志丹探区长2油藏产能影响因素分析及挖潜措施探讨

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志丹地区延安组沉积微相与油藏控制因素分析

志丹地区延安组沉积微相与油藏控制因素分析许璟;董丽红;杜彦军;马浪;时晓章【摘要】利用志丹地区600余口钻井的测井、录井、物性、试油等资料,采用单井相、连井相和平面相多角度综合分析方法进行多期河道叠置的砂体展布和沉积相研究,在此基础上通过对已发现油藏的解剖,分析了油藏类型及油气成藏的主控因素.结果表明:延10+11期发育辫状河亚相,可划分为河道、边滩、心滩与河漫滩微相,古地貌对沉积微相发育控制显著;延9期发育三角洲前缘亚相,分为水下分流河道、分流间湾、天然堤与河口坝微相,延8期砂体较延9期发育;延安组下部油气富集同时受沉积微相、鼻状构造与古地貌的控制,油藏类型以构造-岩性油藏为主;辫状河的边滩、心滩及三角洲前缘水下分流河道、天然堤微相为有利储集相带,遇到良好圈闭即可成藏.综合分析可判断出古地貌中的斜坡带和河间丘既是有利储层的分布区,又是鼻隆的发育区,最有利于油气成藏.【期刊名称】《西安科技大学学报》【年(卷),期】2016(036)005【总页数】7页(P657-663)【关键词】沉积微相;油藏类型;成藏控制因素;古地貌;延安组;志丹地区【作者】许璟;董丽红;杜彦军;马浪;时晓章【作者单位】陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院,陕西西安710075;陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院,陕西西安710075;陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院,陕西西安710075;陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院,陕西西安710075;陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院,陕西西安710075【正文语种】中文【中图分类】TE122延安市志丹县境内油气资源面积约1 900 km2，研究区位于北起靖边与志丹县界线，南至富县与志丹县界线、西起志丹县义正，东至志丹县杏河，油气藏为典型的低孔低渗油气藏[1-2]，延安组不断有新的油藏发现，已在志丹的双河、寨科及刘家河地区提交了储量。

虽然前人针对本区延安组做了一些工作，但难满足勘探开发的需求。

油田开发后期的地质挖潜增效措施

3. 结论
3.1 总结
本文对油田开发后期的地质挖潜增效措施进行了系统性的探讨和总结。通过综合地质解释、地质模型构建、油藏评价技术、采收率提升技术和挖潜增效措施的介绍和分析，可以得出以下几点总结：
地质解释和模型构建是油田开发中至关重要的环节。通过精准的地质解释和模型构建，可以更好地了解油藏的地质特征和储量分布，为后续的开发工作提供坚实的基础。
油田开发后期的地质挖潜增效措施
1. 引言
1.1 背景介绍
随着石油资源勘探开发的不断深入和持续，油田的开发后期管理变得尤为关键。在油田开发的后期阶段，经常会遇到一些难题和挑战，如油井产量下降、采收率降低、地质储量衰减等问题。如何有效地利用现有的地质资源，挖掘更多的潜力，成为油田开发的新课题。
在油田的后期开发中，必须加强地质方面的工作，通过深入综合地质解释，以及建立准确的地质模型，实施科学的油藏评价技术和采收率提升技术，以实现挖潜增效的目标。这不仅有助于提高油田的开发效率和经济效益，同时也能延长油田的生产寿命，更好地保护地质环境和资源可持续利用。加强油田开发后期的地质挖潜增效措施具有重要的意义和价值。
在油藏评价技术的基础上，可以进一步开展油藏动态模拟和模拟预测，对油田的产量进行预测和优化，为挖潜增效提供更科学的依据。综合利用地质解释、地质模型构建、油藏评价技术等手段，可以有效提高油田的开发效率和产能，实现油田的持续开发和增效。
2.4 采收率提升技术
采收率提升技术是油田开发后期的关键环节之一，通过采取合适的技术手段和措施，可以有效提高油田的采收率，增加油田的产量和经济效益。主要的采收率提升技术包括油藏改造技术、增产措施和提高采收率的注水、压裂技术等。
改进油藏压裂技术和加强油藏调剖技术也是挖潜增效的重要手段。通过合理的压裂工艺和调剖剂选择，可以有效地提高油藏的渗透率，增加原油产量。提高采收率和降低油井产量波动也是挖潜增效的重要环节。采用先进的生产技术和管理手段，可以有效地提高油田的整体产油效率，实现油田挖潜增效的目标。

油藏分类现状分析及治理对策探讨

油藏分类现状分析及治理对策探讨摘要：我国油藏资源丰富，种类颇多，不同油藏的开发方式受油藏类型影响，甚至存在油藏类型一致但不同资源的占比不同而需要采用不同的开发方式的情况。

在这一前提下，应当进一步进行油藏分类，并根据油藏分类合理选择不同的开发方式，完成油藏的分类处理。

本文根据技术和经济指标将已开发油藏划分为“双高”、“双低”和“双负”三类油藏，并围绕“双高油藏”进一步提高采收率，“双低油藏”提高采出程度，“双负油藏”效益开发等关键问题，进而根据油藏的特点多角度的提出提高油藏开采率的方法，为进一步提升油藏开采公司的经济效益提供参考和支持。

关键词：已开发油藏；分类治理；效益挖潜；油藏管理一、油藏分类1.1分类体系本文根据技术和经济指标，基于对中国石油322个已开发油田的分类研究，将已开发油藏划分为“双高油藏”、“双低油藏”和“双负油藏”（见表1）。

