渤海X油田水驱开发规律研究及应用

渤海X油田即将进入高含水阶段开发,由于其措施增油效果不明显,综合调整的难度加大,因此准确把握高含水期油田的开发趋势,分析油田自然递减和含水上升率变化趋势,对油田开发工作的正确运行有着至关重要的作用。通过对渤海X油田的含水上升规律与产量递减规律的研究,发现理论的含水上升率总体呈先上升后下降的趋势,且初期变化最高,在含水为35%时达到最大值。在定液量生产下,产量达到高峰值时递减率为零;递减开始时递减率呈先上升后下降的趋势,结合分析该油田实际生产资料,分析得出该油田自然递减率控制良好,仍有下降空间。在中低含水阶段(fw<60%)无因次采油指数下降趋势较平缓,是油田稳产有利时机,含水率在fw为80%时出现一个明显增大的拐点,无因次采液指数会出现急剧上升的现象,因此在fw>80%后可进行后期大幅度提液。     

油田开发高含水期自然递减控制因素分析

全国许多油田已经进入高含水开发期,如何应对居高不下的自然递减,成为开发者面临的主要问题。本次研究选取大港油田六个采油单位的生产情况为研究对象,从数据对比分析的角度依次对采出程度、含水、含水上升率、采油速度、产量分布结构等因素进行分析,推导出油田开发高含水期自然递减的主控因素为含水,即保持油田综合含水在较低的水平是控制自然递减工作的关键。本文切入点新颖,大道至简,对高含水期油田的开发决策具有一定的启发意义。     

分注井测试新工艺及分析技术的应用

文留油田是一个油层埋藏深,含油层系多,层内、层间、平面非均质性严重的断块油田.在油田实施注水开发后,部分受到油井无水采油期短、见水早,含水上升速度快,因此如何实施有效分层注水是注水开发油田动态分析的一项重要内容.新的注水井分层测试工艺技术,可以合理调整注水井的分层吸水量,保证分注井合理、有效分层注水.     

高含水期提高机械采油节电方法研究

大庆油田已经是开发中后期,长期的注水开发,导致产液量含水已经到达到90%以上,原油产量更是逐年降低,受各种机械影响,采油井的机械能耗损失已经十分明显,达不到节能减排、经济开发的目的,本文通过分析大庆主力油田高含水期机械采油情况,提出适合目前机械采油节电的方法,可为油田高含水期节能降本提供技术支持。     

高含水期采油污水处理方法研究

随着油田的不断发展,高含水期采油污水量逐年上升,对采油污水的处理面临巨大难题,尤其对三次采油的污水处理,已经影响到油田生产,本文详细介绍了高含水期采油污水特点以及污水处理存在的问题,并提出应对方法,以满足油田生产需要。     

有关注水开发油田高含水期的开发技术探究

油田进行高含水期,多套层系井网相互交错,注采关系趋于复杂,各层系间含水差异逐渐缩小,结构调整日益困难,多层高含水井和供液不足井逐年增多,层间矛盾和平面矛盾更加突出。如何控水挖潜,保持一定的产量规模至关重要。本文即探讨油田开发进入高含水期后,在注水方面如何深化调整,努力挖掘剩余油潜力的认识和做法。     

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。     

绥靖油田新14区延9油藏开发规律研究

新14区为侏罗系延9油藏,边底水发育,2001年建产,2002年全面注水开发,2007年以前一直保持高效开发,2008年以后随着含水上升速度的加快,两项递减增大,开发形势变差。目前该区油藏综合含水68.0%,进入高含水前期采油期,从综合含水与采出程度关系曲线可以看出,随着采出程度的增加,含水上升趋势明显,稳产难度大。本文通过对油藏各项开发规律的研究,总结出油藏开发过程中好的方面,为同类油藏延长中低含水采油期采油,提高采收率,降低油田自然递减提供依据。     

油田高含水期采油方式研究

从目前我国油田的实际情况来看,随着各大油田开采期的增长,普遍进入高含水期,已经明显的影响了采油效率,提高了生产成本,影响了经济效益。本文从我国各大油田的实际出发,首先阐述了高含水期油田的特点,进而分析了目前的高含水期采油方式,同时对国外先进的采油方式进行了研究,这样对于我国油田高含水期采油方式的选择提供了一定的借鉴,具有实际的意义。     

某区块含水上升原因分析

当油井达到高含水期(60%<含水率<90%),油层中尚存在大量剩余油,油田开发工作还需要在高含水期进行,为了弥补产量递减,必须分析出含水上升的原因。本文以探讨区块含水上升原因为主题,针对这些原因提出应对的方法,为油田可持续开发和企业发展寻找可借鉴的经验。     

低渗透油藏开发技术研究——王徐庄油田个案分析

由于低渗透油田有注水井吸水能力低、油井注水见效效果较差、含水阶段含水上升较慢,且低含水期是提渗透油田主要采油期等开发特征,所以其开发工程需要多种技术、多种专业、多种工种的配合协作,是一项技术、投资都很密集的系统工程。注水开发是低渗透油田最适应、最经济有效的开发方式     

