微生物＋膜污水处理工艺技术在腰滩油田的应用

腰滩油田阜宁组油藏为低孔、低一特低渗油藏。前期污水处理系统处理后的水质不达标,给注水系统的正常运行带来了很大的困难。通过应用微生物＋膜污水处理工艺技术,使注水水质有了很大的提高,并能够达到碎屑岩油藏注水水质推荐指标（SYT5329-94）A1级标准,满足腰滩油田阜宁组注水水质指标。     

用油藏数值模拟法优化特低渗透储层开发方案

为了解决特低渗透油藏产量低、注水难、含水上升快等开发问题,取得特低渗透油藏开发经验,提高油田最终采收率,特选择西峰油田3个具有代表性的注水井组,采用油藏数值模拟的方法对开发方案进行优化。优化项目包括注水和压裂时机的选择、射孔程度和采油速度确定、注采比范围限定等。优化的开发方案对整个西峰油田的开发具有指导作用。     

不稳定注水在非均质裂缝油藏中的应用

D2断块E1f32为低孔低渗油藏,自然产能低,多数井经压裂改造,注水开发过程中表现出裂缝性低渗油藏注水开发特征,注入水水窜严重.本文根据该断块地质特点和开发状况,采用不稳定注水和改向注水方式采改善注水效果,取得了较好的注水开发效果.     

CO2驱在低渗透油田的应用现状及其发展趋势

本文针对特低渗透油藏注水开发过程中出现渗流阻力大,注水压力高,注水效果差等诸多问题,调研了国内外CO₂驱提高采收率的历史及其发展现状,探讨了CO₂驱油在低渗透油田的广泛应用效果,为其在低渗透油田中得应用提供了重要的依据。     

桩西油田低渗油藏小井距注水开发技术研究与试验

针对低渗油藏开发过程出现的注水井高压注不进水,油井压力下降快、采不出的现象．结合桩西低渗区块地质特征,利用低渗油藏的非达西渗流原理,通过数值模拟对低渗油田孔隙压力、孔隙度、渗流率影响关系进行技术研究,进一步确定了桩西油田各低渗区块开采技术井距通过采用小并距开发技术试验结果．并配套油层改造技术．降低了该油藏注水压力．改善了油藏渗流能力．同时也提高了驱油效率和区块的开发效果     

超低渗油藏初期注水政策适应性评价

安塞油田超低渗油藏多位于已开发老区边部,砂体发育上表现出厚度变薄、物性变差的趋势,受其影响,注水开发后提液空间较小,高效开发的关键是在低含水期保持注入水均匀驱替,油藏均匀受效,而多年注水开发实践也表明,开发初期保持注采平衡,合理的注水参数如注水强度、注采比是此类油藏有序开发的的保证,直观反映油藏渗流特征的试井曲线在优化注水参数方面发挥了重要的作用。     

海相油田低阻低渗层开发实践—以文昌油田群为例

珠江口盆地西部文昌油田低阻低渗油藏纵向上主要分布在珠江一段上部,为海相油田。低阻低渗油藏岩性多为泥质粉砂岩,含油产状多为油斑、油迹,产能低。针对以上特点,采用大位移水平井开发,取得了良好的开发效果。经过文昌油田海相低阻低渗油藏大量成功的开发实践,总结以下的开发经验：必要的基本的产层测试资料是低阻低渗油藏研究的前提;低阻测井解释新技术是低阻低渗油藏评价及开发的关键;钻长位移水平井是大幅度提高低阻低渗油藏产能的有效途径;使用旋转导向加强随钻跟踪是确保井轨迹钻在低阻低渗薄层油藏中的有效工具。     

分注分采技术在西区采油厂的应用

延长油田西区采油厂所辖油田属于低渗特低渗油田,在投产时大多采用压裂,由于油藏的非均质性和开采层系不同,在注水过程中出现了各种各样的问题,体现在层内、层间、平面注采矛盾突出;注采调整缺乏充分的依据。通过油水井生产过程监测和动态分析,进行注水井与油井连通层位的对应调参,提高注水效果及注水开发采收率,从注水井和油井两方面入手,在以上研究分析、动态描述、注采调整等措施的基础上,摸索整理出一套适合本区的注采开发思路,最终解决油藏平面、层间与层内矛盾,实现注水开发效益最大化。     

红山嘴油田低渗透油藏温和注水开发效果研究

红山嘴油田红60井区克上组油藏储层致密,孔喉半径小,连续性差,渗流阻力大,属于被多断裂复杂化的特低渗透储层,作为难动用、中低产的Ⅲ类储量。自1992年4月投产之后很快就体现出稳产期短,含水上升快等低渗透复杂断块的开发特点。该油田在十几年的开采过程中,通过进行温和注水,合理控制注采比,对地层进行压裂改造等措施控制了含水上升势头,保证了油井的稳产,逐渐摸索出一套适合低渗透复杂断块油田开发的调整措施,为同类型油藏的开发提供了可借鉴的经验。     

特低渗透油藏长井段多级分段压裂水平井开发技术探索

自2005年以来,采油厂在特低渗透油藏先后上报探明储量11663万吨,采用大型压裂弹性开发、滩坝砂油藏注水开发、仿水平井注水开发以及二氧化碳混相驱等技术,动用了渗透率大于3×10~-3μm~2、埋藏小于3000米的特低渗透油藏2000万吨,目前未动储量近1亿吨,但这部分储量品味更低、埋藏更深、物性更差、常规开发技术动用难度更大。因此,为了提高特低油藏储量动用率和经济效益,本文转变思路、开拓创新、探索出了提高特低渗透油藏储量动用率和采收率新途径,采用长井段多级分段压裂水平井弹性开发的模式,取得了显著的效果,对同类油藏的开发具有指导意义。     

