胡尖山油田安201区长6油藏开发效果分析及稳产对策研究

胡尖山油田安201区块是典型的裂缝性油藏,该区2009年规模建产,通过2010-2015年开展深部调驱、强化注水、油井措施等手段,治理后油井递减得到一定减缓,但是由于该区裂缝发育,见水井逐步增加,同时由于侧向井有效压力驱替系统建立难度较大,见效缓慢,影响区块整体开发效果,2016年通过整体实施加密,调整井网,改善油藏水驱状况,提高油藏储量控制程度,下步需继续在该区实施沿裂缝加强注水,流压控制、厚油层补孔,稳定并提高该区单井产能,改善区块整体开发效果。     

锦16东块高粘度稀油油藏高效开发实践

锦16东块兴隆台油层于1979年投入开发,通过科学合理注水、适时开发调整、提液增排等措施,使区块稳产期达13a,1992年进入递减期后又通过扩边增储、部署调整井挖掘平面剩余油潜力、开展聚合物驱试验、完善井网调整等综合治理手段,有效控制了区块产量递减与含水率上升,使锦16东块高粘度稀油油藏开发取得了非常好的效果.     

锦150块低渗油藏精细注水技术研究与实践

锦150块中生界油层属于典型的低渗油藏,由于投产初期采用天然能量开采,导致地层压力下降快,产量递减幅度较大。为提高区块开发效果,对区块注水开发的可行性进行了研究,并对储层进行了系统评价,确定在该块实施精细注水技术。通过实施油层全程保护、防膨、优选水源、控制注水强度、完善高压注水系统等精细注水工艺技术,使得区块开发方式更加合理,综合开发效果明显改善,同时提高了区块储层的动用程度和最终采收率。     

低渗透小气顶油藏衰竭式开发调整策略研究

小气顶油藏衰竭式开发,由于地层能量不足,随着开发生产进行,油井产量递减快,结合剩余油分布规律,建议在地层亏空较大区块实施注水开发,改善开发效果;在井网不完善区块部署调整井,提高储量动用程度;对于储层物性较差区块实施压裂增产措施。该研究已取得较好的现场实施效果,对衰竭式开发小气顶油田二次开发有一定指导作用。     

潜山油藏精细注水调控技术研究与应用

常规注水井组调控多数采用“一井组一对策”模式,没有充分考虑到其它井组影响,很难从本质上改善注水开发效果。本文针对M区块注水开发中存在问题,提出关联注水综合调控技术,即在落实地质体基础上,根据油水井生产数据、动态监测资料等,对注水效果相互影响的井组组合在一起,多角度全方位制定综合注水调整对策,取得较好效果,区块日产油量、含水上升率、递减率等指标得到改善,在国际油价严冬期实现提质增效目的。     

Q1油藏转注井高压原因分析及治理技术研究

针对Q1区块转注井转注即高压且措施效果短的现状,通过对Q1油田不同区域储层物性、矿物成分、矿物敏感以及岩心伤害分析,找出该区块注水压力高的原因并对其开展了治理技术研究,提出适合Q1油田的注水开发方案,可有效提高Q1油田注水开发效果。     

注水井预处理工艺研究试验

白2块沙海组下段储层物性较差,为低孔、低渗、小孔喉储层,中等偏强水敏性。为避免注水过程中因粘土矿物水化膨胀导致注水压力上升、欠注或注不进等现象的发生,影响区块开发效果,开展水井预处理工艺研究。通过室内理论分析评价筛选出适合该区块的药剂配方体系,现场试验6口井,措施成功率100%。执行试注水后,初步见到措施的效果,为下一步区块注水开发提供了技术依据。     

桩74注水站污水软化处理技术研究

桩74块特低渗油藏由于注入污水硬度高,导致地层结垢堵塞严重,注水井吸水能力下降,欠注矛盾突出。在污水结垢机理和软化处理研究的基础上,确定了氢氧化钠沉淀法进行水质软化处理的工艺。污水处理后,水质指标达到了桩74低渗油藏的注水要求,防止了地层结垢,改善了油层吸水能力,提高了区块注水开发效果。     

胡尖山油田安237区延9油藏合理技术开发政策研究

胡尖山油田安237区块2015年规模建产,对比胡尖山同类延9油藏,安237区显示油层物性一般,通过对安237区块延9构造相似,开发政策不同油井对比发现,注水有利于安237区块整体开发,本文通过分析合理技术开发政策,详细分析了注水强度、采液强度、合理流压等,并探究下步稳产方向,为提高该井单井产能,改善区块整体开发效果提供技术支持。     

海一块综合治理研究

针对海一块注水开发中存在的矛盾,结合油田开发现状,提出综合治理思路,即以注采井组为单元,将注水井分层注水、深度调剖、调驱,油井进行化学堵水、提高采液强度等技术进行优化整合,不断扩大注水波及体积,提高注采井组采收率,改善注水开发效果.现场应用后取得了良好效果,使区块连续3 a日产油保持在340 t/d以上,实现了区块的高效开发.