卫11块提高水驱采收率作法及效果

本文通过原始测井曲线与新井电测曲线的对比 ,利用注入体积倍数法 ,分析了卫1 1块各小层的水驱动用状况 ,研究了高含水区块剩余油的分布现状 ,针对性地实施了打调整井、压裂、转注、调剖、回采、提液等油水井措施 ,达到了水驱动用程度提高 1 1 .76个百分点 ,水驱采收率提高 5 .5 4个百分点。

中原油田卫11块稳产技术研究

针对中原油田卫11块存在的层间吸水不均,层间矛盾突出,井况事故严重及油井转采气井增多,注采井网不完善,局部区域受构造复杂影响,注采完善程度低,油井严重供液不足,稳产基础差等问题,采取了一系列的对策,取得了良好的开发效果:水驱控制和水驱动用状况变好,区块连续3年实现产量上升,采油速度上升到1.10%以上,含水上升率控制好,吨油销售价格按1046元计算,当年增油量销售收入1117.128万元,净效益446.9831万元,投入产出比为1∶1.67。

油藏数值模拟方法研究卫11块剩余油分布

根据油田动静态资料 ,建立数值模型进行数值模拟 ,研究卫 1 1块剩余油分布 ,得到单井、全区的日产油、含水的拟合曲线 ,根据剩余油饱和度分布网格图 ,在小层有效厚度等值图上绘制剩余油饱和度分布等值图 ,并分析主要潜力层和主力层。结论 :数值模拟在研究构造复杂 ,生产历史较长 ,储层变化较大的油藏显示出其优越性。

油田老区高渗大位移长裸眼井钻井施工技术参数优化研究

中原油田文卫采油厂在东濮凹陷中央隆起带北部卫53-5东块的部署一口滚动勘探井卫53-11井,该井最大井斜53.2°,水平位移841.31m,定向轨迹控制、钻井液润滑防卡、井眼清洁等难度大,且本井区地质环境复杂,压力系数低、密度窗口窄,存在防漏、防喷等问题。该井采用二开井身结构,裸眼段长为2927m,最大井斜53.2°,水平位移841.31m,地层高渗,密度窗口低,通过严格确定密度,配合堵漏方案,钻井周期21.79天;井身质量和固井质量均合格。该井的成功完成为该区块钻井施工提供了可靠的技术参考依据。