1.2分类油藏开发特征双高油藏经过长期开发，整体上进入高含水，高采出程度开发阶段，剩余油分布零散，进一步挖潜难度大。

大庆萨杏喇油田是双高油田的典型代表，综合含水高达93.9%，地质储量采出程度48.15%，可采储量采出程度90.6%，处于“双特高”开发阶段。

双低油藏储层物性差，储存的天然资源较少，且开采的难度较大。

这些油藏主要集中在长庆、大庆、吉林和新疆4个油田，开发对象以低渗透、特低渗透油藏为主，单井产量低，经过多年采，剩余油分布复杂，稳产难度大，面临“多井低产”的局面，油田开发效益面临挑战。

1.3分类油藏分布状况目前中石油双高、双低和双负三类油藏动用地质储量、年产油量分别占公司比例的62.7%、53.6%。

其中，“双高油藏”动用地质储量、年产油量分别占公司的40.1%、40.2%，主要分布在大庆长垣、新疆稠油、吐哈等油田；“双低油藏”动用地质储量、年产油分别占公司的12.9%、6.4%，主要分布在大庆外围、长庆低渗透等油田；“双负油藏”动用地质储量、年产油量分别占公司的9.7%、7.1%，主要分布在吉林、辽河等油田（见表2）。

志丹探区寨102区长4+5油藏控制因素与有利区预测

志丹探区寨102区长4+5油藏控制因素与有利区预测【摘要】研究首先从油藏纵向分布、平面分布、油源条件与运移、圈闭分析与油藏类型四个方面出发分析了志丹探区寨102区长4+5油藏的控制因素，认为油藏主要分布于长4+52小层，平面上砂体主要受三角洲平原分流河道微相控制自北向南覆盖整个井区；油源为长7烃源岩向上运移至长4+5油层；通过建立油藏剖面和刻画顶面构造，油藏类型为构造岩性油藏；依据油藏控制因素的研究成果，开展了有利区预测，预测具有开发潜力区域两处。

【关键词】长4+5油藏砂体有利区1 引言寨102井区位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡中部志丹探区西南部，面积约32 km2，层系纵向完整，含油层系多。

容积法计算长4+5地质储量为519.37×104t；油藏中深平均1665m，油层平均厚度13.3m，平均孔隙度8.6%，平均渗透率0.29×10-3μm2。

2 油藏控制因素油藏控制因素的研究主要从油藏分布和富集两方面考虑。

油藏分布包括纵向和平面；富集规律包括油源条件与运移、圈闭分析与油藏类型[1～2]。

2.1 油藏纵向分布长4+5油藏在寨102井区沉积稳定，地层厚度平均102.5m，将长4+5油层组分为长4+51和长4+52两段，划分主要依据鄂尔多斯传统标志层k5以及旋回和厚度原则。

通过建立油藏剖面分析砂体含油性，认为长4+5油藏主要分布于长4+52段2.2 油藏平面分布长4+5段为湖盆萎缩时三角洲推进而形成的平原分流河道，储层（砂体）比较发育；因此认为寨102所在区域长4+5油层组为三角洲平原沉积，主要发育分流河道和分流间洼地微相。

受沉积相控制油藏主要分布于分流河道砂体中，根据图1看出区内长4+52砂体走向南北、北东南西向；主河道砂体厚度平均20m以上。

2.3 油源条件与运移烃源岩是油气成藏的物质基础，研究认为鄂尔多斯盆地延长组和延安组大部分油藏，长7深湖一半深湖相沉积巨厚的“张家滩”页岩是主要的烃源岩[3]。

探究影响低渗透油藏开发效果的因素及改善措施

探究影响低渗透油藏开发效果的因素及改善措施作者：刘楠孙枝青李西庆吴小辉余雪莲来源：《中国化工贸易·上旬刊》2019年第12期摘要：在低渗透油藏开发中受多方面因素的影响，导致开发效果不佳，应采取有效措施进行改善。

对影响开发效果的因素进行分析，包括内部因素以及外部因素，包括砂体结构、孔隙、夹层、渗流特点、水质，结合因素阐述了措施，包括采用单砂体合注合采，加大生产压差，开发水平井及早期注水。

通过加强开发效果，使油藏资源利用更加高效。

关键词：低渗透;油藏开发;注水随着社会的快速发展，人们对石油的需求也逐渐提升，这使石油开发行业遇到较多的问题，受到了多种因素的影响，低渗透由藏注水开发难度比较高，这影响了开发的效果。

因此，为了避免开发效果受到影响，应采取有效的措施进行改善。

1 影响因素1.1 内部因素影响1.1.1 砂体结构经过分析发现砂体结构的影响较大，但是容易被忽略，低渗透油藏与其他的油藏之间不同，会对渗透场造成影响，因此，在低渗透油藏河道中砂体的结构对流体具有更强的阻拦效果，这种情况下会影响开发的效果，还会导致砂岩的连通性变弱。

1.1.2 孔隙孔隙的影响是孔踪结构中孔喉大小、孔院形状及其连通状态带来的影响，研究发现，孔喉孔腺尺寸大小将会直接影响到启动压力梯度，这两者之间具有负相关的关系，通过实际的研究了解，压力梯度较大的时候，开发更容易受到影响，同时，孔酿连通的结构比较复杂的时候，开发效果会降低。

1.1.3 夹层研究能够发现，低渗透油藏储层夹层基本为斜交式，在低渗透的情况中导致砂体的连通性变差，影响了开发的效果。

同时，当低渗透油藏中夹层较多的时候，会使储层的流动性减弱，同时使注水开发受到影响，增加难度。

1.2 外部因素影响1.2.1渗流特点低渗透油的渗流情况具有一定的特殊性，为了加强开发效果，需要将生产的梯度提升，在低渗透的情况下，孔腺全部参与流动的流体的区域小，导致梯度降低，大部分流体不能参与到流动之中，也影响了开发的效果。

