王场油田潜三段北断块降压开采提高采收率研究

王场油田潜三段北断块足江汉油田较早投入开发的油田之一,到目前为止已有38年生产历史。地下油水关系复杂,调整治理难度较大,产油量递减和含水上升的矛盾日益突出。目前区块综合含水达到94．44％,地质储量采出程度55．2％。该油刚开展以“控水稳油”为中心的综合治理工作,实施降压开采．控水稳油提高采收率取得较好的效果,为其他例类油田在特高含水开发后期实现稳产提供了借鉴和经验。     

低伤害控水压裂工艺在子北采油厂的应用

控水压裂工艺对于油田稳油控水提高开发效果意义重大,应根据储层的具体特征选择合理的压裂液体系与设计合理的压裂参数进行施工,改善开发效果。延长油田子北采油厂延安组延10油层边底水活跃,油井含水上升和水淹快,严重影响了油井的采收率和产能建设。根据子北采油厂家储层具体地质特征,引进低伤害控水压力工艺技术,通过现场施工,效果显著,使子北采油厂家稳油控水和提高开发效果取得了重大突破,带来了良好的经济效益。     

堵水在老油田今后稳油控水中的作用及目前存在的问题

目前的含水指标非常紧张,迫切需要加大稳油控水力度。本文首先通过对全厂新、老油田产液结构、自然递减进行分析对比,指出老油田稳油控水对全厂稳油控水起着决定性作用。然后通过一些成功堵水井的效果分析,展示了堵水在油田开发后期稳油控水中的决定性作用,明确了油田稳产潜力之所在。最后通过对堵水成功率低、堵水有效期短的原因分析,提出了一些加强堵水工作、提高堵水效果的建议。     

油田高含水期稳油控水采油工程技术分析

油田开发进入中后期,随着油井含水率的升高,使油田生产进入高含水阶段,为了提高油田的采收率,采取必要的稳油控水的技术措施,才能达到预期的生产效率。研究油田高含水期的稳油控水采油工程技术措施,不断提高油田的产油量,降低油田的综合含水率,达到油田开发的经济效益指标。     

塔河油田碳酸盐岩油藏开发特征和稳油控水措施

为了提高塔河油田的采收率,优化油藏开发的技术措施,达到稳油控水的效果。结合碳酸盐岩油藏的特点,采取最佳的油藏开发方式,实现水驱开发的生产效果。油田开发进入后期,油井的产能下降,综合含水率不断上升,地层能量变化频繁,需要采取稳油控水的措施,才能达到油田开发的产能指标。     

罗228区油藏含水上升特征浅析

本文主要通过分析罗228区油井含水上升类型,总结含水上升特征,判断见水方向,分析目前调配、堵水效果,总结罗228区含水上升规律,为下步开展更好的稳油控水措施提供一定依据。     

海上油田速溶干粉聚合物连续混配技术研究

目前,海上油田开发已经进入到中高含水阶段,由于非均质性强、地下原油粘度大等原因,渤海地区的部分油田含水上升速度快,产油下降,影响了开发效果。因此对于稳油控水的需求越来越大。近年来,渤海油田采取了一系列稳油控水措施,调剖调驱技术是常用的稳油控水方法,目前应用广泛。但常规调剖调驱设备具有占地空间大,及在线调驱设备不能配置干粉聚合物的问题。针对以上情况,开展速溶干粉聚合物连续混配工艺的研究工作,设计在线混配工艺、开发新型自控系统、研制海上撬式混配设备,实现速溶干粉聚合物连续混配调剖调驱技术。研究内容表明,新技术具有高设备集成性、体系适应性、精确控制性,为多元注入体系在海上油田的推广与应用提供了技术支持。     

浅7631区块水井调剖效果分析

浅7631区块Iv油层组水淹水窜现象严重,高含水现象普遍存在,堵水封窜形势严峻,加上单井层数少,导致提液难度大。为了实现控水稳油的目标,更好的开发浅7631区块,在多次封堵效果欠佳的基础上,开展了水井整体调剖控水实验,在一定程度上遏制了含水上升、产量递减的趋势,有效提高了该区块的整体开发水平。     

濮城油田高含水后期深部调剖实践

本文针对濮城油田在高含水开发后期部分区块块含水上升快,稳产困难的开发问题,采用新型调驱剂对区块进行了整体调剖。新型调驱剂具有良好的强度、韧性、热稳定性。注入地层后,在近井地带水驱压力作用下产生变形,向地层深部运移,驱动孔隙内的剩余油向生产井运移,起到驱油的效果;在油层深部,由于压差减小,将在孔隙内滞留,堵塞孔隙通道,具有深部液流转向作用,起到深部调剖的效果。在濮城油田实施5个井组,对应油井含水下降,产量上升,见到了明显的控水稳油的效果。     

小断块油田的稳产技术研究

卫 11块是卫城油田的一个低渗、中粘且非均质严重的具有气顶复杂断块油藏 ,从构造入手 ,运用多种手段研究剩余油分布 ,及时进行与地质特点相适应的综合调整与治理 ,使该区块连续取得年产油逐步上升、含水逐年下降的良好开发效果 ,为复杂断块油田高含水期的控水稳油 ,提供了一个可供借鉴的实例     

