王102断块油田存在问题分析

王102断块是开发15年之久的逆牵引背斜构造油田,已经进入特高含水开发后期。本文介绍了王102断块基本概况,分析了断决开发中存在的主要问题,指出了下步的重点措施是完善注采井网:完善沙一段注采井网,恢复地层能量,提高油井单产液量;沙二段增加注水井点,改变液流方向。     

综合分析调整提高河43断块生产潜能

该文对现河庄油田河43断块进入高含水采油期，部分油井、注水井井况恶化使报废井日益增多，产量持续下降的现状、问题和生产潜能进行了分析。     

大王北大37块低渗透透油藏稳油控水的策略研究

<正>大王北油田大37块位于车镇凹陷大王北洼陷,储层非均质性严重,目前已进入油田开采的中高含水期,含水上升快,如何有效地稳油控水开采成为该区的重要问题。本文针对大37块的含水上升特点,提出了以下几种策略:(1)加强注采管理;(2)完善注采井网;(3)补孔非主力层;(4)储层改造;(5)调节油井产液剖面和水井吸水剖面;(6)加大分注力度。     

浅析埕东油田提高注水井配注完成率方法

<正>埕东油田辖区内共有六个水驱单元,水驱产量占年产油量的70%。水驱单元进入高含水开发后期,面对新井、措施选择难度大、管网腐蚀严重等诸多困难,如何挖潜增效降低自然递减率实现水驱产量硬稳产,成为水驱单元开发面临的重要难题。为此,我们积极探索紧紧围绕"注精细水,采效益油"的开采目标,结合目前开发实际,精细注水井管理,大力开展水井各项工作,最终实现了个单元注水井在各层系上的"动态合理配注"。从而最大限度地解决了高含水后期的层间矛盾和平面矛盾,满足油田稳产和"稳油控水"的需要。     

文明寨油田明一西块沙二下精细注采调整研究

明一西块经历30多年注水开发,存在注水井段长,分层动用差异大;层间压差大干扰严重;井况损坏严重,井网遭到破坏的问题。本文通过开展一系列基础研究,充分挖掘层间潜力,提高水驱动用程度和采收率,达到改善开发效果目的。     

子北采油厂低产低效井治理初探

子北采油厂三叠系延长组储层属于典型的低渗透率、低丰度、低产、高含水的"三低一高"油藏,由于低渗透油田的客观地质特点,造成了开发过程中的诸多突出矛盾。随着开发时间的延长,已开发老区块措施增油潜力逐年变小,选井选层也越来越困难;新投产区块有效含油厚度越来越薄,储量丰度越来越低,油层物性逐年变差。从而导致了低产低效井逐年增多,已成为制约子北采油厂开发整体效益提高的重要因素。本文在现场调查的基础上,结合子北采油厂的实际情况,明确了低产低效井的定义,并对低产低效井进行了细致的分类,深入系统地分析了不同类型低产低效井的成因,提出了通过压裂、堵水、转注、关井、捞油、吞吐治理低产低效井的对策。     

精细注采调配 控制自然递减率研究

对已进入特高含水开发阶段的油田,大都存在储、采、注矛盾突出,产量递减快、老井稳产难度大、生产成本上升的普遍性问题。控制老井产量递减降低生产成本的关键问题就是控制自然递减率的上升;本文在深化剩余油分布规律认识的基础上,通过实施对老井注采调配工作研究,有效控制自然递减率的上升,现场应用取得较好效果。对其它已进入特高含水期油田的开发具有一定的参考价值。     

孤东二区注聚转水驱后主要调整技术

<正>孤东油田二区注聚区于2004年12月开始实施注聚开发,2011年6月整体进入后续水驱阶段。转后续水驱后,单元存在平面层间注水差异大,细分井测试问题频繁,局部井网不完善等问题,含水回返速度快,产量递减大。针对存在的问题,为控制含水上升速度,减缓产量递减,实施了调剖、细分注水、完善局部注采井网、注采调配等治理措施,进一步巩固了聚合物驱效果,提高了单元的开发水平。     

延长井下分层注水管柱有效期的实施对策

<正>井下分层注水管柱是油田开发进入中、后期,实施稳油控水技术实施的重要手段。根据现场实践,本文提出了延长井下分层注水管柱有效期的实施对策,对于现场管理和油田实现长期稳产、高产具有指导意义。     

油气田调剖技术意义及现状研究

<正>调剖技术,作为一种重要的稳油控水措施,在我国各大油田已被广泛应用。调剖对高渗透层或者大孔道产生封堵效果,从而改善吸水剖面,同时提高了该层的注水启动压力,改变水的流动方向,扩大了波及面积,提高了水驱采收效率,延长了油田的稳产期。本文调研了调剖的意义及国内外常用的调剖技术及化学药剂,为高效开发油田提供重要的依据。