分区认识 分类治理 实现高89-1块CO_2驱良性开发

高89-1块自2008年实施二氧化碳混相驱以来,经历了单井试注—四注一采—注采完善三个开发阶段,2012年实现了区块整体注气,累计注入二氧化碳15.5万吨。随着注气量的增多,区块气窜油井不断上升,气窜越来越严重,严重制约区块开发效果。2013年以来,针对气窜越来越严重的实际情况,通过实施分区认识,分类治理,加强注采调配,分区确定注采比,协调平面注采关系,一是矢量调配,均衡流线;二是增控结合,调控流线;三是饱和注气,提高压场的注气方式,实现了高89-1块CO 2驱良性开发。     

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。     

杏八九区纯油区萨Ⅲ组调整井注采系统调整效果分析

通过对杏八九区纯油萨Ⅲ组油层特点以及历年开采情况进行了认真的分析，认识到萨Ⅲ组油层注采系统不完善的矛盾，并及时对该区块进行注采系统调整，在认真分析2004年转注效果的同时，为2005年注采系统调整的分析和产量预测提高了可靠的依据。     

大芦湖油田注水系统二次污染分析及治理

<正>受源头水质及注水沿程二次污染影响,大芦湖油田樊一注沿程水质恶化情况严重,直接影响到区块注水开发效果。通过对沿程水质二次污染因素进行考察分析,开展了治理技术研究,开发出利用表面活性剂清洗与低浓度酸洗的复合清洗技术,取得较好效果,实施后井口水质得到明显改善。1注水沿程二次污染因素分析樊1注1992年建成投产,初期注入水源为清水,2007年樊家输油站水处理系统改造完成后改注污水,下有配水间4座,承担着大芦湖油田樊29等区块共32口注水井注水任务。受源头水质     

致密油藏热水驱开发方案优化研究

本文以长庆致密油藏注热水实际区块为研究对象,通过数值模拟对致密油藏热水驱开发技术政策进行了系统研究。结果表明:该油藏最优注热水温度为120℃,最优注采比为1,最优注热水时间2年,早期注热水比后期注热水效果好。采用最优注热水方案对区块采收率进行了预测,预测20年后采收率为24.66%,比注冷水提高了4.5%。     

完善注采系统改善低渗透油田开发效果

渤南三区是典型的亿吨级低渗透油田.2003年以来,为改善区块开发效果,进行了一系列的注采完善工作,治理后区块开发形势明显改善,日产水平稳定,采收率提高0.6%,增加可采储量8×104t.     

精细动态调水改善水驱开发效果研究

<正>油田开发形势日趋严峻,老区已整体进入特高含水开发阶段,受井况损坏严重、剩余油认识难度大、分层调控工艺实施难度加大等原因,导致分层动用状况变差,严重影响水驱开发效果的提高。高水平的注采动态调配不仅是精细注采管理不可或缺的重要内容,更是注采管理水平高低的重要体现,注采动态调配常态化才能在实现油田效益开发过程中发挥更大作用。     

自动测试调配工艺在WEH油田的应用

WEH油田为解决层间矛盾,实现稳油控水,加大精细注水力度,持续实施油井转注、水井分注、分注提级、水井大修等措施,井下偏心配分注水井日益增多。本文引进流量自动测试调配仪,由地面控制系统根据井下仪器测得的流量数据控制井下分层注水量的调节,对整个过程进行实时监测和测量,从而实现了分层注水量的边测边调,解决了注水井常规测试调配工艺工序繁琐、测调效率低、控制精度低的问题,提高了分注井测试调配效率和质量。     

油井填砂分层注汽技术的应用

针对稠油区块油井井下状况日益严重的情况,油井无法实施分层注汽、堵水措施,大大影响了油层的动用程度,严重影响油井的正常生产,为有效控制套变对油井的影响,通过对油井实施填砂技术方面的研究与应用,提高油层动用程度和蒸汽热能利用率。     

合水ZH73区块合理注采技术政策评价

注采技术的合理性对油田的稳产、增产具有极其重要的意义,ZH73区块为西峰油田合水区块CH3油藏的重点开发区之一,其注采技术政策的匹配性关系到合水区块的开发、稳产形势,部分井组因注采技术执行不到位出现含水上升快、递减快及地层压力保持水平低的"两高一低"情况,本文主要从理论研究方面来评价该区块注采技术政策匹配性,以期对该区块稳产形式提供指导性意见。     