低渗油藏分层注水效果评价及影响因素研究

25技术应用与研究石油资源对于国家的发展十分重要，随着我国社会经济的发展，我国每年对与石油资源的需求量不断增大。

加强对油田开发的技术研究，有利于提高油田的开采效率，提高石油资源的利用效率，降低石油资源在开采过程中的浪费。

目前，随着我国油田探勘规模的不断扩大，我国低渗油藏的开采数量与开采规模也在不断的增加。

低渗油藏相比高渗油藏而言，自身的活跃度不高，采取困难较大。

分层注水技术主要是运用在油藏开采的中后期，或者是在油藏的开采过程中存在严重的非均质性的情况。

在低渗油藏的开采过程中，要根据油藏的具体情况，对分层注水工艺进行设计，保障器具有针对性，充分发挥分层注水的工艺，提高低渗油藏开采效率与开采质量。

一、低渗油藏分层注水效果评价低渗油藏分层注水的效果评价，需要根据油藏的实际开采情况进行分析，注水开发之后的效果评价是对低渗油藏分层注水技术进行调整的中要依据，因此在低渗油藏的开发过程中，分层注水效果评价十分重要。

［１］在效果评价的分析的过程中，首先要根据低渗油田的实际情况设计开采目标以及分层注水方案，在分层注水的过程中，通过不断的实践经验形成低渗油藏分层注水效果评价体系。

其次在分层注水的过程中应该对使用的设备进行配套与完善，同时还需对水井本身注水的启动压力、油层间的压力差值等情况进行细致的分析，根据水井的实际结构，确定最终的分层注水设备。

此外，在低渗油田的分层注水技术当中要对根据油藏的类型与注水环境进行进行分析，根据分析结构选择相应的注水工艺管柱的配套模式，确保有针对性的对低渗油藏进行开采，从而最大程度的提高低渗油藏的开采效率。

二、低渗油藏分层注水效果的影响因素１．受储层敏感性影响储层敏感性影响是指油气存储层与外来流体之间发生物理作用或是化学效果之后，导致油气存储岩石空隙与岩石的渗透性发展变化。

在低渗油藏分层注水工艺当中，储层敏感性主要是指油气储层对于注水速度的敏感性与注水伤害偶的敏感性。

一般情况下，低渗油藏胶结物与油气中的黏土含量较高，在低渗油藏分层注水的过程中，一旦注入水的注入速度过快，或是井田内部的压力发泄过快，将会使水层中的颗粒物质容易运动，对油层质量造成伤害，尤其对于近井地带的油气储层的伤害最为明显，当油气储层收到速敏伤害之后，低渗油气储层的渗透性将收到影响，不利于分层注水工艺的使用。

志丹油田S区长2油藏开发调整研究

133志丹油田位于陕西省志丹县双河镇，属典型的低渗透油田[1]，S区长2油藏早于2000年投入开发，到2019年后进入规模开发阶段，但与相邻已开发区域相比，开发效果差，生产井投产后初产较好，但油层天然能量不足，采油速度慢、产量降低明显，关停井增多，平面上有采无注和单向受益油井多，纵向上层间、层内矛盾突出，长2油藏水驱控制面积和水驱动用程度低。

针对S区长2油藏[2]在开发中存在的主要问题，本次主要主要研究思路为对S区长2油藏沉积微相[3]等地质特征再认识，分析剩余油分布特征，完善注采井网，在地层能量恢复区域对低产低效井措施改造，遏制主力油层快速水淹，提高单井产量，采出程度及最终采收率[4]。

1 地质概况鄂尔多斯盆地现今构造形态为东翼宽缓，西翼陡窄的不对称大向斜。

根据盆地现今构造形态、基底性质及构造特征，共划分为六大构造单元。

S区位于陕北斜坡南部，现今区域构造为一平缓的西倾单斜，地层倾角小于1°内部构造简单，局部发育差异压实形成的鼻状构造。

S区主力油层段为延长组长21、长22、长23以三角洲平原沉积为主。

2 长2油层沉积体系与沉积微相研究2.1 单井相分析及连井沉积相对比水下分流河道微相中，顺物源方向剖面上砂体连成条带状，在垂直物源方向剖面上呈上平志丹油田S区长2油藏开发调整研究马伟南婷婷谭虹袁帅延长油田股份有限公司志丹采油厂陕西延安 717600摘要：志丹油田对S区长2主力油层实施小层划分，作出各小层单砂体的分布图，并对沉积环境和沉积微相实施研究分析，指出油气聚集的有利相带。

