克拉玛依油田六中北克下组油藏二次开发效果技术研究

针对六中区克下组砾岩油藏高渗层层位不固定,隔层发育差,胶结疏松,油水粘度比高,井点损失多,开发难度较大等问题,通过分区加密调整实施二次开发,主力小区六中北井区优化完善井网,采取不同油藏分类注水政策、精细注采调整,实现了油藏稳产。为克拉玛依油田其它油藏二次开发后的措施方案优选、注采单元的整体治理及提高开发效果具有重要指导意义。     

苏北盆地中低渗油藏早期注水开发技术研究

为了提高复杂小断块低渗油藏的开发水平，在早期油藏描述和开发技术政策综合研究的基础上，采用“早期注水、合理布井、平稳注采”等方法，运用开发全过程的油气层保护措施，实现了有效的早期或同步注水；与此同时，又超前开展精细油藏描述和渗流机理等综合研究，广泛应用新工艺、新技术进行跟踪调整，巩固了早期注水成果，确保了油田高效稳产。G6、Z2、W2断块的开发实践表明，这些方法和技术开发复杂小断块低渗油藏是有效的。     

胡307-新46侏罗系油藏稳产技术政策研究

通过对侏罗系油藏的注水开发技术政策进行深入分析研究，提出了最低的井底流压界限、合理的采油速度、合理的注采比等开发技术指标界限。为保持低渗透油藏的开发决策提供了科学的依据。研究寻找实现侏罗系油藏“控水稳油”和高效开发的有效途径，确保侏罗系油藏高效开发。     

大路沟二区长6油藏合理开发技术方案探讨

合理的开发技术方案是注水开发油田在精细注采调整过程中的重要依据,综合运用油藏工程方法,区块开发动态法、数值模拟法等科学方法探讨了靖安油田大路沟二区裂缝性低渗透油藏合理的注采比、压力保持水平及油井井底流压.探讨结果为制定该区注采调整方案提供了依据,研究方法对同类型油藏合理开发技术方案的确定具有借鉴意义.     

江苏油田MQ火山岩油藏开发技术政策研究

火山岩油藏是一种与沉积岩油藏完全不同的特殊类型油藏,储渗机理较沉积岩油藏更为复杂,因而在开发过程中有其独特的生产特征,所采用的开发技术政策也与砂岩油藏有所不同。对江苏油田MQ火山岩油藏的开发技术政策研究表明,油井有效位置是影响开发指标和经济效益的重要因素,开采初期应采用井距为900m稀井网控制构造高点和孔洞缝发育带,中后期可适当将井距调整为500m。合理注水方式为低部位或边缘注水,最佳注水压力水平为0.45～0.65。油井射孔井段尽量在油水界面之上30m,注水井应避射沉积夹层,注水井注入压力应低于沉积夹层进水的临界压力。     

超低渗透油藏合理开发技术政策的认识与实践

近年来,随着储量品位的逐年降低,超低渗透油藏的开发成为油田开发的重点.以鄂尔多斯盆地靖安油田大路沟二区油藏为例,通过开展"小井距矩形井网、小水量超前注水、前置酸加砂压裂、合理生产参数"等开发技术政策的探讨,研究提高超低渗透储层开发效果的配套技术,并取得了一些阶段性成果与认识.现场实践表明研究区的合理开发技术政策为:采用小井距矩形部署井网,井排走向与最大主应力方向一致,井排距500m×120 m;坚持"小水量、长周期"超前注水政策,超前注水量2 600～3 000 m3,超前注水天数为140 d,压力保持水平达到110%～120%时投产;油井改造推广应用前置酸加砂压裂工艺,针对个别厚油层采用多级加砂压裂工艺技术;采油井流压控制在3.5～4.5 MPa,生产压差控制在7.5 MPa左右.为鄂尔多斯盆地超低渗透储层的高效开发提供借鉴.     

