川西新场气田蓬莱镇组气藏老井挖潜选井原则

川西新场气田主力气藏已进入开发中—后期,挖潜增产是维持气田效益开发的重要手段。随着高品质气层动用程度增大,原有挖潜选井标准不再适用,亟需建立新的选井选层评价标准。为此,通过对新场气田蓬莱镇组气藏典型挖潜井开展挖潜效果评价,分析挖潜层段气层品质和储量动用程度,结合单井生产情况,建立了适用于研究区现今开发特征的挖潜选井原则。结果表明,需综合考量录井、测井、地震响应、邻井动用等多因素确定挖潜井及层段,降低挖潜失利风险;在同一有利区带或同一裂缝走向选取挖潜井时,邻井井距下限为350 m,相应井距下的邻井单层累计产气量上限为0.20×10⁸ m³;次级有利微相多层合采更适用于老区中—后期开发,可增大挖潜获产几率。     

夹层的分布特征及在剩余油挖潜中的作用

本文确定夹层控制下的剩余油类型,并制定了相应的挖潜措施,对老油田剩余油的挖潜提供了一定的技术支持,为油田更好的寻找和挖潜剩余油提供了一种新的思路。     

采油工程中节约挖潜技术的应用

针对采油工程中节约挖潜技术进行分析,并按照现阶段挖潜技术种类对其所适用的技术条件进行明确阐述,从而为采油工程中节约挖潜技术的有效运用提供理论知识方面的相关参考。     

水平井在喇嘛甸油田厚油层剩余油挖潜中的应用

水平井作为老油田调整挖潜剩余油、提高采收率以及新油田实现少井高效开发的一项重要技术,已在世界范围得到广泛应用.高含水、密井网、多层砂岩的大庆油田正逐步扩大水平井技术的应用规模.喇嘛甸油田厚油层发育,进入特高含水开发期后,剩余油主要存在于厚油层顶部,常规方法挖潜难度较大.通过对喇嘛甸油田应用水平井挖潜剩余油的可行性及潜力的分析,研究了水平井挖潜技术,结合现有的水平井开发经验,总结了水平井轨迹的优化设计、随钻跟踪调整及完井等技术方法,为进一步拓宽水平井挖潜思路,改善水平井挖潜效果奠定了基础.     

特高含水期水驱精细挖潜效果

为探索特高含水期水驱控递减、控含水的有效方法,在喇嘛甸油田北北块一区开辟了水驱精细挖潜示范区。通过精细调整挖潜,实现了三年"产量不降、含水不升"的目标。通过精细挖潜措施分析,利用多学科数值模拟技术与油藏工程技术,评价了各类精细挖潜措施对增加可采储量、提高采收率的作用和效果。     

川西侏罗系低渗气藏挖潜技术研究

老井挖潜是油气藏开发中增储上产、增收节支、提高气藏采收率的重要举措，在国内外各类油气田开发中均得到广泛开展。笔者介绍了川西地区地层改造选井评层的标准，及钻修井、压裂储层改造、测试试采等老井挖潜配套工艺技术。这些措施的采用对川西侏罗系低渗气藏挖潜，取得了较好的经济效益。形成的挖潜工艺技术对类似气藏的老井挖潜具有一定的指导意义。     

细节是精细管理的关键点

据报载,大庆油田积极探索老油田精细挖潜新途径,自2010年年初开始实施的12个水驱示范区,通过"四个精细"挖潜,即精细油藏描述、精细高效注水、精细措施挖潜和精细生产管理,长垣六个示范区实现"产量     

水平井挖潜剩余油抽象模型的建立及适应条件

水平井是挖潜剩余油的重要手段,但由于地层中剩余油存在的空间形态复杂,对水平井挖潜剩余油的适用条件并不清楚.通过对剩余油的空间形态进行抽象处理,建立了水平井挖潜剩余油的抽象模型.依据实际剩余油的分布特点,利用抽象模型建立的数值模拟模型研究了水平段纵向位置、水平段长度、剩余油形状、剩余油面积、油层厚度和生产压差6种因素对水平井挖潜剩余油开采效果的影响.结果表明,长宽比为4的长条形,厚度为6m以上,面积达到0.04km2以上的剩余油适宜利用水平井进行挖潜;水平段长度为剩余油长度的0.8倍,位于油层顶部1/3处的水平井进行挖潜能获得最佳效果.     