结合油田生产动态资料，预测S区剩余油分布规律，完善注采井网，在地层能量恢复区域对低产低效井措施改造，遏制主力油层快速水淹，提高单井产量，采出程度及最终采收率。

关键词：志丹油田油藏相带采出采收率Ｚｈｉｄａｎ　Ｏｉｌｆｉｅｌｄ　Ｓ　Ｄｉｓｔｒｉｃｔ　Ｃｈａｎｇ　２　ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ　ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ　ａｄｊｕｓｔｍｅｎｔ　ｓｔｕｄｙＭａ　Ｗｅｉ，Ｎａｎ　Ｔｉｎｇｔｉｎｇ，Ｔａｎ　Ｈｏｎｇ，Ｙｕａｎ　ＳｈｕａｉZhidan Oil Production Plant ，Yanchang Oilfield Co.，Ltd.，Yan'an 717600Abstract ：Block S of Zhidan Oilfield is located in Shuanghe Town ，Zhidan County ，Shaanxi Province. In this paper ，the main oil layer of Chang 2 in Block S is divided into small layers ，and the distribution map of single sand bodies in each small layer is made. The sedimentary environment and sedimentary microfacies are studied and analyzed ，and the favorable facies belt for oil and gas accumulation is pointed out. Based on the dynamic production data of the oilﬁeld ，predict the distribution pattern of remaining oil in Zone S ，improve the injection and production well network ，reform measures for low production and low efﬁciency wells in the area of formation energy recovery ，curb rapid water ﬂooding of the main oil layers ，and improve single well production ，recovery degree ，and ﬁnal recovery rate.Keywords ：Zhidan Oilﬁeld ；Reservoir ；Phase band ；Recovery rate图1 长2油层组垂直物源沉积微相剖面图134下凸的透镜状；水下分流间湾微相中，在顺着物源方向呈不对称上凸下平的透镜状，且近物源端陡、远物源端缓，在垂直物源方向上一般呈上凸下平对称的透镜状（图1—2）。

志丹地区长2-长3储层物性研究

中图分类号：ＴＥｌ２１文献标识码：Ａ文章编号：１００４ — ５７１６（２０１６）１１－００６２－０３１地质背景
志丹探区地理上位于陕西省志丹县境内，横跨纸坊、义正、吴堡、旦八、金鼎等５个乡镇，勘探面积约
６２
西部探矿工程
２０１６年第１１期
志丹地区长２一长３储层物性研究
郭强
（陕西延长石油＜集团＞有限责任公司研究院，陕西西安７１００７５）
摘
要：为了研究志丹地区长厂长，砂岩的储层物性及成岩作用之间的关系，采用普通薄片、铸体薄
｛收稿日期：２０１５ — １２ — ２９修回日期：２ｏ１６－Ｏｌ－０５
妒（％）
图１志丹探区长：孔隙度直方图
３．２渗透率
作者简介：郭强（１９８１一），男（汉族），河北张家口人，工程师，现从事油气地质工作。
们具有共同的岩石学特征，即矿物成熟度低，结构成熟
散，比较集中地分布在１２％～１５％之间，孔隙度大于１２％的样品占总数的７７．５％。
Байду номын сангаас
度高，成岩作用强烈，为低渗透致密砂岩储层。砂岩颗粒分选好，粒级比较均一，以细粒为主，主要粒级占７０％￣８０％，平均粒径０．１～０．２５ａｍ者居多。圆度为次ｒ棱状。颗粒排列具定向性，云母及炭质沿层面富集，杂基含量小于１％，反映了砂岩沉积时低能稳定的沉积环境。

延长油田纸坊区长2油藏特征研究

在前人研究成果的基础之上，总结出纸坊区长2油气聚集成藏模式：即在区域西倾斜坡大构造背景下，油气沿砂体叠置及微裂缝呈阶梯状爬坡式运移至储集体中，在纵横向岩性及物性差异而造成遮挡条件下，形成良好的油气藏。
综上所述，本研究区内长2油气藏的油气聚集模式为：下部长7主力生油岩生成的油气，在异常高压和浮力的联合驱动下，通过砂体叠置、微裂缝等优势通道，呈阶梯状爬坡式垂向运移，通过长6、长4+5、长3等油层组，当遇到上覆长1、长4+5区域性盖层，并且在上倾方向存在遮挡因素时，便可聚集成藏。
参考文献 [1] 李德生．重新认识鄂尔多斯盆地油气地质学 [J]．石
油勘探与开发，2004，31（6）：1-7． [2] 彭仕宓，黄述旺．油藏开发地质学 [M]．北京：石油
工业出版社，1998．
136
长2层油气的聚集除受沉积相控制外，还受构造的影响，构造是主控因素，为典型的岩性-构造油藏。
1.2 流体性质描述 1.2.1 原油性质
原油性质包括地下原油性质和地面原油性质。根据原油分析数据（表1），长2层地面原油密度为0.838g/cm3，粘度为5.17mPa·s，凝固点较低，沥青含量较低，原油性质较好。
双483 0.839
5.16 -2 11.14 50.41 15.00 5.91 1.59
长2地下原油密度在0.803~0.815g/cm3，油藏流体的粘度为4.25~5.50mPa·s，平均体积系数为1.043，原油中含有少量的CO2气体。 1.2.2 地层水性质
研究区长2油层组储层地层水的性质根据任晓娟分析
1 长2油层油藏特征研究 1.1 油藏类型及特征
延长油田纸坊区位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡中部，地层总体为西倾单斜，背斜、断裂不发育，受到三角洲砂体和泥质盖层纵横上的交错叠置变化影响。河道砂体是主要的油气储集层，粉砂岩及泥岩构成了区域性盖层，特别是其上倾方向的细粒沉积对油气形成的封堵作用尤为关键。

非均质油藏开发影响因素与挖潜措施研究

非均质油藏开发影响因素与挖潜措施研究作者：耿鹏鹏李国强谢雪莹刘伟万洪波来源：《科学与财富》2017年第30期摘要：非均质油藏指成藏过程中，充注石油的烃源有机相和成熟度的变异，油藏内部结构上隔层与断层等屏障的存在，储集层孔隙性与渗透性的差异，以及油藏形成后原油的次生变化等因素，无论在纵向上，还是在横向上，油藏空间均存在着原油成分的浓度梯度与原油物性密度梯度的不均一。

油田进入开发后期，剩余油分布非常复杂，措施挖潜难度越来越大，提高采收率是油田是后期开发工作中的一项重要内容。

本文重点从分析非均质油藏剩余油分布入手，分析影响开发的制约因素并提出挖潜措施，取得较好效果。

关键词：非均质；油藏；剩余油分布；制约因素；挖潜调整由于含油层系多、储层非均质严重，油田已进入高含水开发后期，在加强剩余油分析的基础上进行井网调整，提高采收率，是高含水油田的必经之路。

