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。     

特高含水期水驱剩余油挖潜技术研究

喇嘛甸油田进入特高含水期后,低产低效井井数呈逐年上升的趋势,截止2007年底水驱共有产量小于2吨的低产低效井395口,这些井制约着油田开发后期的经济效益以及全油田产量的顺利完成。本文在油层精细描述和储层内部结构界面研究成果的基础上,深入分析了油层剩余油的分布规律特征、动用程度,加强措施井选井选层方法研究,并通过补孔、压裂等增产措施挖潜油层剩余油,提高储层动用程度,达到了综合治理低产能恢复上产的目的。     

扶余油田特高含水期注水技术政策研究

扶余油田经历前期二次开发调整,老油田资源接替不足,储采严重失衡,常规调整工作减小,产量大幅下滑,稳产形势严峻,同时主体注水开发区整体进入特高含水期,但油藏条件好、资源总量大,进一步保持、改善其开发效果是油田稳产的基础。本文以主体注水开发区X3区块为试验区进行注水技术政策研究提高开发效果。     

油田特高含水期提高采收率技术措施研究

本文首先介绍了国内外特高含水油田的概况,然后对油田特高含水期的特点进行详细地分析,最后介绍了目前常用的6种提高采收率技术措施,希望可以对从事油田开发的专业人员起到一定的参考作用,从而促进我国石油工业的可持续发展。     

水驱老油田剩余潜力分析及挖潜对策

水驱老油田剩余油潜力分析除了常规剩余油饱和度评价外,精细油藏描述、精细数模模拟、室内实验、低效无效水循环识别等手段也可明确潜力方向,可通过开展注采结构、层系重组调整,加强低效无效水循环治理,转变开发策略,实现剩余油精准高效挖潜。     

老爷庙油田庙北浅层高含水期剩余油分布特征及挖潜对策

根据老爷庙油田庙北浅层的构造特征及开发现状,分析了高含水期剩余油分布特征,并对该地区的潜力做了系统分析,提出了多种挖潜对策。利用这些技术,取得了明显的增油效果。     

剩余油分布规律研究在真武油田的应用

真武油田为复杂小断块油田,目前已进入高含水开发后期,油田挖潜难度越来越大。通过剩余油分布规律的研究,认识了剩余油分布规律,为油藏下步开发调整指明了方向。     

如何加强特高含水期油田开发的探索

国家经济的增长以及人们生活水平的不断提高,使当前社会对于油气资源的需求较之传统高了很多,在当前人们的日常生活和企业的正常运转之中,对于石化燃料的需求呈现出一种逐年增加的态势。由此也就需要人们对当前的采油方法进行科学化的处理。为了提高我国当前对特高含水油田的采收率,增加资源匮乏形势下的可采油储量,就需要相关的采油企业和技术人员对地质条件和残油特性以及油气采收的技术进行充分的考虑,并且在此基础之上寻求有效地方法对采收率进行提高,在提高可采油储量的同时充分挖掘剩余的油,应用科学和高效的方法对剩余油气加以开采,大力提高开采单位对特高含水油田的的采收效率。     

柳赞油田浅层油藏特高含水期稳产技术研究

柳赞浅层油藏已处于开发后期,储量已全部动用且剩余油高度分散,区块已整体进入高采出程度、特高含水阶段,为经济有效地开发该油藏,笔者通过对柳赞油田浅层油藏稳产难点原因分析,提出了针对难点的稳产措施:采用井网完善、层系归位提液、饱和度监测指导剩余油挖潜、细分注水、调驱调剖等技术,经现场应用稳产效果良好。文章的研究对复杂断块稀油油藏在特高含水期延缓递减进行有效开发具有重要指导意义。     

国外高含水油田特高含水期主要技术措施及启示

特高含水期（含水大于90％）是注水开发油田的重要阶段,该阶段仍有较多储量可供采出。我国注水开发油田大多经历了几十年的开发与调整,绝大部分油田已进入注水开发后期,多数油井含水高达95％以上。虽然面临油层水淹严重、剩余油分布高度分散等问题,但水驱油藏仍在开发中占主导地位。通过对国外注水开发油田的调研,分析特高含水期采取的主要技术措施,对改善水驱开发效果,提高采收率进行了探讨,为我国水驱开发油田特高含水期的开发工作提供借鉴和指导。     

高精度碳氧比能谱测井在柳南浅层油藏剩余油挖潜中的应用

高精度碳氧比能谱测井技术在确定开发单元、纵向多层系的剩余油饱和度,评价开发单元、层系的动用程度,揭示层间、层内的油水分布等方面有重要作用,为单井的补孔、堵水等提供可靠的依据.随着柳赞南区浅层油藏进入特高含水、高采出程度的开发阶段,剩余油高度分散,认识和挖潜难度逐年增大.近年来通过该测井技术在柳南区块的广泛应用,对浅层油藏剩余油认识和挖潜起到了重要的作用,值得推广和应用.     

