樊31北块特低渗透砂岩油藏油层含水差异性研究

樊31北块属于特低渗透砂岩油藏,由于渗透率特低,成藏过程中,油不足以使水完全驱替,开发初期油层含水差异性大,一投产即含水,甚至高含水.为了研究造成这些现象的成因机理,应用储层毛细管压力分析与相对渗透率曲线结合法研究了樊31北块含水饱和度分布状况;通过核磁共振测井分析法回归了可动水饱和度和含水饱和度的关系公式,研究了樊31北块油井初期含水与含水饱和度、可动水饱和度的关系,为井网的优化部署奠定了基础.     

胜坨油田坨30断块开发调整对策探讨

复杂断块油藏在注水开发过程中,受断层影响无法部署面积井网开发,油水井连线往往与断层走向平行,导致油井单向受效,含水上升速度较快。开发井网存在注采关系不完善、水驱效果较差、地层能量下降大、储量动用程度低等问题,同时受到历史零散挖潜的影响,注采井网和剩余油情况在平面上存在较大差异。本文针对胜坨油田坨30断块的历史开发状况进行分析,提高对剩余油分布规律的认识,有针对性地制定断块油藏开发调整对策。     

草4沙四3砂层组中高含水期综合调整对策研究

草4块沙四3砂层组进入中高含水期后,由于平面、层间矛盾突出,油井含水上升较快,制约了该层系的高速高效开发。为此,进行了综合调整对策研究。结果表明,井网加密调整可以提高储量控制程度,提高注采对应率;水井调剖、分层注水可缓解平面和层间矛盾,实现油水井均衡驱替;水井增注可恢复地层能量,提高油井供液能力;油井压防解堵可改善储层,提高单井产能。调整后,该层系注采对应率提高了6%,水驱控制程度提高了17%,预计采收率提高3.1%。     

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。     

精细管理滨657块油藏 挖掘开发新的潜力

滨657块共投产油井14口,累产油3.8755万t,累产水1.1373万m3;水井7口,累注水2.7915万m3。目前该块油井14口,平均日液9.9m3,日油7.8t,含水21.4%,动液面1343m。单井日油7.8t/d,没有达到预定值。该块投产水井7口,由投产初期的日注203m3/d,下降至目前的109m3/d。平均单井日注能力仅15.6m3/d。为了深挖开发潜力,从提高水井措施工作量入手,加强滨657块油藏的精细管理水平,从而提高小层渗透率,促进块区产能的增加。     

卫58块低速油藏提高采油速度研究

卫58块具有"常压、中渗、稠油,边水活跃"的特点,已经进入高含水开发后期,井网基本处于半废弃状态。在剩余油分布和潜力研究基础上,利用部署调整、侧钻井,深层低效井上返等手段恢复完善注采井网,在井网完善区通过污泥调剖、动态调配,调参提液,补孔调层等手段解决层间平面矛盾,提高水驱效率。     

底水油藏高含水油井注氮气吞吐数值模拟研究

宋家垛油田周43断块投入开采至今已10余年,该油藏是一边底水活跃天然能量较为充足的油藏。目前有油井17口,开井生产16口,综合含水88.9%。为了改善该块高含水开发井的开发效果,尝试利用氮气吞吐的方法压水锥以降低含水,研究发现该区块通过使用注氮气吞吐技术,可以有效地改善开发效果,达到降水增油和提高原油采收率的目的。     

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。     

欢127西块水淹区底部油藏重新认识及建议

欢127西块从1991年投入开发经过近30年的开发,产量呈现下降,含水呈现上升趋势。特别是全区230口油井中,高含水关井的占到一半以上,水淹始终是制约区块开发的首要矛盾。为了摸清区块水淹状况,改善区块开发效果,在水淹区寻找剩余油,2010年水淹区底部油藏重新认识进一步提高开发水平。     

窄条状油藏裂缝对开发的影响

瓦2断块属于窄条状油藏,实施过大范围的压裂,压裂后增油效果较好,分析部分井压裂增产低的原因,包括储层物性差和压裂规模偏小等。压裂后断块整体含水低于50%,含水上升率不高,断块没有出现水淹,压裂后油井的含水主要以缓慢上升型为主。考虑裂缝方向实施井网调整,效果较好。     

