调整可行性进行了充分论证。在技术和经济评价的基础上,确定了合理的井距和井网密度。结合井网加密方式和注水方向性研究,利用数值模拟优选了加密调整方案。     

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