卫城油田卫10块低渗富集小断块中高含水期层间挖潜研究

针对卫10块已进入中高含水开发期,区块综合含水上升快,自然递减居高不下等问题,在地层精细对比、构造精细解释、沉积微相、储层综合评价、剩余油分布规律研究的基础上;通过以中部封堵、拉大注采井距,边部加强平面及层间动用为主要治理方向的实施,提高了注入水利用率,提高区块分层动用程度,控制了区块含水上升速度,改善注水开发效果,探索出了一套适合中高含水期低渗透复杂断块油田剩余油挖潜治理的方法。     

濮城油田卫79块异常高压低渗油藏的研究及开发建议

通过对濮城油田卫79块异常高压低渗油藏目前存在问题的深入分析,有针对性的提出了切实可行的下步开发建议,以压裂为主的油层改造措施将增加可采储量、减缓老井递减,从而提高该油藏的开发效果。     

文中-文东油田低压高含水油井增产技术研究与应用

随着油田注水开发时间的延长,地层能量不断下降,主力油层水淹严重,部分油水井间形成水窜导致低压高含水油井逐年增多,剩余油分布零散,油井原油采收率无法提高,为此对低压高含水油井产生原因进行调查分析,并在室内用岩芯进行实验研究,2010年开发了适合文中-文东油田的低压高含水油井增产技术,并进行了先导试验。2011年通过对该技术配方和施工工艺不断完善,现场实施了9口井,平均单井日增油1.7t/d,年累增油1528.9t。该增产技术的实施,不仅降低了油井无效产液量,而且减缓了油层压力递减速度,提高单井产油量,还促进油田综合经济效益提升。     

水力冲击压裂及强负压解堵技术在曙光油田的应用

在油井的钻完井、修井及生产过程中,产生的任何阻碍油、气流入井底的附加原因均称之为油气层的污染或损害。曙光油田开发已近四十年,油层在开采过程中受到越来越严重的伤害。水力冲击压裂及强负压解堵技术通过将强负压解堵与水力冲击解堵有机组合,可更加经济有效地解决油层污染问题,提高油井生产效果。     

子北油田毛家河油区长6储层“四性”关系研究

本文以子北油田毛家河油区地层的岩心分析资料、录井、测井资料为依据,在分析了地层的岩性、物性特征的基础上,开展其四性关系的研究,并建立了泥质含量计算模型,孔隙度解释模型,渗透率模型以及含水饱和度计算模型。建立的解释模型具有较高的精度,对提高该区油藏储层测井精细解释的准确性具有实际意义。为子北油田的开发评价和储量计算打下了基础。     

火成岩岩性测井识别方法及其应用研究——以红山嘴油田石炭系火成岩油藏为例

基于取心井薄片鉴定、岩石化学分析等资料,结合岩心观察结果,对红山嘴油田火成岩油藏岩石类型进行了划分。研究了不同岩性的测井响应特征;在分析岩性与电性相关关系的基础上,采用石油数学地质中的判别分析法建立了研究区的火成岩识别模式,并对49口井的岩性进行岩性识别。岩性识别结果经证实准确率较高。     

甘谷驿油田北区三叠系延长组长6油层组沉积微相研究

本文利用地质和测井等方法,对甘谷驿油田北区长6油层组沉积体系进行分析。细分出沉积微相,并阐述各小层平面展布特点。该区属三角洲沉积体系,长6油层组细分为分流河道、天然堤、河口坝、远砂坝、水下分流问湾、前缘席状砂、前三角洲几种微相,河道主要呈北东-南西向展布,其中三角洲前缘的水下分流河道是主要油气富积的场所。     

水平井选择性化学堵水技术在高160-平6的先导试验研究

随着水平井的开发,高含水问题越来越制约着水平井开发效果的提高。为解决这个问题,在冀东油田对新型选择性化学堵剂HWSO开展了先导试验。现场应用效果表明该堵刹的降水效果比较明显,增油效果有待继续提高。应继续优化堵剂性能,提高堵剂强度,提高其增油效果。     

光纤传感技术在稠油热采中的应用

光纤传感测试系统具有良好的温度性能,在不影响原始温度场、压力场分布,及不影响油田正常生产的情况下,实现实时多点温度、压力或连续的温度分布快速测量。尤其是光纤永久测量技术以其独特的安装方式,可以对水平井进行实时监测,解决以往水平井测量难的难题。从而实现直井、大斜度井、水平井的实时测试。本文主要介绍了光纤光栅传感技术、F—P腔传感技术、光纤分布测温技术,就其技术原理、构建方法及其在辽河油田的应用情况进行了综合评述。