石西油田石006井区三工河组低渗气藏挖潜技术研究

采气井的挖潜是气藏开发中增储上产、提高气藏采收率的重要措施,在国内外各类油气田开发中得到广泛开展。通过对石西油田石006井区三工河组低渗气藏优化措施选井,采用合层开采、重复射孔、变排量控高控底压裂、抽油排液采气等独特的气井挖潜配套技术,取得了良好的经济效益。这种独特的配套挖潜技术,对国内外类似气藏的老井挖潜具有良好的借鉴作用。     

PeriScope随钻测井技术在海上高含水油藏挖潜中的应用

油藏进入高含水阶段,仍有剩余油潜力可挖。但在剩余油挖潜过程中,存在三方面的风险:(1)如何避开水淹区钻遇剩余油;(2)井网密度低的区域水平井如何着陆;(3)高含水油藏挖潜受水平段进尺的限制,如何提高油层钻遇率。为了降低挖潜风险,海上某油气田采用了PeriScope随钻测井技术,结果成功预测到剩余油区砂顶界面,使得水平井成功着窗,钻成挖潜水平井。实践证明,PeriScope随钻测井技术为高含水阶段的油藏挖潜提供了一条新的思路。     

川西侏罗系低渗气藏挖潜技术研究

川西侏罗系气藏为勘探开发难度极大的非常规气藏,在勘探开发实践中逐步形成了一套适合川西低渗气藏的老井挖潜技术体系,包括老井挖潜选井评层技术、钻修井工艺技术、加砂压裂储层改造技术以及测试试采配套工艺技术,连续10年取得了良好的现场应用效果。10年来累计实施挖潜井120口,累计增加天然气测试无阻流量452.3×104m3/d,挖潜井累计增输天然气量5.6247×108m3,老井挖潜技术经济效益显著,形成的方法技术体系对同类气藏高效开发具有参考价值。     

水驱精细挖潜示范区路径探索与模式创新——以大庆油田杏六区东部为例

在"水到油出"的话剧里,水是绝对的主角。该文围绕大庆油田杏六区东部水驱精细挖潜示范区多项优化管理活动,探索、创新、优化精细挖潜管理方法,阐述了启动示范区优化管理,需要构建全程受控优化管理、高效运作优化管理、有序推进优化管理的"三管"优化机构,推动示范区优化管理,需要实行分块治理、分别调整、分类改造的"三分"优化手段,在水驱精细挖潜上提供必要的管理支撑;促动示范区优化管理,需要运行技术精细管理、测试精细管理、监测精细管理的"三精"优化方式,在水驱精细挖潜上提供必要的配套措施;滚动示范区优化管理,需要推行主动掌控精细地质技术、联动管控精细挖潜指标、互动防控精细开发风险的"三动"优化方法,在水驱精细挖潜上提供必要的推进措施等方式方法,综合评价了油田水驱精细挖潜示范区的优化管理实践的显著效果和创新特点。对老油田水驱挖潜具有参考和启迪意义。     

地震解释技术在缅甸Prome海湾盆地油田挖潜中的应用

 国内现有的地震解释技术在勘探、开发领域的应用尤其在枯竭期油田挖潜中的应用已取得了显著的效果，形成了一套相对成熟、行之有效的技术系列。本文介绍了缅甸Prome 海湾次盆地一个有近40年开发历史的Pyay油田的地质特征、勘探开发历史, 借鉴国内油田挖潜思路，开展了对Pyay油田的综合评价研究工作，详细介绍了油田挖潜中使用的针对性地震解释技术，包括三维精细解释技术、综合速度分析与变速成图技术、低速异常属性分析技术、储层横向预测技术，其中三维精细解释技术与深层勘探层系异常属性研究具有特色，对其他具有类似特征的枯竭期油田挖潜具有参考价值。地震解释技术在Pyay油田挖潜中的应用效果表明，充分利用地质、地球物理信息，尤其是前人未引起重视的层系与异常信息是老油田挖潜的关键；多种地震解释技术的综合应用是老油田挖潜的基础；新的含油气区块、新的目的层系是老油田挖潜的潜力。     

