埕岛油田中低含水期提注开发试验

埕岛油田是河流相疏松砂岩油藏,初期采用温和注水政策,压力降低、液量下降等开发矛盾逐步暴露。为实现海上油田的高速高效开发,通过油藏数值模拟计算和分析,提高注采比可有效提高水驱效果,提高采油速度,实现高速高效开发。2005年7月井区开始提注,提注后对应受效油井出现明显增油效果,液量不断上升,开发形势明显好转。     

长期开发油田钻新井的效果预测

目前，阿塞拜疆有许多油田（陆地）正处在开发后期，这些油田的特点是原油产量不断下降，产层含水率高，油井总数不足，大部分油井的技术状况不良，经济指标变差等。但是，这些油田集中了大量剩余可采储量。阿普歇伦半岛长期（30－100年以上）开发的许多油田在这方面最具有代表性。     

狮子沟浅层油田油井清防蜡维护工艺探索

狮子沟浅层油田位于青海省柴达木盆地西部南区,山地地貌,是一个岩性—构造油气藏。自1997年进行开发以来,虽然在措施上未能找到较好的进攻性措施技术,但是由于注水受效明显和新钻井的补充,在2004年达到历史最高产量,但由于油井结腊周期短,含腊量高等原因,使得油井免修期短,导致产量下降加快,所以尽快的找到适合狮子沟浅层油田油井清防蜡维护工艺技术是维持油田稳产及今后上产的必要手段。     

井下多功能热洗阀在黄沙坨油田的应用

黄沙坨油田属于火山岩裂缝性气顶边底水油藏,开发后期由于地层压力下降,油层脱气,油井结蜡程度加重,油井热洗时易造成地层伤害,为此研制使用了井下多功能热洗阀,生产实践表明,井下多功能热洗阀能有效提高深井泵效,降少出气出砂对泵效的影响。     

采油工艺技术优化措施

随着油田开发时间的延长,油井的产能逐渐下降,含水率不断上升,为了达到温油控水的技术要求,优化采油工艺技术措施,提高油田生产的效率。     

提高单井产能技术在长庆低渗透油田中的应用

长庆低渗透油田西259区自2008年全面开发以来,因剖面矛盾突出,吸水剖面不均导致部分油井含水上升;受油井地层堵塞因素影响西259区部分井产能下降。2010年西259区实施水井堵水调剖、油井堵水、油井措施引效等措施方式进行提高单产,本文对以上措施方式进行优选,寻找出各类措施的适用条件,为同类油藏开发提供了可靠参考依据。     

坪北低渗透油藏局部强化注水的实践

坪北油藏为一特低渗透裂缝性油藏,具有低产、低压、特低渗、低丰度的特点。综合油田开发现状,在总结油田注水开发特点和强化注水试验结果基础上,分析了目前坪北油田的开发形势及问题,提出强化注水有利于减缓油田产量递减,继续开展二注井转注试验,逐渐形成区域线状注水井网,可以提高区域注水强度,减缓地层能量下降,提高油井的受效程度。     

认真挖掘抽油井潜力努力提高抽油井产量

1980年大港油田第一采油指挥部对所管注水开发油田上的抽油井,采取一系列挖潜措施,收到了提高抽油井泵效、延长检泵周期和增产原油的效果。截至1980年底,港西、港中、港东、唐家河、周清庄五个注水开发油田,抽油井占生产井总数的80.49%,每大产油3543吨。     

认真挖掘抽油井潜力努力提高抽油井产量

1980年大港油田第一采油指挥部对所管注水开发油田上的抽油井,采取一系列挖潜措施,收到了提高抽油井泵效、延长检泵周期和增产原油的效果。截至1980年底,港西、港中、港东、唐家河、周清庄五个注水开发油田,抽油井占生产井总数的80.49%,每大产油3543吨。     