垦西油田垦622断块开发效果评价及下步挖潜方向

K622断块位于孤岛披覆构造的西翼,孤西断层的下降盘,由渤南洼陷向孤岛凸起逐步抬升的垦西斜坡带的中部。K622断块属常压、高渗透、低粘度、中-高凝固点、中产、中溶解气构造-岩性复合油藏。K622块于1998年4月投入开发,2000年12月转入注水开发阶段,截止到目前累计产油41.78万吨,采出程度达到20%,采油速度1%,地层压力16.8MPa。目前已进入含水上升阶段,含水上升快,产量递减逐渐加大,而注采井网不完善、地层能量下降快、油井结蜡严重是制约油田开发的主要原因。本次选择K622断块开展研究分析,提出完善井网、提高水驱动用程度、以进一步提高最终采收率的方案,具有一定的实践意义。     

数值模拟技术在砾岩油藏高含水期精细注水中的应用

高含水期砾岩油藏面临井网不完善、剩余油分布复杂,缺乏精细注采政策等问题,数值模拟在油藏后期开发中七区八道湾组油藏属中孔中渗砾岩油藏,近年开展注水专项治理后,新投注水井较多,存在新增分注、分注提级井缺乏合理注采界限,部分区域油井含水上升快等问题。本文利用Eclipse数模软件,运用流动边界、局部网格加密、虚拟井、流线模拟等相关数模技术,开展油藏及分区分层注水政策研究、水流优势通道及措施优化研究,确保油藏高效开发。     

关于埕东油田西区底水油藏水平井挖潜的建议

埕东油田西区为边底水油藏,开发到目前已经有30多年的历史,该块馆上段初期因油稠出砂的原因,只有油性较好的零星井点生产,80年以后才陆续打井,由于构造缓,破坏性开采等原因,该块含水上升快,稳产难度大,本文以埕东油田西区为例对此类地质条件复杂,含水高的构造边底水油藏的地质、构造、储层特征等多方面进行分析,并探讨了利用水平井完善井网,提高油藏储量动用状况的开发思路,根提出实施方案,取得较好的效果。     

滨425区块沙四段油水井防垢措施浅析

油田进入含水期开发后,由于水的热力学不稳定性和化学不相容性,往往出现油井井筒、地面系统及注水地层的结垢问题,造成了油井产液量下降,管线堵塞,同时结垢也增加了油井的起下作业,严重者造成油井停产或报废。本文以滨425区块为例,分析了强磁防垢器、固体防垢器,挤注防垢剂三种方法的防垢效果,对今后的防垢工作具有指导意义。     

海外河油田新海27块二次开发探索与实践

海外河油田新海27块为层状边底水普通稠油油藏,利用直井开发15年后进入高含水低速采油阶段,综合含水95．5％,采油速度0．26％,大部分油井因高含水关井,油田濒临废弃,针对开发中存在问题,在精细地质特征及剩余油研究基础上,结合油藏低含油饱和度特点,应用水平井技术开展油田二次开发研究,现场应用后取得较好的实施效果,油田采油速度上升到1．05％,综合含水下降到86％,预计提高最终采收率8．5％．     

降低庄13区块作业频次的探索

<正>庄13区块现有油井14口,日产油量37.6t,含水50.4%。由其油品油稠、胶质含量高、油井井斜度较大等原因影响,2010和2011年油井分别检泵作业13、16井次。高频次检泵作业严重影响着该区块原油生产,对单位的成本控制也有很大制约(注:从下图看该区块检泵作业的主要原因是抽杆断脱)。一、作业分析     

杏六区东部I块水驱细分调整效果研究

随着油田开发的不断深化,杏六区东部I块主力油层（PI1-3）已转为三元驱开采。水驱油水井主力油层实施封堵,开发形势呈现出产液量下降,产油下降,含水上升的局面。通过对区块内30口水井采取细分调整,优化注水结构,在实施高效精细注水的同时适时对油井措施挖潜,有效地提高了油层的动用程度,改善了水驱的开发效果。     

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。     

细分开发层系，提高尚一区NG-ED开发效果

对于高孔中渗的常规稠油出砂油藏,当两套井冈合采,由于储层物性、流体性质的影响,高渗透层的井容易受到注水效果,液量高,含水高,水淹严重;低渗透层的井见不到注水效果,液量低,液面深。随着井网的不完善,区块地层压力下降快,原油脱气严重,制约油井产量得不到正常发挥,产量递脚陕。本文提出了科学划分开发层系,优化井网结构,减缓油井水淹的速度,保持油藏的地层能量,使出砂油藏能持续稳定开发。     

使用油井构成法分类标定可采储量

水驱断块油藏开发中后期因停井和开发调整,很难找到相对稳定、适合动态法标定可采储量的开采规律段。通过研充油藏不同阶段的油井产液与含水情况,提出油井构成法,将单元中的油井分为稳定生产的老井、投产的新井、关停井三类,把油藏的产液构成按照油井类型进行划分,然后分别使用动态法标定,再加和,得到开发单元合理可靠的可采储量。