低透小断块油田改善开发效果的主要措施

卫城油田是一个低渗透小断块油田,开发难度很大,进入产量递减阶段后初期递减速度很快。针对开发形势变差的状况,运用多种技术手段开展了卫城油田的油藏精细描术和,在此基础上实施了大量开发调整措施,使油田开发效果明显改善,为该类油田的高效开发积累了经验。     

低渗透复杂断块油藏高速高效开发模式

文章总结了卫城油田卫22低渗复杂断块油藏,强化地质基础研究、滚动扩边、调整完善注采井网,提高水驱储量,及行之有效的地质对策、生产措施和工艺手段,并介绍了高含水递减期油藏开发由油藏生产管理向油藏开发经营管理转变的主要做法和效果。     

不同类型油藏效益开发技术对策及方向

为推进国内油气行业高质量发展,围绕如何提升油田开发质量和效益,在分析不同类型油藏开发面临的主要矛盾基础上,从多个角度有针对性地提出了改善不同类型油藏开发效果的技术措施,明确效益开发对策及方向,为油田可持续、高质量发展提供决策依据.     

低渗透油田注水调整治理研究——以子长油田新寨河区块为例

低渗透油藏开发难度大、开发效果较差，需提出一套切实可行、科学合理的注水调整方案。子长油田新寨河区块长2油藏通过开展地质再认识、完善注采井网，针对开发矛盾，采取“推、拉、压、引、调”五种流线优化治理思路，从而改善油藏注水开发效果，形成了一套低渗油藏注水开发技术，同时对低渗透油藏的注水高效开发提供启发和借鉴。     

英台老油田特高含水期开发技术研究

英台老油田油藏类型为低幅度构造油藏,是天然能量开发的油田,1986年开发以来,通过油藏分层认识,不断提高开发水平,实现了长期的稳产高产。但随着开发时间的延长和综合含水的上升,油田剩余油越来越分散和复杂,并且从2002年开始,油田出现产量递减。为了持续保持油田较好的开发水平,提高采收率,实现油田开发的良性循环,立足油田地质研究,并且在原有认识的基础上,通过多学科、多方位展开油藏分层认识工作,进行油藏地质特征的再认识,实现了开发水平的真正提高。     

特低渗油田注水开发技术研究

近年来,特低渗透油藏的开发已逐步成为安塞油田原油生产稳定发展的主要潜力,但其物性差、产量低、多属岩性油藏、天然能量匮乏,故提高此类油藏的注水开发水平和相关经济效益,已成为安塞油田持续发展的关键技术,根据安塞油田近些年的开发实践,提出提高特低渗透油藏注水开发水平的一些认识,希望对同类油藏的开发有所帮助。     

所图油田SN301块水驱开发效果评价及潜力分析

所图油田SN301块青山口组油藏为弱边底水油藏,2005年注水开发至今,开发效果逐渐变差,油藏挖潜困难。结合该区块开发特征,选取储量动用状况、压力保持状况、含水率、存水率等水驱开发指标,对开发效果进行评价。利用油藏数值模拟技术研究剩余油分布,结合油藏实际情况,分析认为该区需通过补孔、分注、扩边、加密等综合治理措施,改善水驱开发效果,提高采收率。     

油藏的开发阶段及开发方式分析

文章通过对中原油田濮城油田沙三上5-10油藏的开发过程进行分析和总结，介绍了以注水开发为主的普通油藏的开发特点，以及分阶段的不同开发方式，和在不同的开发阶段，作为油藏开发动态分析所要做的工作，从而为类似油田的开发提供了有益的经验。     

油藏动态监测技术及发展研究

我国在油田开发过程中经常会遇到后期含水量较高、油层分布不均等情况,运用油藏动态监测技术能够有效应对复杂多样的开采情况,提高我国油田开发的整体质量和效率。本文先阐述油藏动态监测技术的发展现状,再从过套管地层测试、过套管油藏饱和度监测、微地震监测以及示踪剂监测的角度分析油藏动态监测技术,最后说明油藏动态监测技术在未来的发展趋势,希望能够为相关研究提供一定的参考。     

埕岛油田东营组油藏开发形势分析

埕岛油田东营组油藏属于低孔低渗透性油藏,埋藏深度超过2000m,油藏层数多,单层厚度薄,横向变化大,主力油层不明显。该区东营组油藏处于开发初期,通过近年来试开发证实具有地层压力低、油藏压力敏感性强等特征,目前投产难度较大,低产停产井较多。克服以上开发困难,是埕岛油田东营组油藏长期高效开采的关键。     

秦皇岛32-6南区少井高产虚拟开发研究

秦皇岛32—6南区原油粘度高密度大,具有常规稠油的特点,目前生产状况极不乐观。本文采用数值模拟方法,对边底水油藏进行了垂向渗透率及开采速度敏感性分析,从储量合理动用、先进井型确定、合理产能设计等几个方面进行了虚拟开发研究。结果表明,秦皇岛32—6油田南区采用水平井开发可有效提高采出程度,改善开发效果。开发过程中先动边水主力油藏、然后动用边水构造岩性油藏、最后动用底水油藏可取得最佳开发效果。通过虚拟开发,提出了少井高产的思路。     