目前单元状况突出表现在：（1）单元普遍高度水淹，高含水储量比重大，调整经济效益低。

（2）油水井井况复杂，由于储量品位低、工艺复杂，调整难度大，更新比例低，套损井增多。

（3）注水系统与开发稳产、提高采收率的形势不适应。

利用数值模拟方法与油藏工程方法对油藏开发现状和开采特征进行深入研究，针对开发过程中暴露出的储层物性差、注采井距不合理，注采井网适应性差等问题，提出相应调整策略，以储层分类刻画为基础，把“完善注采井网、做好层系归位”提高采油速度作为开发的主要方向，加快分层系开发和注采井网的完善，按层系归位要求，进行充分技术论证和准备，积极做好注水井的层调及分注工作。

1影响开发的因素注水开发中影响采收率的因素分动态因素和静态因素。

动态因素有采液强度、注水强度和井网等，主要表现为平面水驱控制程度较低；静态因素有构造特征、沉积特征和储层物性等，主要表现为层间层内水驱差异较大。

（1）沉积环境的影响。

由于各韵律层所处沉积环境不同，造成层间吸水差异较大。

（2）层内非均质性的影响，层内非均质性导致注水井层内差异加大，造成水驱油效率低。

提高油田低产低效井产能的技术措施探讨

提高油田低产低效井产能的技术措施探讨【摘要】随着油田开采的深入，低产低效井已成为对油田产能影响较大的因素之一。

本文旨在探讨提高油田低产低效井产能的技术措施。

在文章阐述了研究背景、目的和意义，指出这一研究对于提高油田产能具有重要意义。

在首先对低产低效井的现状进行了评估，然后讨论了提高油田产能的技术手段，包括水平井开发技术、增产措施和提高注水效率。

在总结了提高油田低产低效井产能的技术措施。

通过本文的研究，可以为油田开发提供技术支持，提高油田的产能和经济效益。

【关键词】油田、低产低效井、产能、技术手段、水平井、增产、注水效率、技术措施、评估、提高、措施、结论、研究背景、研究目的、研究意义1. 引言1.1 研究背景提高油田低产低效井产能的技术措施是当前油田开发领域中的一项重要任务。

随着油田开采的深入，很多井已经进入了低产低效状态，这不仅影响了油田的整体产能，还导致了资源的浪费和环境的污染。

针对这些问题，需要采取有效的技术手段来提高这些低产低效井的产能，实现资源的最大化利用。

在过去的研究中，虽然已经探讨过提高油田低产低效井产能的一些技术措施，但仍存在许多问题有待解决。

传统的增产措施在一定程度上能够提高井的产能，但并不是所有的井都适用，而且其效果也存在局限性。

注水效率也是影响油田产能的一个关键因素，如何提高注水效率，减少注水量，提高采出液率，也是需要进一步研究和改进的问题。

本文旨在通过对油田低产低效井现状的评估，探讨提高产能的技术手段，如水平井开发技术、增产措施和提高注水效率等方面的措施，以期提出一些新颖的技术方案，为提高油田低产低效井产能提供参考和借鉴。

1.2 研究目的提高油田低产低效井产能的技术措施探讨在当前油田开发的实际情况下，许多油田存在着大量的低产低效井，这些井的产能较低，效率也不高，严重制约了油田的整体产量和经济效益。

本文旨在探讨提高油田低产低效井产能的技术措施，以实现对油田产能的提升和提高油田开发的效率。

油藏开发过程中存在的问题及调整建议探讨

油藏开发过程中存在的问题及调整建议探讨本文研究了油藏在开发过程中存在的问题及下步开发手段的调整建议。

开发以来，切6区E31水驱动用程度呈逐年下降趋势，水驱储量动用程度有进一步提高的空间，有望通过中高含水期水井调剖、分层酸化和井网调整等工作，减缓层间干扰，改善注水效果，从而达到提高油层供液能力、减缓递减、增加油藏可采储量的目的。

标签：开发;水驱;注采井网昆北油田从试采到正式开发，对切六区E1 3油藏在构造、储层研究等方面的整体认识虽然一直在不断加深，油藏在合理利用边底水能量的情况下，生产情况良好。

近年来，E1 3油藏陆续实施了一些针对油藏生产现状的措施，油藏生产情况一直较好，但是2014年初以来油藏呈现整体液量下降的趋势，油藏产量从2014年初的日产122吨下降到目前日产95吨，2014年10月油藏自然递减已经超过10%。

1、油田开发现状截止2015年11月底，切6区E1 3油藏共有油井12口，开井12口，日产油78.03t，平均单井日产油6.5t/d，月产油0.2341×104t，日产液155.8t /d，综合含水49.92%，累计产油31.5624×104t，累积产水13×87104m3;注水井12口，开井12口，平均单井日注13.32m3/d，月注采比0.81，累积注水量48.0301×104m3，累注采比0.86。

2、开发过程中含水上升的原因分析综合储层物性、油水分布、水质分析等资料，开展注水见效及油井来水方向分析等研究，认为油藏含水上升主要原因如下：2.1 地层水与注入水突進导致含水快速上升。

