中渗透油田高含水期提液技术研究及实践

对L油田提液可行性论证,优选出试验区块进行了整体选井适时提液,实施后,试验区的含水上升率由提液前的2．6％稳定在2．5％,月递减率调整前的0.87％降至0．49％,开发效果得到改善,对高含水油田后期期开发有着重要的指导意义。     

中高渗透普通稠油油藏特高含水域放差提液的探索与实践

中高渗透普通稠油油藏进入特高含水期后,如何进一步提高采收率是当前油田开发面临的重要课题：为了探索该类油藏高含水期的开发技术政策,选取八面河油田面3块的部分井组,开展放差提液技术政策研究和配套提液防砂工艺研究,通过现场试验．井组砂体含水明显下降,产油量大幅上升     

南堡油田提液潜力研究与效果评价

提液增油是水驱油藏开发过程中保持稳产和提高采收率的有效开发模式。目前,南堡油田M区和N区油藏注水开发已见了明显的效果,油藏能量得到补充,自然递减变缓,能量和含水上升逐渐成为影响油田稳产的主要因素。通过综合比较国内外其他相似油田的开发状况,开展南堡油田边底水油藏注水开发期提液技术研究,以数值模拟为手段,采取注采比调整等措施,确定合理的提液时机、提液速度、提液强度,从而解决提液前后油藏开发中的主要矛盾,以达到南堡油田稳产、上产的的目的。     

特高含水期提液技术政策研究

利用数值模拟的手段研究了单元提液的技术政策,主要包括提液幅度、提液时机、注采对应关系和提液方式.最后提出了单元提液的筛选条件和提液提高采收率的测算方法.     

高渗高能区块提液增油技术探讨

前言:以现河庄油田河68、河100断块为主的高渗高能断块,虽开发时间长、综合含水高,但地层能量充足,为实现断块稳产高产、减缓递减、提高油田采收率,提液增油是必然的手段,结合生产经营形势,着眼于     

海上油藏细分加密后出现的新问题及下步调整建议

海上埕岛油田馆上段为普通稠油油藏,在进入中高含水期后,开发矛盾日益突出,为了改善其开发效果,进行了整体调整挖潜,采用的主要调整对策一是细分开发层系,二是井网整体加密。从调整后的整体情况来看,效果显著,但也暴露出了一些新的问题,一是调整方案工作量滞后,影响整体开发效果;二是整体注采比较低,地层能量不足;三是注采矛盾较突出。针对这些问题,下步首先应优化实施顺序,完善注采,同时加强注水,补充地层能量,在此基础上进行适当提液和油水井合理配产配注,解决注采矛盾,最终保证油藏的高效开发。     

草4区块Es2-3单元边底水稠油油藏改善开发效果探究

草4块Es2-3单元是具有较强边底水的稠油油藏,该单元采用蒸汽吞吐热采与冷采两种方式开采,具有良好的水驱油条件。但是在开采过程中容易受水侵影响,含水上升率和产量递减加大,降低了采油速度和采收率,影响了开发效果。为此,在深化该单元油藏特征和开发规律认识的基础上,提出了提液依据,对吞吐降压开采的边底水油藏的水侵,采取提控液、堵调、增加注汽井点三种措施,理论与实际相结合制定合理生产压差,降低边底水推进速度,提高无水产油量,延缓见水期含水上升速度,延长生产周期,从而获得较高的最终采收率。     

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。     

埕岛油田中区提液技术政策研究

通过利用油藏工程计算及数值模拟优化,在进行提液可行性分析的基础上,针对埕岛油田中区单井液量低的问题开展了提液技术政策研究,确定了中区合理的提液时机、最大生产压差、合理注采比及地层压力保持水平。通过研究,对埕岛老区整体提液开发具有重要的指导意义。     

东濮老油田高含水期合理采液速度与提液界限研究

中原油田东濮老区已进入高含水开发中后期,稳产难度增大。采液速度作为影响油藏总体开发效果的因素之一,通过采取增产增注措施、改善渗流条件等办法措施调整产液结构,是高含水期稳产降递减的重要手段。本文通过油藏工程方法论证提液机理以及采液速度与采油速度关系,采用数值模拟方法确定东濮老区合理采液速度与提液界限,为东濮老区水驱油藏高质量稳产提供技术支撑。     

榆树林油田开发指标预测方法的研究

本文研究适合榆树林油田的产量递减规律及含水变化规律，预测油田开发动态指标，指导油田开发规划的编制。具体的思路是应用产量递减方程及榆树林油田的实际开发动态数据回归确定榆树林油田的产量递减规律，进而预测油田产量；利用榆树林油田油水相渗曲线推出水驱特征曲线，预测油田含水；根据给定注采比推算注水量。     

单元聚合物驱后水驱特征及挖潜

孤东油田聚合物驱单元后续水驱阶段是注聚增油的重要阶段在后续水驱阶段实施分流线补孔挖潜．结合调剖堵水强化低效井提液．均衡注采结构．可进一步提高增油效果。本文以七区西5^2＋3北部工业扩大注聚区为例进行具体说明.     

