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扶余油田西13队区块注水开发技术研究及推广

摘要第4-5页
ABSTRACT第5-6页
前言第9-12页
    0.1 立项依据及项目来源第9页
    0.2 国内外研究现状及发展趋势第9-10页
    0.3 研究内容第10页
    0.4 研究技术路线第10-12页
第一章 研究区地质、开发概况第12-15页
    1.1 总体特征第12-13页
    1.2 区块地质特征第13页
    1.3 区块开发特征第13-15页
第二章 西 13 队及 X5-8 区块地质特征第15-27页
    2.1 小层划分与对比第15-22页
        2.1.1 检 21 井扶余层层序结构特征第15-16页
        2.1.2 扶余油田扶余及杨大城子层层序结构分析第16-17页
        2.1.3 小层划分与对比第17-18页
        2.1.4 砂组及小层格架特征第18-22页
    2.2 沉积微相研究第22-26页
        2.2.1 技术路线与方法第22页
        2.2.2 区域沉积特征第22页
        2.2.3 小层测井相分布特征第22-23页
        2.2.4 西 13 队及 X5-8 区块扶余油层沉积微相分布特征第23-26页
    2.3 砂体平面分布规律第26-27页
第三章 多信息油水运动规律研究第27-62页
    3.1 西 13 队及 X5-8 区块开发现状第27-29页
        3.1.1 目前开发现状第27页
        3.1.2 目前单井日注采现状图第27页
        3.1.3 目前单井累积注采现状图第27-28页
        3.1.4 目前日产油分类图第28-29页
    3.2 西 13 队及 X5-8 区块开采特征第29-35页
        3.2.1 高产液井高含水、低产液井低产能第29页
        3.2.2 高累液井、高累油第29-30页
        3.2.3 油层层间矛盾突出、产液能力差异悬殊(产、吸剖面)第30-31页
        3.2.4 提高泵挂,油井含水降低(液油稳定)第31-32页
        3.2.5 液降油降、液升含水不升第32-33页
        3.2.6 提高注入量液油稳定;减少注入、水升油不升第33-34页
        3.2.7 “4+2”井排中 1 线井快速水淹、2 线井长期得不到见效第34-35页
    3.3 西 13 队及 X5-8 区块开发效果评价分析第35-62页
        3.3.1 水驱效率逐年下降,试验区开发效果不佳第35-38页
        3.3.2 试验区采出程度偏低,开发方式亟待转换第38-40页
        3.3.3 油藏水淹程度较高,但水淹区呈不规则分布第40页
        3.3.4 厚层大液量注入,剖面动用程度明显提高第40页
        3.3.5 密井网条件(井网一次部署)对西 13 队采出程度贡献最大第40-44页
        3.3.6 周期注水时西 13 队含水上升速度抑制明显第44-45页
        3.3.7 周期注水期间适当提高泵挂、增加井底流压、恢复地层压力第45页
        3.3.8 高含水后期,降低注水强度对提高采收率、抑制含水上升效果不明显第45-46页
        3.3.9 西 5-8 杨大城子对扶杨合采对开发效果作用不明显第46-47页
        3.3.10 多层合采,油层贡献率低,井网利用率低第47页
        3.3.11 注采对应性差,水驱效果难以改善第47-51页
        3.3.12 注水对应及分阶段见水规律第51-55页
        3.3.13 水淹特征分析第55-62页
第四章 X5-8 区块高效注水技术政策建议第62-67页
    4.1 适当提高 X5-8 区块注采强度是实现高含水稳产的关键第62-64页
        4.1.1 扶余油田相渗曲线分析第62-63页
        4.1.2 油水井分层注采强度分析第63-64页
    4.2 立足于现有井网,纵向上优化层系,实现提高纵向上注采对应率第64-65页
    4.3 完善注采井网、建立有效的注采关系第65页
    4.4 扶杨单独开采,提高杨大城子油层的产能贡献第65页
    4.5 X5-8 区块“4+2”井网应该缩小注采井距往线性井网转变第65-67页
结论第67-69页
参考文献第69-73页
致谢第73-74页
详细摘要第74-85页

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