切6区E1 3油藏Ⅰ-12小层砂体分布稳定，有统一的油水界面，存在注入水、地层水突进现象。

例如：切六-H206井位于切6区E31油藏含油边界附近，2008年11月投产后到2009年11月切六-207井转注期间，无人工注水补充能量，动液面和产液量保持稳定，含水上升快，氯离子含量有所上升，应为地层水突进所致;2010年上半年，含水再次开始上升，氯离子含量有所下降但仍高于初投产时的含量，是注入水与地层水共同作用结果;切六-201井2008年10月投产，液量、产量、含水、液面一直稳定，切六-216井2010年10月开始注水，切六-201井含水上升，同时氯离子含量下降，说明注入水快速突进。

志丹油田何家洼油区注水效果评价及调整对策研究

志丹油田何家洼油区注水效果评价及调整对策研究目前，多数油田主要通过注水保持地层压力,达到提升最终采收率的目，研究注水开发油田的开发效果评价具有重要意义。

本文通过评价何家洼评油区注水开发效果,最后提出相应的调整对策, 为进一步的挖潜提供决策依据。

关键词：注水开发、效果评价、调整对策1、区域概况研究区位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡的中部，志丹县旦八镇南部。

通过对长4+5、长6油藏沉积、构造等特征分析，油藏是受沉积特征、岩性等因素控制的岩性油藏。

砂体展布呈连片性，周边分布厚度大，中间区域砂体厚度变化较大，油层厚度变化和砂体变化趋势相同。

研究区主要有4个主力小层，2002年开始勘探开发，2010年初期注水阶段，2014年开始规模注水。

2、注水开发效果评价2.1井网适应性分析由于研究区油水井数比3.0，根据邹存友等（2011）、李留仁等（2010年）提出井网计算方法，故井网形式应选择反九点法。

目前油田实际生产采用的就是比较合理菱形反九点法。

由于研究区井网为菱形反九点且其最大主应力为北东30º左右，通过合理井网密度确定合理排距范围为145-156m。

根据李道品建议，超低渗透砂岩油藏且考虑压裂措施，井距取400-600m，排距取100-150m，研究区井网主要为280×130m和520×150m井距的反九点井网。

从井网适应性及中远期来看，适合520×150m大井距井网开发。

2.2递减规律分析研究区长4+521小层初期递减较快，产能稳定后对比更符合指数递减，注水见效后产量回升，且保持平稳；长4+522、长612、长623小层为双曲递减。

综上所述，四个主力层长4+522递减较小，长623递减最大，长4+521油井产能波动较大，部分油井见效后产能保持平稳。

2.3含水变化情况研究区前期开发投产新井较多，含水率偏高，且未实施注水，导致开发效果差，随着全面注水开发，开发效果逐渐变好，与理论图版吻合较好。

探讨低渗油田开发影响因素和挖潜措施

渗透压油田开采开发的速度，而且还大幅度地提高采收率。
（１）低渗透油田含油容积很大，但油层可利用厚度较小，单位面积的储量较少。利用三维地震和钻探试油技术，进行早期的油藏勘探和记录，掌握油藏的变
化规律，优选油层较早发育和发育完好、储量丰度较高的区域，首先投入开发，
保证油田开发效果，择优开发。
足够合理、油田负荷不平衡、设施因含水量上升而腐蚀老化等问题，不仅影响了油田的安全生产，同时影响了油田开发的整体经济效益。１低渗透油田开发状况随着油田对低渗透油田的需要越来越高，低渗透开发越来越多，相继在开
田，这类油层非常致密，束缚和控制水饱和度很高，基本没有自然产能， —般不具备工业开发。随着近几年对低渗透油田的开发和利用，发现低渗透在开采一
段时间后，会普遍出现原油产量会下降，综合含水量会上升，油田地面系统整体
布局不
基础和关键。应该合理缩小井距，加大油田开发井网密度。这样不仅大大加快低
果。
４开发低渗透油田的挖潜措施针对低渗透油田的开发措施又有它的独特的开发方案和施工措施，掌握好
主要措施就可以增大经济效益，保证油田的使用质量。确定合理的井网部署计划方 ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ ，并保证方案的准确可靠性。合理井网部署方案是开发好低渗透油田的
便。
２影响低渗透油田开发的因素目前开发低渗透油田的技术还未成熟，在开发低渗透压油田的过程中会出现各种影响因素，这些因素如果不及时处理将影响油田的开发速度和使用质量。那么影响低渗透油田开发的因素有哪些昵？

志丹油田洛河西地区延长组长6-长9油层组油藏特征研究魏笑笑

志丹油田洛河西地区延长组长6-长9油层组油藏特征研究魏笑笑发布时间：2021-11-02T11:47:16.165Z 来源：《基层建设》2021年第19期作者：魏笑笑[导读] 志丹油田主要贡献层系为长6、长2。

下组合目前勘探程度相对较低，针对目前资源存量不足的情况，亟需加大下组合的勘探力度，发现新的储量接替层系及资源类型。

通过该地区已钻探井实际资料，综合分析该区石油地质情况陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院摘要：志丹油田主要贡献层系为长6、长2。

下组合目前勘探程度相对较低，针对目前资源存量不足的情况，亟需加大下组合的勘探力度，发现新的储量接替层系及资源类型。

通过该地区已钻探井实际资料，综合分析该区石油地质情况，开展长6-长9油层组油藏特征研究，为志丹地区下组合致密油-页岩油持续探索攻关起着先导试验作用。

关键字：油藏特征；延长组；洛河西地区；志丹油田前言志丹油田洛河西地区位于志丹县西部，构造上位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡的中部，整体构造形态简单，为西倾单斜。