国外高含水油田特高含水期主要技术措施及启示

特高含水期（含水大于90％）是注水开发油田的重要阶段,该阶段仍有较多储量可供采出。我国注水开发油田大多经历了几十年的开发与调整,绝大部分油田已进入注水开发后期,多数油井含水高达95％以上。虽然面临油层水淹严重、剩余油分布高度分散等问题,但水驱油藏仍在开发中占主导地位。通过对国外注水开发油田的调研,分析特高含水期采取的主要技术措施,对改善水驱开发效果,提高采收率进行了探讨,为我国水驱开发油田特高含水期的开发工作提供借鉴和指导。     

濮城油田水驱开发效果及提高采收率分析

随着油田的勘探开发,濮城油田进入中高含水开发后期,本文分析了濮城油田6个大层系的注水开发效果及其影响因素,找到了提高采收率的方法,预测了二氧化碳驱提高原油采收率的效果。     

高含水后期剩余油挖潜研究

近年来,由于大规模的勘探开发和强注强采,各大油田已近入商含水开发后期。油减开发中存在一系列问题,怎么样提高采收率成了首要任务。文章主要从三个方面入手,介绍了高含水开发后期提高采收率的方法。（1）实施事故井的大修恢复,完善：三类注采井网;（2）建立高效的注水开发方式;（3）开展二氧化碳驱油技术,提高采收率。     

复杂断块油田特高含水期实现持续稳产的做法

胜利油田临盘采油厂目前开发动用临盘、商河、临南三个油田,区域构造位于渤海湾盆地济阳坳陷惠民凹陷中央隆起带。“九五”末期由于油田相继进入特高含水期,剩余油分布复杂、断块破碎、油水井套损严重、注采完善程度低,造成油田产量连续三年下降。针对严峻的开发形势,进入“十五”以后,通过深化油藏构造、储层、剩余油潜力的研究,强化注采井网的完善。提高了水驱控制程度,增强油田稳产基础,提高采收率。全厂连续三年原油年产量连续稳定在163×104t,取得较好的开发效果和经济效益。     

复杂断块聚驱后注聚/表二元复合驱可行性研究

港西油田总体处于高含水高采出程度的开发阶段,聚合物驱油技术在港西油田推广应用已24年,聚合物驱控制地质储量占油田总储量的21.9%,聚合物驱后如何进一步提高采收率是港西油田面临的重要技术难题。经证实聚驱后二元复合驱技术可以进一步提高采收率,本文重点介绍港西三区聚驱后注聚/表二元复合驱技术提高采收率的室内研究、实施方案优化和现场应用效果分析,从而验证了聚驱后注聚/表二元驱提高采收率技术在港西油田复杂断块"双高"油藏条件下的可行性。     

AOC合金光杆在靖安油田的应用及效果

随着油田开发进入中-高含水期,井筒状况复杂,腐蚀、结蜡、结垢等现象日趋严重,本文针对近年来靖安油田大路沟一区部分含水较高的油井因腐蚀严重导致光杆更换频繁、故障率上升、采油时率降低等现状,引进AOC合金光杆,对光杆起到了较好的防腐作用,光杆故障明显减少,有效地降低了生产成本,提高了采油时率。     

高含水期剩余油研究方法及影响因素分析

经过长期注水开采的油田已经基本进入了高含水期,研究剩余油的分布以及油田开发难度越来越大。高含水期剩余油对于增加可采储量和提高采收率具有很大的潜力,研究剩余油势在必行,主要从成因、影响因素、研究方法三方面进行。     

应用存水率与水驱指数评价油田水驱开发效果

对于低渗透油藏,边底水不活跃,天然能量不能得到及时的补充,因此开发难度较大。注水开发能够及时补充地层压力,是目前针对低渗透油藏的主要开发技术。而注水开发油田开发效果的评价对于进一步改善开发效果,提高最终采收率尤为重要。给出了两种评价指标,存水率以及水驱指数的理论计算公式,并分别分析其与含水率的变化关系,指出理论值与实际值产生差异的原因。以X油田为例,应用两种指标进行开发效果分析。     

涧峪岔油田提高采收率技术研究

涧峪岔油田属于典型低渗透油藏,经过5年多的注水开发,储层孔隙结构和渗透率发生了很大变化。层内及层间矛盾进一步加剧,形成了高渗带及渗流优势通道,水驱状况和剩余油分布日益复杂,油田稳产难度不断加大,综合含水83%。这不仅大大影响了原油的采出程度,而且增加了采油成本。为了提高水驱采收率,必须对大孔道和高渗透层进行封堵。调剖技术作为降低油井含水和提高原油采收率的有效手段,成为涧峪岔油田持续发展的关键。     

文中-文东油田低压高含水油井增产技术研究与应用

随着油田注水开发时间的延长,地层能量不断下降,主力油层水淹严重,部分油水井间形成水窜导致低压高含水油井逐年增多,剩余油分布零散,油井原油采收率无法提高,为此对低压高含水油井产生原因进行调查分析,并在室内用岩芯进行实验研究,2010年开发了适合文中-文东油田的低压高含水油井增产技术,并进行了先导试验。2011年通过对该技术配方和施工工艺不断完善,现场实施了9口井,平均单井日增油1.7t/d,年累增油1528.9t。该增产技术的实施,不仅降低了油井无效产液量,而且减缓了油层压力递减速度,提高单井产油量,还促进油田综合经济效益提升。