创新型分支水平井钻井技术应用

稠油主力区块生产井、水平井的加密和提高采收率已成为油田稳产的关键问题。开展"鱼刺型"分支水平井技术攻关,根据油藏条件设计井眼并进行井眼空间分布,以有效增加油层的裸露面积。提高油藏动用程度,增大注蒸汽波及体积,最终达到提高采收率的目的。     

南一区西东块小井距高浓度注聚效果认识

油田经过多年的加密调整和注水开采,大部分已经入高含水和高采出程度阶段,依靠常规方法开采稳产难度越来越大,为了最大限度提高油田采收率,根据南一区葡I组主力油层的陆相沉积,油藏非均质性以及水驱开采后剩余油的分布状况,在南一区西东块2008年进行小井距布井,于2009年1月开始采用注高浓度聚合物,经过10个月的注聚现场应用研究,我们对南一区西东块注聚井取得良好效果做出真实评价,为油田进一步发展和完善聚合物驱油技术,保证聚合物驱油现场应用取得好效果提供依据。     

克拉玛依油田六中区克下组砾岩油藏二次开发研究与实践

克拉玛依油田六中区克下组油藏为非均质严重的洪积相砾岩油藏,1974年全面投入开发,经过30多年的开发,油藏水驱效果差,采油速度低(0.14%),采出程度低(29%)。为改善油藏开发效果,提高最终采收率,通过开展精细描述,重新计算油藏资源量,通过水淹层评价等多种技术优化数模模型,精细量化剩余油,系统认识油藏潜力,整体实施二次开发加密调整,重建井网结构,共实施加密调整井412口。实施加密调整后,油藏采油速度由0.14%升至0.72%,采收率由31.6%提高到44.4%,二次开发效果显著,为类似砾岩油藏二次开发提供了经验和参考依据。     

复杂结构井开发厚层块状稠油油藏技术应用

针对单家寺油田单2块沙一段油藏油层厚度大,原油粘度高,蒸汽吞吐地层压降大,油藏采收率低的问题,积极开展稠油复杂结构井开采方式的适应性研究,在对该油藏地质基础、开发状况等因素综合分析的基础上,整体部署,优化实施,稠油油藏复杂结构井开采方式在单2块取得成功。     

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。     

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。     

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。     

利用水平井开发稠油油藏的实践与思考

针对九区稠油油藏的储层特征、主力层井网完善、非主力层井网控制程度小等特点,采用水平井挖掘非主力层剩余油技术,实现了稠油油藏的高水平开发。     

杨楼油田YQ3区块开发现状分析及下步调整意见

杨楼油田YQ3区块2004年开始整体开发动用,在开采初期吞吐效果较好,但随着吞吐轮次的增加,目前开采中存在主力层吞吐效果差,新返层出砂严重、油稠,套管错断等问题,老井自然递减加剧,井下状况持续恶化,措施空间变小,生产投入增加,原油上产和成本控制的难度越来越大。为了有效提高采收率,降低成本投入,现对杨楼油田YQ3区块开发现状进行分析,找出制约该区块有效开发的因素,通过综合调整措施提高该区块开发效果。     

草20块高轮次吞吐期潜力及对策分析

目前,我国东部以蒸汽吞吐开发的稠油油藏大多已进入高轮次吞吐、高舍水、高采出程度的“三高”阶段,大幅提高采收率的难度较大。本文依据草20馆陶组特稠油油藏的开发实践,在总结近几年来提高采收率主要做法的基础上,提出该类油藏高轮次吞吐后期的潜力及对策,对该块以及同类油藏开发实践提供借鉴。     

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.     

孤东稠油井网加密技术研究与应用

＂十五＂以来,孤东采油厂针对所辖稠油热采区块部分区域井距较大、储量控制程度低等问题,通过精细油藏描述、油藏工程分析、加密技术界限研究和数值模拟等方法综合研究,筛选潜力区,实施井网加密完善调整,新投油井147口,增加动用储量1113万吨,提高稠油整体采收率6.2%。     

红柳油田高含水期稠油油藏剩余油挖潜方法

本文应用油藏工程方法结合井下监测手段寻找红柳油田垦东521块剩余油富集区,通过优化开发井网,配套老井措施,对剩余油富集区进行挖潜,油藏开发效果得到明显改善。采油速度从0.83%提高到1.06%,采收率提高了1.1%。该块高含水期剩余油挖潜实践对同类油藏改善开发效果具有重要意义。     

区块整体调驱工艺技术在明一东块的应用

<正>本文针对明一东块层间、层内矛盾突出,吸水剖面极不均匀,注入水沿高渗透层无效循环,区块主力层系进入高含水期的问题,采用DJ凝胶调驱、SP水膨体堵剂、酸性单液法调驱等整体调驱技术,使油井整体受效,达到了提高油藏水驱控制和动用程度,减缓油藏递减,改善区块整体开发效果的目的。     

深井、多薄层低渗透油藏提高采收率技术研究

通过对大52块开发状况进行研究,本文分析了油藏的地质特征和开发规律、开发状况,明确了油藏开采中面临的主要问题和潜力,制定了下步提高采收率的主要调整思路和技术对策,为区块高效开发指明了道路。     

动态调控技术在D84块SAGD开发中的应用

曙一区D84块馆陶油层属于超稠油油藏,具有油层厚度大、储层物性好、原油粘度高、边底水活跃等特点,油藏地质特征适合SAGD开采。2002年以来在室内研究的基础上,采取直井与水平井组合SAGD方式作为蒸汽吞吐后期提高采收率的接替方式,预计最终采收率为56.13%。2005年2月开始SAGD先导试验,经多年实践,生产指标全面达到方案设计指标,试验取得成功。本文重点总结了在SAGD生产过程中的动态调控方法,以及如何正确掌握SAGD的生产操作方法和理念,为工业化推广提供了很好的指导意义。     

胡12块油藏高含水期精细调整研究

胡12块油藏纵向上储层由多级级差序列组成,层间非均质严重;经过长期注水开发,发生减渗和增渗作用,层内高渗条带发育,出现大孔道,层间矛盾进一步加剧。目前采出程度仅为18.38%,而综合含水高达94.77%,综合含水与采出程度不匹配。针对存在问题,明确以层间挖潜、主力层有效恢复为重点,强化动态监测,深化剩余油潜力认识的基础上,利用调整井挖潜微构造剩余油,实施相控剩余油,优化、完善注采井网,有效提高主力层采液速度,改善油田开发效果,实现了高含水期持续高效开发。     

氮气泡沫驱技术在锦16兴的研究与应用

本文针对锦16块特高含水期砂岩稀油油藏剩余油分布高度零散、水淹严重、吸水不均,挖潜难度大的情况,积极探索由单一驱动介质向多种介质转变,提出了在锦16块兴隆台油层一层系开展局部实施氮气泡沫驱试验。2011年6月在锦16一层系,优选2个井组开展氮气泡沫驱先期试验。井组于2011年8月开始明显见效,日产油由驱前20t/d上升至45t/d,采收率由45%上升到52%,为同类油藏的开发起到了较好的借鉴作用。     

深部调剖技术在稠油区的研究与应用

本文针对稠油油藏在注水开发过程中自然递减幅度大、含水上升较快的问题,提出利用水膨体堵剂、分段塞注入工艺在此类油藏中实施大剂量深部调剖。通过对坨28断块西南稠油区实施深部调剖试验的做法进行总结、对调剖效果进行分析,我们认为该项技术对控制稠油油藏的自然递减、提高最终采收率具有可行性。     

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