志丹地区位于长7沉积期的深湖区，发育了巨厚的长7油页岩，具备较大的页岩油勘探潜力。

对志丹洛河西地区进行长6-长9油藏地质特征研究[1-4]，持续开展致密油-页岩油探索攻关，可为新类型资源勘探开发奠定基础。

1区域成藏条件（1）生油条件志丹油田洛河西地区主要发育两套烃源岩：长7油层组的张家滩油页岩和长9油层组的李家畔油页岩。

这两套油页岩发育良好，既是主力烃源岩，也是良好盖层。

张家滩油页岩在该区纵向上多发育两套，局部地区发育三套油页岩，以底部一套油页岩厚度最大、分布最稳定，中部和顶部的厚度较薄，部分地区不发育。

本区张家滩油页岩厚度多为30~45m，最厚可达54m，在研究区东、东北部、西南部，烃源岩有逐渐增厚的趋势，低值区呈条带状，整体呈两边厚中间薄。

李家畔油页岩相对于张家滩页岩厚度较薄，多分布在6~8m，厚值区处于研究区的东南部，厚度在10米以上，低值区不连续分布，。

挖掘油藏潜力,实施精细管理,合理调控油藏开发指标

挖掘油藏潜力，实施精细管理，合理调控油藏开发指标针对老油田诸多特点，文章立足老区，充分挖掘油藏潜力，实施精细化油藏管理，以“稳定并提高单井产量和注水开发基础年为基础”，依托“一井一策”精细管理模式，加强管理，合理调控开发指标，摸索了切合油田实际的现场管理方法。

标签：老油田管理；精细管理；稳产；开发指标针对老油田油藏类型多、井距大、井站区域广、低能井、报废井、长关井多、注水油藏少（非注水油藏12个），稳产难度大的特点。

我作业区立足老区，充分挖掘油藏潜力，实施精细化油藏管理，以“稳定并提高单井产量和注水开发基础年为基础”，依托“一井一策”精细管理模式，加强注水区块注水管理，优化措施选井，努力提高低能井、长关井开采效益，合理调控开发指标，取得一定效果。

1 主要做法1.1 加强注水区块注水井管理，油藏确保地层能量以开展“注水基础年”活动为契机，以“注好水、注够水、精细注水、有效注水”为核心，根据作业区油藏开发形势及压力变化情况，实施动态调水、间注、变水量相结合的多种注水方式。

确保注好水、注够水，保持地层能量。

2014年水井维修20口，增注7口。

重点抓好股份公司重大实验“530八道湾组注水专项治理”研究，上调水量39井次，下调水量14井次，油井逐渐见效，井组增油1501t，含水由80.3%下降至78.5%。

对油井含水实行分类，对部分高含水井实施控关、堵水、补层等措施，控制无效水采出，提高注入水利用率，除530克下组油藏因物性差注水不满足地层压力下降外，530八道湾、乌尔禾组等主力油藏地层压力均保持稳定或上升，油藏整体含水稳定并呈下降趋势。

1.2 以劳动竞赛为载体，充分挖掘油井潜力积极开展群众性活动中，实施了调参、低能和高含水井定期捣开、加密调开时率、控制套压、长停水井捞浮油、低能不出改进单罐等一系列管理上产会战措施，工作量180井次，实现会战老井超产856t。

作业区通过以历年挖潜上产思路为基础，以劳动竞赛为载体，针对“低能井、报废井、长关井”多特点，开展“一井一策”综合挖潜，制定详细的挖潜上产思路，并及时与各部分沟通、协商，加快措施进度。

提高油井管理与挖潜效果的措施分析

提高油井管理与挖潜效果的措施分析摘要：油田的统筹开发与油井的日常管理可以保障油田挖潜效果的提升。

石油的开采受到诸多因素的影响，提高油井管理效率，制定正确的油井管理的策略是提高石油利用率的基础。

本文分析油田企业油井管理的存在的问题，提出油田企业油井管理的方向。

提出油田油井管理的措施与挖潜的措施。

保障油藏取得较好的开发效果。

关键词：油井，管理，挖潜，效果，措施前言油田在开发的中后期，产量会不断的减少，开采的难度也会加大，为了保持开采量，企业往往要加大投入力度，这就间接的增加了油田企业的的成本，降低了其经济效益。

因此为了进一步完成各种开采指标，保持经济效益，油田企业就要加强油井的管理。

在认识到目前油井管理的不足以及油井管理的方向后，企业要制定合理的管理方案，依靠科学的管理来确保油井的产量，确保企业的生产效益。

1 油田油井管理存在问题1.1油井资料不完善完善的资料对于油井的管理十分重要，如果对油井缺少详细的资料分析，那么就很难对油井进行科学、合理化的管理。

但目前很多油井都缺少完善的一手资料，缺少对油田和油井特点的充分了解。

因此很难对油井进行合理的管理，同时也就缺少了科学的管理程序。

1.2管理者缺乏管理经验目前很多油井都缺少专业高素质的管理者，一些基层管理者文化水平较低。

缺乏责任心，而且重生产轻管理。

这就使得油井的计量工作很难有效的开展，也使得科学的管理程序无法进行。

因此转变基层管理者的思想以及提高他们的工作素养十分重要。

2 油田企业油井管理的方向2.1制定有效的油井管理制度将油井的管理程序化和制度化有利于工作顺利，高效进行。

将油井管理的内容细则化，制度化，可以使工作者在工作期间有一个参考，也使油井管理工作有了制度保障，从而能够减少不必要的麻烦和问题，使整个油井管理体制高效运行。

2.2 不断完善油井管理内容油井的管理要根据油田企业的生产，以及油井所在地区的变化而不断的完善。

要从实际出发，不断适应生产的要求。

断块油藏开发存在的问题与注采调整做法

断块油藏开发存在的问题与注采调整做法随着石油资源的逐渐枯竭，油田开发已经步入了后期开发阶段。

在这个阶段，油田的断块油藏开发成为了一个重要的课题，断块油藏开发中存在着诸多问题，如产能下降、注采不均匀等。

本文将详细探讨断块油藏开发存在的问题，并提出相应的注采调整做法。

一、产能下降随着油田的开采时间的延长，油井产能逐渐下降，这是由于油层渗透率的逐渐降低、地层压力的逐渐减小等因素导致的。

在断块油藏中，产能下降的问题更为突出，因为断块油藏中的油井之间的地质条件存在着较大的差异，使得一些油井的产能下降更快，一些油井的产能下降较慢，这就导致了断块油藏整体产能的下降。