一种改进的存水率动态评价方法

<正>低渗透油田在开发中后期,注水开发效果的评价对油田开发调整显得极其重要,目前国内的主要研究方法是:通过存水率公式得出含水与采出程度关系来研究对注水效果的评价。本文以D油田B区块为例,根据无因次注采比、含水率公式求得理论阶段存水率公式。通过给定不同注采比Rz,便可作出理论阶段存水率标准曲线拟合图版,然后与实际阶段存水率对比,动态地评价油藏注水开发效果的好坏。研究表明在特低渗透油田注水开发过程中,实际存水率落在阶段存水率标准曲线拟合图版之间,油田注水开发效果理想;落在标准曲线拟合图版之上或之下,注水量偏大或偏小,注水开发效果不理想。通过动态法计算出来的存水率对低渗透油田的注水开发效果起到了客观准确的评价作用。     

八面台油田难采储量高效开发技术研究

八面台油田青一段高台子油层和泉四段扶余油层储量资源丰富,但是这部分难采储量（低渗、低丰度、低产）开发难度大,本文在借鉴以往难采储量开发经验和教训的同时,通过在八面台油田开展有效注水试验研究,进一步深入探讨了低渗透砂岩油藏的开发方式和开辟新的开发思路。     

低渗多层砂岩油藏细分调整精细注水技术研究

低渗透油藏具有强水敏、强非均质性的特征,开发效果较差,注水矛盾突出,制约了油田开发水平的持续提高。针对NM油田以"提速、增效、降本"为目标,开展了细分层系、精细注水为主的开发调整,取得了显著效果,开启了低渗透油藏开发新篇章,支撑了辽河油田千万吨持续稳产。     

夏70块深层低渗油藏注水开发研究与实践

本文对临南油田夏70块深层低渗透油藏注水开发可行性进行了研究，论证了夏70块油藏注水开发的可行性，通过实施注采完善，最终实现了该油藏的高效注水开发。     

PTI不锈钢滤芯技术在低渗油田回注污水处理中的应用

应用PTI不锈铜滤芯精细技术,将传统工艺处理后的B、C级污水再进行深度处理,可稳定地达到A级水质,满足低渗油田的注水水质标准,增加污水回注,减少外排,有效节约清水资源,还可增加低渗区块油藏的注水配伍性,提高注水效果,在油田低渗区块的注入污水处理中有广泛的应用前景.     

克拉玛依油田低渗薄层砂砾岩油藏水平井开发关键技术及应用——以五、八区克拉玛依组油藏为例

克拉玛依油田五、八区低渗薄层砂砾岩油藏主要发育在克拉玛依组,此类油藏注水效果差,直井单井产量低,开采成本较高。为了在低渗薄层砂砾岩油藏探索水平井开发的可行性,因此以五东克下组油藏及八区2白823井区克上组油藏为例开展水平井开发试验,取得显著效果。本文针对油藏特点开展水平井关键技术研究,运用地质建模技术,精确预测砂体展布,优化水平井地质设计,在此基础上加强现场实施跟踪,形成薄储层水平井随钻跟踪轨迹调整技术,保证油层钻遇率,使得水平井开发取得显著效果,保障后期油藏高效开发。     

胜利油区河159区块注水不受效原因分析及下步对策方向

河159区块是近年开发的、典型的、低渗稀油油藏,投入开发以来,也同样遭遇了低渗油藏注水效果差的普遍问题。为了提高区块采收率,有必要尽早研究改善水驱效果的治理对策。本文结合区块实际开发状况,通过理论技术研究应用对影响注水效果的主要因素进行了分析,并借鉴同类型油藏的开发经验明确了下步的调整方向。     

腰英台油田压裂适应性分析

腰英台油田属于低孔低渗多层系开发的裂缝性油藏。随着不段开采,该油田已进入特高含水期,开发难度大,而压裂是沟通微裂缝,提高液体流动能力有效途径。选择合适的压裂方法不仅可以提高压裂成功率,而且可以有效保护储层,沟通裂缝,提高油井产量。本文根据地质情况优选出18口压裂井,探讨适合该油田压裂方法。     

低渗透油田提高单井产能方法综述

低渗透油田储量在我国油藏储量中占有相当大的比例。低渗透油藏由于其储层物性差、渗流机理复杂,因而单井产量低、开发难度大、采收率低。本文在查阅大量相关文献的基础上,通过分析低渗油藏低产原因,总结了在现有技术条件下国内各低渗透油田提高单井产能方法的增产原理及增产效果。     

运用数值模拟优化低渗透油藏新欢27块沉积微相注采方式

<正>低渗透油藏的注水开发过程中,水井憋压欠注;油井低压低产,寻找合理的注采方式,提高低渗透油藏最终采收率是一个较为普遍的难题。针对新欢27块沉积微相平面摆动频繁,注水见效难等一系列问题,本文以有利于油藏整体开发为出发点,从沉积微相方面运用数值模拟对新欢27块进行注采方式探索与研究,模拟结果显示沉积相内薄注厚采可以有效改善低渗透油藏注水难见效的问题,对日后该块及类似注水难见效的低渗透油藏具有很好的借鉴作用。