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％．     

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。     

埕岛油田老区调整开发技术应用

海上埕岛油田老区初期采用的稀井网、一套层系开发方式导致单井控制储量高、采油速度低、注采矛盾突出等问题严重,制约了海上油田合理高效开发效果。本文在准确认识海上油藏地质特征和开发特点的基础上,开展了老区调整技术应用研究,使采油速度提高了1.1%,采收率增加了11.4%,逐步形成了馆陶组老区调整开发技术和方案实施跟踪调整技术。     

营11块低渗透油藏高效开发配套技术研究及应用

营11断块沙三段为东辛油田高压低渗透油藏。开发初期大部分油井都实施了水力压裂投产,并取得了较好的生产效果,然而随着开发时间的延长,由于人工裂缝闭合,加上前期注入水质不合格,地层堵塞伤害严重,注水井欠注,注水效率低,地层能量下降大,导致油井产量低,区块“注不进,采不出”的生产矛盾突出,开发效果不理想。针对以上问题,近年来通过开展精细过滤深度处理水质、高压注水、酸化解堵增注、水力压裂增产、小泵深抽和井网加密等工艺技术的研究和集成应用,为油藏开发提供了强有力的技术支撑。将单元区块的采油速度由原来的0．56％提高到目前的1．53％以上,实现了低渗透油藏的高效开发。     

开展一体化治理,改善双低单元开发效果

林家樊油田林中3块由于注采井网不完善,井网控制程度低,采油速度低,采收率低。在精细刻画油藏地质的基础上,将基础地质研究、储层预测、沉积微相研究、地质建模、油藏数值模拟等多种技术紧密结合,综合分析注采井网的适应性、压力保持水平、注水能力,提出一体化治理方案,为同类油藏的开发调整提供有益的借鉴。     

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。     

大王北油田大37块整体加密研究与实践

大王北油田大37块为一个多薄层、低渗透油藏,储层连通性差、注采井距大、层间动用差异大,油藏采收率较低。本文通过对该块剩余油分布状况的分析,研究了整体加密的可行性及挖掘非主力层潜力,以进一步提高主力层采收率。2006年,该块共钻加密新井45口,新增产能11×10t,油藏采收率提高5.0%。     

义东油田沾四区剩余油分布规律研究

本文针对义东油田沾四区边底水稠油油藏开发中含水上升快、采收率低的问题,为了改善开发效果,提高采收率,在沾四区边底水稠油油藏开展了剩余油分布规律研究,为该油藏下步实施调整奠定了基础,对义东油田沾四区边底水稠油油藏及同类油藏的开发具有重要意义。     

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。     

边底水稠油油藏二次开发精细油藏研究

锦州油田锦89块为一边底水油藏,吞吐开发7a后进入了高含水低速采油阶段,油田频临废弃。本文针对汽吞吐开发后期,存在油层水淹严重、采出程度偏低、井网不完善等问题,以油藏精细对比为基础,结合三维地震技术,精细刻画油藏构造;油藏动态分析与动态监测相结合,精确描述区块油水关系;根据剩余油分布特点,采用多种井型开展油藏综合调整工作,实现油藏二次开发,现场实施效果显著。     

王场油田潜4~3低渗透油藏精细调整研究

本文针对王场油田潜43低渗透油藏各小层井网完善程度差,水驱储量控制程度低,各小层层间物性差异大,储量动用不均衡等问题,在地质再认识和油藏动态分析基础上,根据储层的沉积条件、储层构造、物性好坏、裂缝发育程度、水驱后储层参数变化规律等进行区带精细划分,以新的开发区带为单元开展油藏数值模拟,制定王场潜43中高含水期合理开发调整技术政策界限,指导油藏调整,实现提高采收率的目的。通过调整改善了潜43油藏开发效果。     

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井区的具体特最,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。矿场阶段实施后,水驱开发效果得到明显改善,为同类油藏的调整提供了一条行之有效的途径。     

胜利油田埕岛西北区地质特征及开发调整对策研究

目前胜利油区埕岛油田西北区存在井网完善程度低、单井控制剩余储量大、单井油量低、采油速度低的开发问题。本文对该区块馆上段油藏展开综合调整技术政策研究,从而有效改善油田开发效果和提高区块采收率。     

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%。     

青海油田油砂山油藏Ⅴ—Ⅵ断块注采完善研究

油砂山油藏Ⅴ-Ⅵ断块油水同层多,面积小,分布分散以及注采系统尚未完全建立,区块注采井网不完善。导致地层能量亏空严重,油藏采油速度低,采出程度低,油藏高度低。针对一系列开发出现的问题,本文通过动态分析方法来研究Ⅴ-Ⅵ断块剩余油分布规律,弄清断块剩余油的分布规律,然后进行井网论证与部署,完善其注采关系,并进行预测,为下步提高开采速度和产量做好准备。     

运用数值模拟技术 研究河86-河91地区沙二9中低渗油藏水淹特征及剩余油分布规律

河86-91地区经过多年的开发,油藏已进入高含水开发阶段。由于油藏储层物性差异性大,导致纵向上储量动用差异大、采出程度低,开发效果变差。为了改善区块的开发效果,本文从基础地质入手,在定量准确求取储层参数、建立油藏精细地质模型基础上,利用油藏数值模拟技术定量揭示剩余油分布,研究评价油藏的各个主要开发指标,为下一步进行开采方式优化和井网调整打好基础,最终达到控水稳油、提高采收率的目标。     

水平井技术在营6断块的应用研究

<正>针对营6断块直井开发采油速度低、开发效果差的矛盾,开展了水平井技术的研究与应用,取得了较好的效果。1999年3月14日-2013年8月11日该块共部署水平井17口,目前开井16口,日液947.2m~3,日油102.9m~3,综合含水67.7%,年采油1.2857×10~4吨,已累计增油41.5541×10~4吨,年采油速度由1999年2月的0.4%提高到2014年4月的0.65%,为提高该块的采收率和持续稳定开发发挥了巨大的作用。     

特低渗油藏注氮气提高采收率实验研究

随着对中高渗油藏的不断开发,常规油藏储量已渐渐不能满足经济发展需求,特低渗等非常规油藏开发越来越受到重视。为进一步提高特低渗油藏采收率,开展了水驱后注氮气、氮气/水交替驱和氮气/微球交替驱实验,主要研究了特低渗油藏注氮气开发的提高采收率效果,并优化了氮气的注入方式和注入参数。实验结果表明:对特低渗油藏,水驱后注氮气可进一步提高原油采收率,氮气转注时机越晚,提高采收率效果越差,优选氮气注入时机为无水采油期结束-产水率30%;气/液交替驱时,交替周期越多,提高采收率效果越好,交替驱最优气液比为1:1,最优氮气注入方式为氮气/微球交替注入。     

王53高压低渗透油藏优化井网井距研究及效果评价

本文针对王53断块目前存在的低采油速度、低采出程度的“双低”状况，从基础地质建模入手，开展数值模拟及油藏工程研究，优化井网井距研究，配套新工艺、新技术对油藏进行综合调整。     

低渗透油藏注水开发实践及效果分析

针对锦150中生界油藏依靠天然能量开发,地层压力下降快,产量递减快,采收率低等特点,实施以注水开发通过物模研究、储层敏感性、井网井距适应性、矿场先导注水试验等一系列注水开发可行性研究,较好地指导了断块全面实现注水开发,断块开发效果得到较大的改善,水驱储量动用程度得到提高,地层压力得到恢复,采油速度得到提高。