二、注采不均匀在断块油藏中，油井之间的地质条件不均匀，使得注采不均匀成为了一个突出的问题。

一些油井的采油速度过快，一些油井的注水速度过快，导致了断块油藏中的油水比失衡，甚至出现了一些油井因为过度注水而导致生产受阻的情况。

以上就是断块油藏开发存在的问题，在实际的生产中，我们需要通过注采调整来解决这些问题。

一、采取差异化生产措施针对断块油藏中产能下降的问题，我们可以采取差异化生产措施。

具体来说，就是根据不同油井的地质条件和产能情况，制定相应的生产措施。

对于产能下降较快的油井，可以采取增产措施，如增加注采比、进行压裂等；而对于产能下降较慢的油井，则可以适当减少生产压力，延长生产寿命。

二、优化注水系统针对断块油藏中注采不均匀的问题，我们可以通过优化注水系统来解决。

我们需要对断块油藏进行细致的地质调查和分析，明确不同油井的地质条件和产能情况。

然后，根据这些数据，优化注水系统的布局和参数，使得注水能够更加均匀地分布在各个油井中，从而减少油井之间的油水比失衡情况。

三、采取封堵措施针对断块油藏中产能不均匀的问题，我们还可以采取封堵措施。

具体来说，就是对一些产能过快的油井进行封堵处理，阻止过多的油涌入这些油井，从而减缓其产能下降的速度；而对于一些产能较慢的油井，则可以通过封堵孔或压裂等手段提高其产能。

志丹探区寨102区长4+5油藏控制因素与有利区预测

【关键词】长4+5油藏砂体有利区1 引言寨102井区位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡中部志丹探区西南部，面积约32 km2，层系纵向完整，含油层系多。

容积法计算长4+5地质储量为519.37×104t；油藏中深平均1665m，油层平均厚度13.3m，平均孔隙度8.6%，平均渗透率0.29×10-3μm2。

2 油藏控制因素油藏控制因素的研究主要从油藏分布和富集两方面考虑。

油藏分布包括纵向和平面；富集规律包括油源条件与运移、圈闭分析与油藏类型[1～2]。

2.1 油藏纵向分布长4+5油藏在寨102井区沉积稳定，地层厚度平均102.5m，将长4+5油层组分为长4+51和长4+52两段，划分主要依据鄂尔多斯传统标志层K5以及旋回和厚度原则。

受沉积相控制油藏主要分布于分流河道砂体中，根据图1看出区内长4+52砂体走向南北、北东南西向；主河道砂体厚度平均20m以上。

鄂尔多斯盆地富县探区长2油层组油气成藏主控因素研究

鄂尔多斯盆地富县探区长2油层组油气成藏主控因素研究王钟远;王桂成;李育;第凯翔【期刊名称】《油气藏评价与开发》【年(卷),期】2017(007)006【摘要】鄂尔多斯盆地富县探区长2油藏为典型的构造—岩性油藏.随着开发的深入,研究区长2已开发区块产量下降快,尚无接替储量成突出问题,与此同时,长2油藏的优势在于:埋深浅、物性好、产量稳定,成藏条件优越,可以"当年发现、当年评价、当年建产".为改善目前现状,需对该区长2油藏的主控因素作进一步的认识,为继续寻找油气富集有利区提供一定的理论依据.通过对研究区沉积、构造、储层、盖层以及成岩作用等方面的研究,分析总结了研究区长2油藏的分布特征及富集规律.结果表明:沉积微相、物性条件及构造特征对研究区长2油藏的富集起着重要的作用;盖层的遮挡及封盖为油气提供了良好的保存条件;裂缝的发育及成岩作用一定程度上也改善了储层的储集性能.【总页数】6页(P8-13)【作者】王钟远;王桂成;李育;第凯翔【作者单位】西安石油大学地球科学与工程学院,陕西西安710065;西安石油大学地球科学与工程学院,陕西西安710065;西安石油大学地球科学与工程学院,陕西西安710065;西安石油大学地球科学与工程学院,陕西西安710065【正文语种】中文【中图分类】TE122.1【相关文献】1.鄂尔多斯盆地富县区块中部地区长6油层组储层特征研究 [J], 郝廷2.基于恒速压汞的特低—超低渗透储层孔隙结构特征——以鄂尔多斯盆地富县探区长3油层组为例 [J], 蔡玥;赵乐;肖淑萍;张磊;龚嘉顺;孙磊;孙阳;康丽芳3.鄂尔多斯盆地富县-甘泉地区长6～长9油层组储层特征研究 [J], 孟祥振;孟旺才;陈立军;王彩霞;冷丹凤;王冬冬4.鄂尔多斯盆地富县地区长8油层组致密油成藏主控因素分析 [J], Liu Xiuchan;Chen Xipan5.鄂尔多斯盆地富县–甘泉地区长6~长9油层组致密油成藏研究 [J], 陈立军[1];王彩霞[1];冷丹凤[1];邓南涛[2];黄峰[2];王冬冬[3]因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。