复杂断块油藏高含水期剩余油精细挖潜方法

复杂断块油藏进入高含水期,剩余油分布复杂,挖潜难度大,为提高水驱采收率,提出了将研究单元细化到油砂体的剩余油精细挖潜方法。在精细地质研究的基础上,结合生产动态数据和测试资料,根据油砂体上井网控制情况、水驱特征和边水能量特征,将油砂体划分为弹性驱、注入水驱、注入水+边水驱、边水驱和未动用等类型,详细解剖不同类型油砂体的动用情况,分析不同类型油砂体的剩余油分布模式和潜力,提出了不同类型油砂体的剩余油挖潜方法。利用该方法对跃进2号油田的剩余油进行了挖潜,水驱效果大大提高。研究表明,以油砂体为对象的剩余油挖潜方法可以有效提高复杂断块油藏高含水期的开发效果,为剩余油的挖潜提供了新的思路。      

井震结合砂体识别与含气评价技术在致密气井挖潜中的应用

新场气田蓬莱镇组气藏曾被誉为川西陆相"浅而肥"气藏,总年产量占气田的60%以上,在经历近20年的开发后目前大部分井已处于低效、低产甚至停产状态,急需挖潜增产接替衰减的产能。但由于早期中深层勘探评价井对浅层蓬莱镇组未开展测、录井,专层规模开发时期采用丛式井组,井组单元内仅1口井进行测、录井,其余大部分井未进行测井或录井,导致后期老井挖潜选层面临评价资料欠缺的难题与技术挑战。通过井震合成标定,创新建立了井震结合砂体识别与含气评价技术,有效解决了未测、录井段砂体的识别与含气评价难题,取得了老井挖潜技术井震结合、点面延展的新突破。在首批挖潜实践的11口老井中,9口井获得工业产能,挖潜效果明显,产量提高至原来的3~17.5倍,挖潜建产成功率达81.8%,最大限度规避了挖潜选层风险,为低孔隙度、低渗透率、致密难动剩余储量的挖潜提供了新技术支撑,展现出良好的应用前景。     

喇萨杏油田厚油层顶部挖潜可行性研究

喇萨杏油田主力油层受非均质性的影响,注入水无效低效循环严重,开采效果差,厚油层顶部存在大量剩余油,目前技术水平下,缺乏有效的动用手段.针对不同的油层条件,从油层沉积类型入手,分析了剩余油分布特征,提出了相应的挖潜工艺技术.水平钻孔技术和改性氰凝封堵封窜技术,适用于挖潜层内有稳定夹层的厚油层顶部剩余油;定位压裂人造隔板技术和层内相渗透改善剂控水挖潜技术,适用于挖潜无稳定夹层的厚油层顶部剩余油.这4项技术研发成功后,可为厚油层顶部剩余油挖潜提供有效技术手段.     

小断块油藏油水过渡带提高采收率技术研究

正江苏油田小断块油藏开发中后期,在油水过渡带的挖潜中,存在剩余油分布复杂及描述难度大、挖潜井效益差异明显、注采井网适应差、含水上升快等问题。为此,中石化总公司设立《小断块油藏油水过渡带提高采收率技术研究》的课题,围绕改善小断块油藏油水过渡带挖潜     

榆林南区挖潜措施井优选及效果预测

榆林气田南区自2005年底在山2砂岩气藏整体建成20亿立方米年产规模后,已稳产8年,气田整体开发形式良好;但目前气田周边还未发现有利的产建接替区,为保持气田持续稳产,老井挖潜成为必要。以地质研究为基础,结合生产动态,采用不同挖潜选井原则对榆林南区44口低产、低压气井进行筛选;优选出两口井为挖潜对象,利用数值模拟对挖潜效果进行预测,并对措施经济效益进行评价。     

强边水普通稠油断块油藏挖潜研究

针对Z43断块普通稠油强边水油藏目前开发中存在的问题,开展了剩余油挖潜技术研究。在控油断层、微构造、隔夹层等地质精细研究的基础上,建立了三维地质模型。开展普通稠油油藏高含水期剩余油分布研究,制定了挖潜方案,提出了常规井、侧钻井继续落实控油断层,短井段水平井挖潜剩余油的思路,现场实施取得了较好的效果。该断块类型油藏的成功挖潜对类似油藏后期开发具有一定的指导意义。     

梁家楼油田开发后期侧钻井挖潜技术研究

侧钻井挖潜技术是油田进入开发后期,改善开发效果、提高油田采收率的有效手段。选择合适油藏类型是侧钻井挖潜取得好效果的前提,精细油藏研究、深入准确分析剩余油分布规律是侧钻井挖潜取得好效果的关键,优化地质设计是侧钻井取得好效果的保证,分阶段优化工作参数,可巩固侧钻挖潜效果。该技术在纯化、梁家楼油田的后期开发中得到广泛运用,并取得了良好的增油效果及经济效益。