杏八九区纯油区萨Ⅲ组调整井注采系统调整效果分析

通过对杏八九区纯油区萨Ⅲ组油层特点以及历年开采情况进行了认真的分析,认识到萨Ⅲ组油层注采系统不完善的矛盾,并及时对该区块进行注采系统调整,在认真分析2004年转注效果的同时,为2005年注采系统调整的分析和产量预测提高了可靠的依据。     

临盘油田特低渗油藏注氮气矿场先导试验

特低渗透油藏氮气驱矿场试验是临盘油田氮气驱可行性研究的重要内容。先导试验选取夏509块的夏509-4井实施注氮气,该区块平均渗透率2．03×10^-3μm^2,平均孔隙度14．6％。通过试验,累积注氮气37．8×104^4m^3,相比较该井注水初期配注40m^3／a．提高了3—5倍,说明氮气作为驱替介质注入是可行性,为今后特低渗透油藏的注氮气开发进行了有益的探索。     

萨南作业区注水井分类管理研究

通过对注水井的分类管理研究,能有效的将注水井进行精细分类,在日常动态分析工程中,能有针对性、有侧重点的分类管理和综合调整挖潜,达到改善水驱开发效果,提高油田开发整体经济效益,注水井的分类管理同样可以在其他区块中综合应用。     

面14区沙三段改善水驱开发效果主要做法及认识

八面河油田面14区沙三段通过结合工艺技术进步,实施层系细分、注氮调剖、注水井分注等多种调整手段,使区块舍水上升得到有效控制,储量动用状况与水驱趋势明显变好,采收率进一步得到了提升,改善了特高含水初期稠油油藏注水开发效果。     

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。     

提高注聚区原油产量措施优化研究

孤东油田所管辖的三区馆陶、四区馆上是注聚区的主力层,是由断层切割形成的自然区块。其特点是构造不完善,小土豆层多,剩余油分布零散,地层发育不完善。通过建立适合采油矿实际的分层次、全面管理体系、考核体系、引进新科学技术、总结实施新开发战略等措施,全面开展不完善注聚区实施综合调整挖潜、提高原油产量的优化管理工作。     

完善注采 改善渤南三区开发效果

渤南三区1973年试采,1987年全面开发,1990年最高年产油量达到34．6×10^4t,2001年进入特高含水开发阶段,1995年后由于开发时间长、注水压力高,部分水井转大修停注造成井网二次不完善,注采矛盾不断加剧,导致含水上升快,产量大幅下滑,自然递减由7％逐步加大到20％以上,年产油量年均减少1．33×10^4t,开发效果变差。2005年以后针对这些开发中存在的问题,加强了注采井网二次完善,配套实施油井挖潜工作,开发效果明显改善：     

采取多种技术措施 强化史深100区块稳产基础

史深100区块为一深层高压低渗透油藏,该区块自2005年以来由于水质不达标,水井欠注情况比较普遍;中部砂体较厚、物性较好油井水淹水窜,边部油井砂体发育差,油层厚度差的油井,能量较差,采油困难,区块自然递减大。针对这种情况,通过采取一系列的技术措施,水井主要采取了水质节点管理、活性水增注、周期注水、高压分层、水井调剖等举措;油井主要采取边部油井重复压裂、油井解堵、仿水平井技术、局部注采完善等措施,区块稳产基础明显加强。     

超临界注汽锅炉的应用

超临界注汽锅炉的试制,填补了国内这一领域的空白。本文介绍了超,临界注汽锅炉的结构、原理及注汽应用,通过与亚临界湿蒸汽发生器的特点相比较,说明了超临界注汽为蒸汽吸收不好的油井及深井区块、超稠油的开采提供了可能,使这邵储量得到开发利用,从而提高了采油效果。     

超临界注汽锅炉的应用

超临界注汽锅炉的试制,填补了国内这一领域的空白。本文介绍了超临界注汽锅炉的结构、原理及注汽应用,通过与亚临界湿蒸汽发生器的特点相比较,说明了超临界注汽为蒸汽吸收不好的油井及深井区块、超稠油的开采提供了可能,使这部储量得到开发利用,从而提高了采油效果。