辽河油区提高采收率潜力评价

来源 :中国石油天然气股份有限公司辽河油田开发技术座谈会 | 被引量 : 0次 | 上传用户:nishiwangba
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采收率的高低是油田开发水平的重要体现,分析采收率的潜力,是油田开发的重要工作.本文从辽河油区已探明地质储量入手,全面分析评价"八五"以来可采储量的增长规律,结合油区的地质特点和开发状况对油藏进行了分类,对不同类型油藏提高采收率潜力进行了科学评价.通过对已开发老区质量储量、探明未动用地质储量和"十五"期间探明储量新增可采储量的潜力分析,提出辽河油区"十五"期间新增可采储量(5500~6000)×10<4>t,将为辽河油区持续稳定发展提供科学依据.
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兴隆台采油厂所管辖油田均为砂岩油田,在油田日常生产过程中,各联合站原油脱水处理系统每年伴生近5000m的含油污泥;同时,兴隆台采油厂稀油注水开发经过30年的开发历程,目前已处于特高含水后期,注水效果逐年变差,水驱采收率低,注入水沿高渗透层串流,而低渗透层因未受注水波及仍具潜力,注入水的波及效率是限制采收率提高的主要矛盾.有鉴于此,我厂开展了含油污泥调剖技术的研究,在兴58断块进行了先导性试验获得了
锦16块西部兴隆台油层为欢西油田最大的稀油主力区块,在高效开发20年后,于1998年末进入特高含水开发期.面对断块特高含水阶段出现的产量下降、递减加大、措施有效率降低等问题,通过加强动态分析、开展油藏精细描述、进行剩余油分布规律研究,及时采取周期注水、部署"聪明井"、应用新工艺技术等一系列配套措施进行断块综合治理,实现了断块特高含水期的稳产,进一步提高了断块的开发水平.
大洼油田为复杂小断块油田,投产初期主要依靠天然能量开发,油井生产特点表现为:压力下降快、产量递减快、地下亏空严重等不利局面,开发形势极为严峻.为掌握油田开发主动权,油田先后在清5块、洼9-36块、洼16块进行注水开发,在对这些断块进行详细注水效果分析的基础上,提出了该油田下步注水工作方向,不断增加水驱开发储量,扩大注水效果,使油田开发步入良性循环.
杜66断块属于典型的薄互层状普通稠油藏,1986年投入热采开发,通过注汽参数优选,以及吞吐中期以后采取调层补孔、侧钻、选注、选采等措施,提高了储量动用程度,吞吐阶段开发指标高于同类油藏和方案指标.目前进入高周期吞吐,地层压力低及层间矛盾突出为该块主要矛盾.为了寻求吞吐后期有效开发手段,1991年开始陆续进行了汽驱、气水交替驱及热水驱试验,取得了一定经验.本文结合试验中的认识,初步分析了该块转换开采
黄沙坨油田是沙三段火山岩油藏,储层为粗面岩,埋藏深,勘探开发投资风险大.为了有效降低投资风险,在产能建设过程中,紧密跟踪试油试采成果,及时调整实施及部署,探索识别裂缝的测井系列,改进和优选适合该油藏的钻井完井技术、射孔技术及压裂酸化工艺技术,加强资料录取,不断加深对油藏地质特征和生产特点的认识,取得了良好的投产效果,保证了产能到位率.
海外河油田开发10余年来,紧紧抓住油藏特点,通过采取调层上返、加密调整、科学注水、防砂降粘等一系列适合油田不同开发阶段的措施,确保油田产量接替,使油田实现了高产稳产.在"九五"期间,通过精细油藏描述,搞清剩余油分布规律,实现由逐层上返开采到划小单元、细分层系开发、由边部温和注水向不规则面积注水、由笼统注水向分层注水等转变,进一步夯实了油田的稳产基础,它的高效开发经验对国内外同类油田的开发具有重要的
曙一区超稠油粘度高,流动性差,在2001年以前主要采取罐储车运的集输方式,存在着管理难度大,成本浪费严重的问题.对此,辽河油田提出了实现超稠油管输的技术思路,在没有经验可供借鉴的条件下,通过大量的理论研究与现场试验,成功地解决了超稠油采油平台间的自压输油工艺、干线输油工艺、管线伴热工艺、设备选型等技术难题,并于2001年10月~2002年4月完成了管输改造工程,基本实现了超稠油管道密闭输送,在降低
随着钻井技术的发展提高,大斜度井在矿场已有了广泛的应用,特别是浅海生产,大量地采用了大斜度井,进行平台井开发.随着生产的进行,大斜度井生产暴露出不少问题.由于大斜度井井眼轨迹复杂,深长,抽油杆柱与油管之间直接发生摩擦导致杆管严重磨损,偏磨严重,严重影响油井正常生产,由于管杆严重磨损,产生的金属碎屑经沉积及井筒内杂质的集结,集结成硬度很大的硬块,直接造成卡泵等生产事故.针对这一问题,研制了抽油杆旋转
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