河流相侏罗系层状与底水油藏高效开发技术研究

从古地貌背景控制侏罗系油藏分布规律入手,分析吴起地区河流相层状与底水侏罗系油藏的沉积、储层、渗流、油藏类型及驱动能量等地质特征,结合油藏的相关生产动态,提出了单井合理的采液强度、合理的井底流压、合理的注采比等开发技术指标界限,同时提出了储层初期改造工艺、"层状整体温和,底水内强外弱"的注水政策、"三小一低"措施引效等高效开发技术手段,为吴旗侏罗系油藏的稳定、高效开发奠定了基础。     

油藏数值模拟技术在砾岩油藏中高含期调整中的应用——以克拉玛依油田八区克上组油藏为例

砾岩油藏的非均质性特征决定了砾岩油藏总体开发效果较差,尤其是油藏进入中高含水期后常常出现"两快"、"两低"现象,即含水上升快,产量递减快,注水利用率低,剖面动用程度低。剩余油分布认识不清,剩余储量难以调动,油藏开发后期挖潜调整难度较大。根据砾岩油藏中高含水期特点,对克拉玛依油田八区克上组油藏进行了油藏数值模拟研究,量化了剩余油分布,并对影响开发效果的关键因素进行了指标预测和优选,提出油藏合理开发方式及开采技术界限。根据数值模拟跟踪研究成果实施二次开发调整,新井初期产能及剩余油与数模剩余油研究及预测结果符合率达90%,表明油藏数值模拟技术在砾岩油藏中高含水期控制含水上升、提高采收率、制定高效科学合理开发政策等方面具有重要的应用价值。     

长庆油田低渗透油藏稳产技术数值模拟研究

M油藏属于低渗透裂缝性油藏，非均质性强，注水开发7年后区块存在含水上升快、产量递减快、稳产形势严峻等诸多问题，因此制订高效合理的稳产措施是取得较好开发效果的关键。在前人研究成果的基础上，建立了考虑启动压力梯度和人工压裂裂缝的数值模拟模型，采用有限差分法将数学模型在三维空间差分离散，用IMPES方法进行求解，在此基础上编制了模拟程序。模拟结果显示，采液速度为当前1．5倍、注采比为1．5、注水井井底流压为31MPa。     

杜229块超稠油油藏二次开发潜力研究及认识

针对杜229块蒸汽吞吐开发后期暴露出的采油速度低、吞吐效果差、北部低效区储量有效动用难、产量递减快、采收率低等一系列开发矛盾，运用精细油藏管理理念，进行了精细油藏地质研究、区块剩余油分布规律研究和二次开发部署研究；并利用井间加密水平井、SAGD、蒸汽驱等二次开发技术进行了二次开发先导试验井组的试采，达到提高最终采收率、增加可采储量、延缓递减、实现区块稳产的目的。对区块下步转换开发方式及稳产起到了保障作用．对同类型油藏的二次开发具有重要的指导意义。     

Y7侏罗系油藏精细描述及开发技术研究

Y7油藏该区开发始于2014年,相比侏罗系同类油藏,储层物性相当,但目前压力保持水平低、水驱动用程度低、早期单井产量低,亟需深入开展储层特征研究、开发技术政策评价,为油藏持续稳产提供技术支撑。本文通过对研究区进行精细油藏描述,深化储层认识,开展单井产能受控因素研究,利用数值模拟、油藏工程、同类油藏对比法,确定适应油藏开发早期阶段的开发技术政策,为油藏高效开发奠定基础。     

克拉玛依油田八区下乌尔禾组油藏行列注水试验区开发试验效果

克拉玛依油田八区下乌尔禾组油藏是特低渗透、微裂缝发育的巨厚层块状砾岩油藏。1979年采用反九点法面积井网试验开发,经历了三次加密,实现了全面注水开发,由于八区下乌尔禾组加密后,地层压力下降快、见水未见效井较多,稳产基础差。为寻求合理注采井网,为提高注水开发效果提供依据,论证现有注采井网方式调整的可行性,建立水压驱动,2006年10月在256井断裂上盘中部采矛盾突出的八个井组开展行列注水试验。试验开展3年来结合油井配套措施,有效地扩大了注水波及体积、减缓压力下降及递减,行列开采形势有所改观。对比八区下乌尔禾组油藏上盘4+5井网效果较好。     

塞392区长6油藏开发形势分析及稳产技术研究

塞392长6油藏是靖安油田近年来投入开发的整装特低渗透油藏,由于受储层物性差、非均质性强、天然裂缝发育等因素的影响,油藏单井产量低,见效程度低,开发效果差.通过对塞392开发特征的研究,提出了油藏精细描述、合理注水技术政策、精细注采调整、注水井剖面治理、低产井治理等一系列稳产技术政策,为油田的长期稳产提供技术支撑.     