深层低渗油藏分酸工艺的研究与应用

长期的油田开发过程中,深层低渗油藏的油水井在生产过程中因种种因素易导致地层堵塞,致使油井产量下降、注水井注水量降低或注不进,以疏通地层为目的的解堵措施逐年递增。为提高措施效果,对深层低渗油水井地层堵塞机理和特征进行研究,并采取配套、适应性强的解堵工艺,降低储层伤害,提高解堵措施现场应用效果,达到增产增注目的。     

极复杂断块油藏提高开发效果研究

胡五块为极复杂断块油藏,储层变化大,5-20m小断层十分发育,是制约开发水平进一步提高的主要因素。通过构造精细研究和沉积相指导下的剩余油研究,细化构造特征,明确相控剩余油分布规律及方向,实施注采井网调整,提高油藏开发水平。     

水平井技术在洼38块东二段薄层稠油油藏开发中的应用

洼38块东二段属于层状边水普遍稠油油藏,由于地质条件复杂,油藏含油饱和度低,加之开发初期对储层认识不清,在开发方式上采用大段合采,油藏开发效果差.2006年以来,在精细地质研究的基础上,开展了利用水平井技术开发该油藏的可行性研究.现场实践表明,水平井技术可有效地改善油藏的开发效果,实现了区块年产油量稳定增长,油藏采收率得到大幅度提高,这对于同类油藏的开发具有较高的借鉴价值.     

渤海疏松稠油油藏调堵技术及新发展

我国油田开发的中后期,常用注水的方式来提高地层能量。由于油层的非均质性,会出现水"突进"以及"窜流"等问题。如果严重的话,还会极大影响油田的开发效果。渤海湾海上稠油砂岩油藏,长期实施注水开发,加剧了储层的非均质性,导致含水率上升过快,产量下降快等问题。为了改善注水效果和提高采收率,在油田开发的过程中应用堵水调剖技术。对渤海湾调堵技术的发展现状进行了相关的分析。     

萨尔图油田中区西部剩余油分布及挖潜措施研究

针对萨尔图油田中区西部开展剩余油的分布规律研究,提出了剩余油挖潜措施。通过油藏数值模拟的方法,对区块的各项开发指标进行了预测并对剩余油的分布规律进行了分析,最终确定油藏主力层S2和P1油组为挖潜对象。在对萨尔图油田中区西部的油藏多方案开发指标进行预测后,对提出的4种开发方案进行了对比,最终给出了该油藏优化的开发方案,即油藏采用聚合物驱油的方法会达到较高的采出程度。     

断块油藏侧钻井挖掘剩余油模式研究及应用

断块油田进入开发中后期,剩余油高度分散、挖潜难度大,同时低产、停产及报废井越来越多。侧钻井由于投入少、施工简单、见效快等特点成为改善开发效果、提高油田采收率的有效手段。通过对断块油藏应用侧钻井挖潜剩余油技术进行分类、归纳、总结研究,形成了不同剩余油类型的10种侧钻井挖潜模式,并形成侧钻井选井及设计的规范,该模式在全油田进行推广应用。     

低渗透油藏注二氧化碳提高采收率的可行性研究

结合实际案例,对于低渗透油藏注二氧化碳提高采收率的可行性进行了探讨分析。提出一定的个人观点,指出现有注气技术中的环节重点,旨在保证注气驱动采收率提高。     

沈84-安12块沙三段高凝油油藏储层特征研究

沈84-安12块沙三段高凝油油藏具有储层认识不清、油藏开发动用难度大的问题,开展储层特征研究,对于该类油藏转驱开发、提高效益化具有重要意义。针对该类油藏的储层特点,从储层岩石学特征、储层储集空间类型、储层物性等方面,系统分析了该区块的储层发育特征,并对其进行分类评价分析储层主控因素,为下一步区块转换开发方式,提高油藏采收率奠定基础。     

朝661-80区块封闭断层内部加密井的部署方法研究

朝阳沟油田朝661-80区块油藏为低渗透油藏,目前整装待加密区块已经很少,因此断层边部将是油田加密挖潜的对象。其中利用直井加密开发断层附近油藏的弊端日益凸显,大斜度井开发可行性研究的论证认为,该区块油藏部署大斜度井开发的优势明显。在断层走向剩余油分布规律的基础上运用数值模拟的方法设计断层附近不同布井方案,并对开发方案结果进行预测,结果表明在断层边部部署加密井较大幅度提高单井产能,且适当的部署大斜度井提高单井产量的效果更佳,此种布井方式对该区块提高单井控制可采储量与提高增采幅度具有重要意义。