吴起油田合理注水方式研究

吴起油田是典型的特低渗油田,其储层岩性致密、物性差、孔渗低、非均质性强。针对该区块油藏初期产量低、产量递减快、综合含水上升较快的特点,实施超前注水开发技术,提高了水驱开发效果,产量明显增加,超前注水技术的成功应用,对吴起油田的开发具有重要意义。

同心可调式配水器的研制与试验

针对桥式偏心配水器在大斜度井、深井以及低注入量注水井中应用时测调精度差、效率低、劳动强度高等问题,研制了同心可调式配水器。该配水器与可调水嘴为一体化结构设计,水嘴开度大小可根据配注量连续调节,通过地面可视化直读方式操作井下测调仪与配水器同心定位对接,实现流量测试与调配同步进行,可根据配注量大小实时调整各层注入量的大小,达到了大幅度提高测调精度及测调效率的目的。该配水器在延长油田现场试验60余口井,最大井深2126 m,最大井斜39.3°,试验成功率100%,测调成功率92%以上,可实现单层配注量在5m^3/d左右的低注入量分层注水井。

丘陵油田三间房组注水开发效果影响因素分析

利用岩石铸体薄片、压汞和物性分析资料等,对丘陵油田三间房组储层岩石学特征、沉积特征、微观孔隙结构以及成岩相进行了深入研究。在此基础上,从多角度出发分析了影响丘陵油田三间房组储层注水开发效果的因素。研究表明:1)不同沉积微相储层注水开发效果存在较大差异;2)油藏注水开发效果在一定程度上受区域局部构造的控制;3)孔隙结构越复杂,孔径越小,注水开发效果越差;4)不同成岩相组合控制了储层发育特征和储集物性,其注水开发效果不同。因此,丘陵油田三间房组储层注水开发效果是主力微相、微构造、微观非均质性、成岩相等多因素共同作用的结果。

高含水油田精细油藏研究

国内大多数油田已经进入高含水开发阶段,为了使处于开发后期阶段的油田开发工作得以顺利进行,各大油田普遍使用精细油藏描述技术。精细油藏描述作为油藏开发的基础,对提升高含水油藏的采收率与维持老油田稳定生产具有非常重要的作用。本次通过对近年来高含水油藏描述研究中出现的一系列问题的分析,发现目前主要问题在于地层精细划分对比,储层非均质性研究以及开发过程中储层变化规律三个方面。并基于对上述问题的深入探究提出了适应性更强的几种新技术与新方法。结果表明,高含水油田精细油藏描述的发展应集中在断裂体系精细解释、储层构型精细表征以及测井水淹层解释三个方向。

高家沟长2油层沉积微相类型及展布特征

为了掌握高家沟长2油层的储层分布规律,促进油气勘探取得新进展,在岩心观察、测井资料及前人研究成果的基础上,通过对大量物性资料、测井资料统计分析,确定了高家沟长2油层的沉积类型为辫状河流相沉积的河道亚相,识别出了河底滞留沉积、心滩、河道填积、决口扇、泛滥盆地等5种微相类型。

二氧化碳泡沫压裂技术在新场气田的应用研究

二氧化碳泡沫压裂技术是采用泡沫二氧化碳作为压裂液,压后反排迅速,实现对储层增产改造。该技术在新场气田进行了应用,施工过程顺利,压后效果较好。

高家沟长2油层构造及砂体展布特征

为掌握高家沟长2油层的储层分布规律,促进油气勘探取得新进展,在岩心观察、测井资料及前人研究成果的基础上,分析砂体展布特征,对长2段进行构造及砂体展布进行研究,结果发现:砂体平面上大体呈北东—南西、条带状展布,多起河道叠加,砂体厚度大,延伸远,展布特征主要受控于沉积环境和沉积相。研究结果为该地区进一步勘探和油藏开发提供地质依据。

环江油田长2油层组低阻成因及识别新方法

鄂尔多斯盆地西南部的环江地区,延长组长2油层组的储层特征为中低孔、低渗型,具有比较低的含油饱和度,在测井响应中,油气产生的影响因子小,导致Rt/Ro<2.0,呈显典型得低阻油藏特征,这样就会造成通过电性资料来识别油气层的能力大大的降低了。研究认为,研究区油水重力分异作用、孔隙结构、岩石骨架粒度分布、黏土矿物含量较高导致的高束缚水饱和度是形成低阻油层的重要因素。通过对环江地区动、静态资料的分析,充分考虑该区低阻油层成因,提出适合该区的和测井新技术来识别低阻油层。

青平川油田东-柏区长2砂质辫状河沉积相研究

本文对青平川油田东柏区长2沉积相主要类型和分布特征进行研究,运用沉积学原理和方法,利用已有钻井、测井等资料进行分析。研究结果得出,研究区域主要微相类型为河道砂坝及其侧缘微相,泛滥平原微相。研究对有利区判断及后续勘探开发工作具有一定的指导意义。

甘谷驿油田顾屯区长6油藏注采井网优选

低渗透油藏注水开发后,注采井网难以满足后续开发需求,如何有效开发动用低渗透油田储量,建立合理的井网系统是关键技术之一。甘谷驿油田顾屯区长6油藏为超低渗低压砂岩油藏,为更好地开发该油田,开展了井网适应性评价及注采井网优选工作。数值模拟结果表明,矩形反九点井网含水率、水油比低,注水开发效果最好,能够有效提高开发效果。

青平川油田高家沟区长2储层微观孔隙结构特征

根据铸体薄片、扫描电镜、高压压汞等分析测试手段研究了青平川油田高家沟区长2储层微观孔隙结构特征。研究表明:长2储层总体属于低孔隙度、低渗透率储层;孔隙类型以粒间孔隙占绝对优势,其次为长石粒内溶孔,平均总面孔率为7.7%,最大孔隙直径可达200μm,平均为38.5μm;长2储层孔隙结构复杂,非均质性强,常见的5类孔隙结构中以大孔中细喉型和中孔中细喉型为主,是长2储层主要的储集空间和渗流通道。

青平川油田长2储层流动单元特征分析研究

为了深化储层地质认识、降低非均质性对油田开发的影响,本文选择了适当的储层参数,综合反映储层岩性、物性特征,并对储层的流动单元特征进行了划分。

青平川采油厂长7、长8有利砂带预测

研究区目前主力开发层系为延长组长2层系,潜力储层长4+5、长6正处于试油试采评探阶段,长7、长8层系尚未做充分的地质工作,因此在区域地质研究的前提下,结合长7、长8各小层沉积体系与沉积相类型、沉积相平面展布特征、砂厚平面展布、各小层构造特征、含油层厚度等资料进行研究区长7、长8有利砂带预测,为下一步勘探和开发提供了地质依据。

杏子川油田王家湾西区、东区长2油层组注水效果分析

研究区油层边底水较为发育,油井普遍含水较高,产液量下降速度较快。要获得较高的产油量,必须放大压差生产,增加产液量,从而导致油藏能量将会发生很大的下降,因此,对于此类油藏必须及时进行注水补充地层能量。