提注提液改善飞雁滩油田开发效果

针对飞雁滩油田含水上升快导致产量递减大的问题,经过提液可行性论证,在完善地面、地下注采系统的基础上,进行了整体选井适时提液。实施后,油田的含水上升率由7．4%下降至2．3%,综合递减率由14．0%降至3．3%,开发效果得到改善。     

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。     

孤东油田七区西5^2＋3柏单元下步开发潜力探讨

孤东七区西5^2＋3单元目前综合含水已经达到98．3％,采出程度43．57％,采油速度仅0．33％,针对近极限含水油藏的开发,加强剩余油分布研究和开发技术对蒹研究对于改善老油田的开发效果,进一步提高老油田的采收率有着重要意义。     

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。     

海外河油田新海27块二次开发探索与实践

海外河油田新海27块为层状边底水普通稠油油藏,利用直井开发15年后进入高含水低速采油阶段,综合含水95．5％,采油速度0．26％,大部分油井因高含水关井,油田濒临废弃,针对开发中存在问题,在精细地质特征及剩余油研究基础上,结合油藏低含油饱和度特点,应用水平井技术开展油田二次开发研究,现场应用后取得较好的实施效果,油田采油速度上升到1．05％,综合含水下降到86％,预计提高最终采收率8．5％．     

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。     

埕岛油田综合调整先导试验区开发调整技术政策研究

本文针对目前胜利油区海上埕岛油田产液量低、采油速度低和预测的平台安全使用期末采出程度低等问题,筛选了先导试验区,利用油藏工程、数值模拟、经济评价等方法进行了开发调整技术政策研究。研究结果表明,埕岛油田具备层系细分,井网加密、油井提液的物质基础和条件,调整效果显著。     

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     

液量置换技术在魏岗断块油田的应用

在魏岗复杂断块油田进入高含水开发后存在以下问题：油层平面及纵向上非均质性严重;平面上注入水方向性强;剩余油分布复杂等。液量置换技术,即通过产液剖面和动静态对应关系分析,在搞清地下液流方向和能量分布状况的基础上,对同一井组中部分高含水井进行关停或注水井控制注水,而对另一部分井进行提液或平面调整,从而达到改善开发效果提高采收率的目的。     

高含水油田面临的主要问题及提高采收率研究

高含水阶段是油田开发的重要阶段,高含水油田面临着地质条件复杂、剩余油分布分散、识别和挖潜难度增大、常规技术手段调整效果变差等一系列问题。针对高含水油田开发中面临的问题,结合高含水油田的特点及实践经验,通过利用侧钻水平井、多学科、动静态结合的精细油藏描述认识剩余油和三次采油等新技术不断改善开发效果,提高高含水油田开发效益。     

一种小井眼压缩式泄油器的研制与应用

油田开发进入高含水开发阶段,套损井小套管固井产生了众多的4in套管小井眼井。针对小井眼常规举升方式提液泵上泄油的需要,研制了一种小井眼压缩式泄油器。生产时内径大于油管内径,柱塞及抽油杆接箍起下不会碰到,泄油时投入释放器,到位后张开,撞击活塞压缩弹簧实现泄油。该泄油器配合小井眼56管式泵、脱接器等工具,实现小井眼大泵提液,简单方便,经济实用。     

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。     

江苏边底水油藏含水上升规律研究及应用

正确地认识油田含水上升规律,是实施油田稳油控水的前提;只有充分认识油田含水上升规律,弄清哪些因素是必然的、哪些因素是人为造成的、哪些是可以通过后期措施加以调整的,才能为油田的开发、调整决策提供科学、合理的依据,为油田的高产、稳产打下坚实的基础。通过对江苏边底水油藏含水上升规律的研究,分析了常用含水预测方法的特点,研究了边底水油藏含水上升规律并进行了举例验证,还通过分析影响含水上升的主要因素提出了控制含水上升、改善水驱开发效果的一些建议,相信这些建议对指导该类油藏的开发将产生积极的效果。     

海上油藏高效注采参数优化方法研究

受海上注水成本高和早期落后开发理念影响,胜利海上埕岛油田经历多年弱注强采后,部分层系出现地层压力快速下降,储层脱气严重导致液量快速下降的新问题,于是提出水井先提高注水量恢复地层压力、油井再提液的高效开发思路。本文提出以油藏出现非达西流为油藏有效注采比上限,首次采用基于示踪剂技术的油藏流线数值模拟参数快速优化方法,节省参数优化时间,研究最佳油井提液层系组合形式,优化适合海上油藏中高含水期的注采参数。     

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。     

柴达木盆地昆北油田切6区E_(1+2)油藏出水规律及机理分析

昆北油田切6区E1+2油藏含水上升速度快严重影响了油田的高效开发。综合利用构造、储层、测井、分析化验、试采曲线等资料,对该区含水特点、出水规律及机理进行分析。研究表明:油藏实际含水、含水上升率均高于理论水平,含水率呈线性递增;油藏在不同阶段表现出不同的出水类型特征,投产初期主要为层间水、可动水和束缚水,注水开发后逐渐出现注入水和混合水;对不同类型出水原因及分布特点进行了分析,最终为油田综合治理开发方案提供了依据。     

超低渗油藏初期注水政策适应性评价

安塞油田超低渗油藏多位于已开发老区边部,砂体发育上表现出厚度变薄、物性变差的趋势,受其影响,注水开发后提液空间较小,高效开发的关键是在低含水期保持注入水均匀驱替,油藏均匀受效,而多年注水开发实践也表明,开发初期保持注采平衡,合理的注水参数如注水强度、注采比是此类油藏有序开发的的保证,直观反映油藏渗流特征的试井曲线在优化注水参数方面发挥了重要的作用。     

底水油藏减缓递减方法探讨——以埕东油田西区馆陶7砂组为例

底水油藏储量品位低,开发中含水上升快导致产量递减快,成为制约开发效果的瓶颈。本文从埕东油田馆陶7砂组底水油藏的开采特征入手,研究了底水油藏不同井型含水上升影响因素,并探索实施了控制含水上升产量递减的方法,结果表明钻井井身轨迹、油层有效厚度、隔夹层发育状况、射孔程度和采液强度等,对底水油藏的控水影响大。     

特高含水后期经济极限含水率和采收率的确定及应用

油田部分区块已进入特高含水开发后期,大部分油井含水已经超过石油行业中默认的98%的经济极限含水值,含水的增加,水油比上升,开采成本增加,因此,对油田的经济开发进行调查和研究非常必要。本文以孤东七区西6~(?)“三高”开发单元为研究对象,采用盈亏平衡原理预测经济极限含水值,在此务件下,利用童氏图版及水驱特征曲线法预测经济极限采收率,根据计算结果结合动态资料提出经济可行的调整意见。该方法对高含水油田开发整体方案的部署和可持续发展具有重要意义。