大庆外围油田高含水期采油系统效率优化研究

大庆外围油田长期注水开发,导致地下地质条件和实际机械生产很难有机结合,而原油产量更是逐年降低,受各种因素影响,采油井的机械效率一直较低,本文通过分析大庆外围油田高含水的地质情况和目前评价机械效率的方法,提出高含水期衡量机械采油井地面系统和井下系统效率的评价方法,并通过实例验证该方法有效且实用,为外围油田高含水区块评价机械井系统效率,提高单井产量提供技术支持。     

油砂山细分层系效果分析及下步开发思路

油砂山油田2004年Ⅰ、Ⅱ断块分层系开发后,油田水驱控制、动用程度均提高明显。油田整体注采连通率高,水驱开发效果较好。油田自然递减、综合递减、含水上升率等指标均在可控范围内。2011年油田Ⅰ层系以Ⅵ-14为界,继续细分为Ⅰ上、Ⅰ下两套层系开发、Ⅰ层系老井产量稳定,压力恢复,开发效果向好。     

董台12井区油藏渗流特征研究

油水相对渗透率曲线是油水两相渗流特征的综合反映,也是油水两相在渗流过程中,遵循的基本规律。通过对延长王家川油田董台12井区块油藏渗流特征的分析,掌握了该区油藏渗流规律。研究认为:该区油水二相渗流区间相对较窄,最终采收率较低,初期随着采液指数的快速递减,采油指数也呈现快速递减的趋势,含水60%以后,采液能力逐步恢复,但油田整体提液能力不大,最大含水上升率在4-5之间,中低含水期含水上升较慢。     

多层砂岩油藏高含水期层系组合政策界限研究

多层非均质砂岩油藏是我国分布范围较广的一类油藏,进入高含水期后油藏非均质性的影响日益突出,剩余油在空间分布上呈高度零散状态,层间干扰加重,原有的开发层系已不能适应提高采收率的要求,进行高含水期层系组合优化研究具有显著必要性。以胜坨油田二区沙二4-6砂层组典型多层砂岩油藏为基础建立模型,运用数值模拟方法确定影响层系组合的原油黏度、地层流动系数级差、深度差的政策界限,并以此为基础对胜二区高含水期进行层系组合矿场应用研究。     

朝阳沟油田微生物采油技术研究

朝阳沟油田老区经过二十余年的开发,在油田的一类区块出现含水上升速度加快、自然递减率加大的开发矛盾,而对于油层条件较差的二、三类区块,由于储层物性及原油物性较差导致单井产量低、开发效果差。通过探索研究应用适用于朝阳沟油田的微生物采油技术,在试验区实现了提高单井产能、控制含水上升和提高采收率的目的。     

微生物调驱技术研究与应用

牛心坨油田自2002年以来在主体部位实施分层系注水调整,目前进入中高含水期快速递减阶段,可采储量采出程度81.7%,综合含水达到72%。目前下层系及合采区水窜、水淹严重,进入中高含水期。牛心坨油田是低渗裂缝性油藏,生产井为压裂投产,导致油水关系复杂,加上注水井调剖轮数的增加和井组采出程度的提高,残余油分布越加零散,动用难度日趋加大。近几年,在牛心坨油田实施的注水井深部调剖虽然取得了较好的稳油控水效果,但措施效果逐渐变差。     

浅析二次采油技术的关键点

目前,国内油田总体上处于高含水开发阶段。尤其是油田开发的中后期,低渗透油田一般天然能量不足,开采强度增大,开采难度增加,特别是低渗透油藏存在"注不进、采不出"的问题,国内各大油田都在不断发展、研究适合本区域的二次采油技术,以减缓老油田产量递减、含水上升的局面,并取得了一定成效。     

裂缝型低渗透油田开发现状及下步调整对策

裂缝性油田的注水开发特生是沿裂缝方向油井受效早,水淹快,这一矛盾在低渗透油田中尤为突出。油田开发后,采油井在动态反映上表现出,注水后油井见水快、见水后含水上升快、产量下降快,从而影响油田开发效果。针对以上矛盾,积极探索治理途径,采取防治措施,缓解平面和层间矛盾。     

低渗油田油井含水率上升因素分析

注水油田在水驱的作用下,一方面可以保持地层压力,提高采油速度,实现油田的高产稳产;另一方面,随着水线的推进和油井的逐步含水与水淹,必将引起油井含水上升和产油量的下降,除注水因素外还有其他因素均可导致油田含水率的上升,会使得油田的产量下降及其开采难度增加,不利于总体的开发,所以对于油田含水采取相对应的技术工艺使其含水率下降是非常必要的。以鄂尔多斯史家湾区块为研究对象,分析其油井含水率上升原因,并采取一定的技术工艺达到控水稳油的目的。