水平井开发技术在底水油藏挖潜中的应用

元城油田是鄂尔多斯盆地开发较早的油田之一，边底水发育，地层能量充足。自20世纪80年代投入规模开发以来，已累计开发20余年，但受底水锥进影响，含水率不断上升，大量剩余油无法采出，开发状况日益恶化。为有效抑制底水锥进影响，2006年开始应用水平井技术进行剩余油挖潜，油田开发效果得到明显改善，并取得了一些认识：水平井技术是开发底水油藏的有效技术手段，但由于储层的非均质性，特别是隔层的发育特征对水平井开发效果有较大影响，应结合其展布规律指导水平井设计和生产参数的制定。另外，由于底水油藏经长时间开采后，油水关系较为复杂，油水界面存在波状起伏现象，开展剩余油分布规律精细研究是优化水平井设计，提高油层钻遇率和挖潜效益的关键。

鄂尔多斯盆地庆64井区延10油层的储层三维地质建模

探讨储层建模技术在鄂尔多斯盆地元城油田庆64井区延10油层的油藏描述中的应用。通过取心井的岩心资料,综合运用岩性组合特征、沉积结构、构造特征、韵律特征、古生物特征等相标志,认为延10油层属辫状河流相沉积;分析了辫状河道、心滩、天然堤、洪泛平原4种沉积微相的岩性和电性特征,储层非均质性特征;采用序贯指示模拟技术建立了研究区沉积微相模型,并以此模型为基础进一步建立了储层参数模型。验证结果表明,在相控条件下所建模型与实际地质情况符合较好,为油藏数值模拟提供了精确的数据体,也为准确评价油气田储层性质及井网加密调整、挖掘剩余油潜力提供了依据。

套管补贴技术在元城油田的应用

元城油田开发进入中后期以后，随着综合含水的逐渐上升，井筒腐蚀日趋严重，套损井逐年增多，严重影响了油井的正常生产。介绍了膨胀管补贴技术原理、新型的膨胀管材及主要部件技术以及该在元城油田的现场应用。结果表明．膨胀管套管补贴技术解决了多井段套损漏失导致油水井不能正常生产的矛盾。该技术的试验成功，为油田老井的恢复及再生产提供了一个新的技术手段。

鄂尔多斯盆地元城地区储层微观孔隙结构特征

应用岩矿分析技术、压汞技术对鄂尔多斯盆地元城油田元城地区长1油层组的储层微观孔隙结构特征进行研究。研究表明,储层岩石成分复杂,成分成熟度低,结构成熟度低—中等。储层孔隙类型多样,孔隙结构复杂,非均质性较强,微裂缝发育。储层喉道分选系数变化范围较大,有一部分较大喉道存在,最大进汞饱和度较高,退汞效率变化幅度较大。储层微观孔隙结构是各种开发特征的根本原因。

元城油田元54井区长1与延10油藏低产、低效井成因分析

元城油田元54井区位于陕甘宁盆地伊陕斜坡至天环坳陷间的西倾大单斜上,研究区的主要储集层为三叠系晚期和侏罗系早期地层的延长组、富县组、延安组所组成。该井区则位于元城油田的东北部,处于陕北斜坡中段坪庄北—张新庄鼻褶带局部鼻状隆起上。综合油藏不同开发阶段生产动态资料,并结合静态地质资料,进行油藏工程研究,从油藏开发现状、采液采油指数变化、压力变化、产量递减、油水见效、含水上升、水驱状况以及采收率等诸多方面进行了分析,对长1和延10油藏目前低产低效井的成因进行了分析。

元城油田Q64延10油藏开发技术政策优化研究

Q64延10油藏随着开发时间延长,采出程度达到17.8%,地质采油速度逐渐下降,目前仅0.55%,同时由于边底水推进,含水上升速度加快,套损问题日益突出,前期治理效果不理想。在对该区油藏地质特征、开发效果评价基础上对剩余油分布特征进行了系统研究,提出了开发技术政策优化指标界线,同时提出了剩余油挖潜措施,为改善该区开发效果奠定了基础。