七八区八道湾组砾岩油藏高含水期提高采收率技术

七八区八道湾组砾岩油藏历经三十多年注水开发,注水井井况变差,分注率降低,年含水上升率达3.0%,绝对递减率10%。为改善油藏开发效果,开展精细油藏描述,重塑地下认识,指导注采系统调控;开展注水专项治理,完善注采井网、全面细分开发层系,提高水驱控制程度;并以合理开采技术界限研究成果为指导,精细注水调控;结合深部调驱、变强度注水,扩大注水波及体积。截止2012年减缓递减增油量8.1×104t;综合含水由81.0%降至目前的79.4%,采收率由44.2%提高至50.6%,成为国内第一个采收率突破50%的整装砾岩油藏。     

低渗透砂岩油藏水驱规律及稳产对策研究

以低渗透砂岩油藏为例,从油藏见水见效特征入手,开展水驱开发规律的影响因素研究,并以此为依据,借助油藏工程方法、矿场统计方法、数值模拟方法等手段开展合理开发技术政策研究,制定控水稳油对策,评价开发效果,从而探索该类油藏水驱开发规律及中长期稳产对策。结果表明：沉积韵律和河道发育特征、储层非均质性和物性、开发技术政策是影响低渗透砂岩油藏开发难度和开发效果的决定性因素,在以上因素条件控制下,制定相适应的开发政策是控水稳油的重要保障。当采液强度或注水强度过大时,油藏含水率会快速上升或递减增大是该类油藏开发面临的最核心的矛盾;而在特定的沉积环境和储层特征基础上,合理的开发政策是油藏高效开发的重要手段。     

深海浊积砂岩油藏高效开发技术探讨

以精细地质油藏研究和油藏动态监测为基础,通过钻大斜度井和水平井,采用裸眼砾石充填完井,人工合成油基泥浆完井,实施边外注水,深化油藏地质研究和油藏监测工作等若干配套开发技术的使用.实现了GTP深海油田的高速高效开发,经3年多时间的生产,2010年可采储量采油速度达到10.49％,可采储量采出程度己达29.61％.     

多套油水系统层状油藏开发实践与启示

针对多套油水系统层状油藏储层非均质性强,含油带窄,注采井网完善难度较大,油井投产后普遍呈现含水上升快、产量递减迅速等问题,在层系细分适应性、合理井网优化和精细注水方式研究的基础上,通过转变油藏开发模式,有序细分层系调整,开展切割式注水、非主力层注水等精细调整,使目标区块采收率提高了３％左右。研究成果与调整实践对同类油藏合理有效开发具有借鉴意义。     

侏罗系边底水油藏开发技术探讨

在对绥靖油田新14井区底水油藏的沉积相、储层特征、构造特征等地质特征研究的基础上，运用油藏精细数值模拟、开发效果评价等方法，系统分析总结了该类油藏开发中的射孔位置及厚度、注采比及注水强度、压力保持水平及流压、采液强度及采油强度、采液速度与采油速度、油井解堵及挖潜措施方式等技术，形成了一套边底水油藏高效开发的技术思路，为这类油藏的开发提供科学的技术支撑。     

萨尔图油藏剩余油挖潜技术研究

针对红岗油田萨尔图油藏开发现状和地质特征 ,采用了动态分析法、小层精细对比法、构造控制法、沉积微相控制法 4种研究方法 ,从已动用井点、未动用井点、井间等三个方面研究了剩余油分布状况 ;通过综合应用调整注水结构、改善注水状况、实施措施增产技术、部署扩边井、部署加密井、改向注水 6项挖潜措施 ,有效挖掘了油藏潜力 ;从 1999年至 2 0 0 3年新增地质储量 345× 10 4t,水驱可采储量增加 5 6× 10 4t,经济有效率提高了 30 % ,保持了油田 4 0× 10 4t以上的稳产。     

河100断块分流河道砂体断块油藏注水开发模式研究

以典型区块河100断块为例,建立了分流河道砂体断块油藏概念模型,利用数值模拟手段,对其井网、井距、开发技术政策等进行系统研究,总结得出分流河道砂体断块油藏注水高效开发模式。