埕岛油田馆陶组油藏压力保持水平研究

埕岛油田主力层系馆陶组油藏已进入中含水期,液量较低且提液困难成为影响油田稳产的最主要因素。油藏工程和数值模拟分析研究表明,地层压力保持水平低是影响提液的最主要因素,且馆陶组合理地层压力保持水平11.5 MPa,合理恢复注采比1.1,随后进行的矿场试验验证了研究结果的正确性,对改善馆陶组油藏注水开发效果具有重要的指导意义。     

方氏提银创始人方孝玲公开挑战世界同行提银浪潮催生时代刨富精英

中国废水提银行业最近出了一个重磅新闻——方氏提银创始人方孝玲公开挑战世界同行．在含银量相同的废水中．每升废水比“方氏提银”多提炼白银0．5克者,奖励酬金10万元。如果对方氏提银技术持不放心态度者．来人可自带废水2-3公斤,现场提炼出白银,白银纯度可当场拿到首饰加工店进行质量鉴定,如技术失真,方孝玲双倍赔偿损失。     

萨中提馏装置节能配套技术应用

大庆油田天然气分公司萨中提馏装置自1985年投产以来,一直存在着产品收率低,能耗高等问题。存在的主要技术问题有如下几项：1．提馏塔进料方式不合理,影响了产品收率;2．装置换热流程不合理,热能损失大;3．加热设备燃烧效率低,燃料浪费;4．空冷器换热效率低,影响生产正常运行。针对问题对该装置进行了配套节能技术改造。改造后运行几年来,取得较好效果,效益显著。     

电泵井优化调整与配套工艺应用

随着油田开发逐步进入中后期,电泵井综合含水已达到94％以上,单井日产油量逐年下降。油成本居高不下,电泵采油一次性投资成本高,日耗电量大的劣势也逐渐显现。如何充分发挥电泵井大排量提液的优势,降低无效产液量、延长栓泵周期、提高电泵井经济效益成为油田发展的当务之急。     

埕岛油田合理产液政策优化研究

针对胜利海上埕岛油田单井液量低、产油量低的问题开展合理产液能力研究,采用油藏工程和数值模拟技术相结合,研究了适合该油藏的提液技术政策界限,优化确定了合理注采比及压力保持水平、合理生产压差、合理提液方式等。     

胜坨油田胜一区沙二1-3单元提液高效举升工艺技术

注聚区出砂、出胶问题成为困扰机械举升长效开发的一大难题。本文通过对胜坨油田胜一区沙二1-3单元历史生产情况的对比研究,发现在注聚区出砂、出胶井况下,目前的举升工艺技术适应性较差,急需开展注聚区提液举升工艺技术的配套研究,提高举升工艺适应性,延长举升配套技术寿命。为此,2015～2016年在胜坨油田胜一区沙二1-3单元注聚区进行了提液研究,通过对电泵、螺杆泵、抽油泵等三种举升方式的现场试验对比,开展了有杆大泵提液技术攻关,形成了适应注聚区出砂、出胶恶劣井况的机械举升配套工艺技术。     

陈堡油田套损原因分析及防治对策

本文对陈堡油田的套损原因进行分析,指出套损不仅受到断层、井身轨迹的影响,同时还受到油井生产动态的影响,如与油井的提液关系紧密。针对目前存在的问题,提出在供液较好的地层尽量少钻大斜度油井、加厚管壁等措施。     

井口分水装置的研制及应用

随着油田开发进入高含水期,现有地面集输及处理系统难以有效适应高含水开发阶段以水为主的生产需求,急需实施就地分水回注,实现降本3增效。本文研制出了液量处理规模120m/d的井口分水装置。该装置为橇装装置,具有流程短、占地小、结构紧凑、运行成本低等特点,投资、占地、运行成本分别仅为常规三相分离器工艺的30%、10%、30%。现场连续运行工业性应用试验结果表明,不加药、不过滤条件下,该装置可在0.5小时内分出高含水原油采出液中58.5%的采出水,出水平均含油12.5 mg/L、平均含悬浮固体8 mg/L,满足高含水期油田井口、丛式井场、计量站等处理量小、用地紧张站场就地分水需求。