低渗透油田超前注水研究

为了提高木头油田泉头组扶余油藏的开发效果、经济效益及最终采收率，木头油田在大面积同步注水开发取得较好效果的同时，不断探索开发的新途径。通过借鉴国内外油田开发经验，经过不断探索、实践，找出了一条提高单井产量、实现特低渗透油田高效开发的新路子，即采用超前注水、先注后采的注水开发方式，合理地补充地层能量，提高地层压力，使油井能够长期保持较高的地层能量和旺盛的生产能力，产量递减明显减小。同时降低了因地层压力下降造成的地层伤害，抑制了油井的初始含水率，从而提高了投产初期油田的产量，使得油田能够保持较长的稳产期，减缓了递减，提高最终采收率。     

百色油田抽油井泵效的影响因素及改善措施

百色油田断层多、分布复杂、地质情况差异大、前期开发速度过快，破坏性较大、开发工艺相对落后，影响油井泵效的各种因素凸现，严重地影响油井正常生产。通过各区块地质特点、油田设备情况、工艺水平的分析研究，运用油层地质、物性、区块、油井对比等分析手段，进行了开采方案优选、生产管柱优化、生产工艺筛选等工作，归类总结了影响油井泵效因素，为百色油田的油井生产设计及油田开发提供了必要依据。     

吴起油田开发后期提高采收率的综合技术探析

吴起油田是我国开发较早的油田,对于我国油田的开发具有较为重要的意义,但是由于该油田使用时间较长,因此出现的问题也较多,油井的含水量不断上升,地层污染较为严重,井筒的状况较差,这些都直接造成油田的出油率不断减少,因此需要针对油田开发后存在的问题进行分析,不断的提升油田开采过程中的出油率,综合的对油田进行开发管理,提升油田开发后期的收益,对资源进行更加合理的使用。本文主要针对吴起油田开发后期提高采收率的综合技术进行分析。     

低产低效油井问题分析与改进对策

本项目针对一厂低产低效区块油井举升系统效率偏低、油井免修期短、举升工艺适应性差等问题,比如现有的举升设备、举升方式,工艺技术已无法满足油藏中高含水期配产的要求,随着油田的不断开发,油田压力不断下降,动液面不断降低,为改善油井开发效果,泵挂深度逐年加深,随之带来了断脱、偏磨、漏失、负荷增大、泵效降低等难题,因此,开展举升系统效率影响因素分析,确定了主要影响因素,地面上应用节能型抽油机、多功能调速装置,实现抽汲参数与地层供液能力的匹配;地下优化杆柱组合与泵径,保证油井在合理沉没度下运行,应用深井减载装置,降低悬点载荷。确定了各项节能措施的适用性,初步形成了低产井举升制度优化方案,有效提高了举升效率。     

谷104长6油藏提高单井产量技术研究

谷104油藏属于典型的低渗、低压、低丰度三低油藏,单井产能低,开发难度大,如何提高单井产量在超低渗透油藏开发中显得尤其重要,通过对开发区块储层物性,吸水剖面油井低产原因等方面研究,发现通过不稳定注水、剖面治理、措施引效等技术能有效提高单井产能,减缓油井液量下降、含水上升,降低油田递减,确保研究区油藏稳定高效开发.     

谷104长6油藏提高单井产量技术研究

谷104油藏属于典型的低渗、低压、低丰度三低油藏,单井产能低,开发难度大,如何提高单井产量在超低渗透油藏开发中显得尤其重要,通过对开发区块储层物性,吸水剖面油井低产原因等方面研究,发现通过不稳定注水、剖面治理、措施引效等技术能有效提高单井产能,减缓油井液量下降、含水上升,降低油田递减,确保研究区油藏稳定高效开发。     

油田注水系统效率的影响因素及对策

近年来,我国各大油田油井含水率不断上升,注水开发系统出现效率低下,泵效低等问题,本文主要对出现上述问题产生的原因进行分析,并提出针对性的对策。     

提高油田油井免修期技术措施

随我国国民经济的迅速发展,能源结构的不断变化,油田油井的开发开采越来越受到重视。油田油井开采过程当中,延长油井免修期的技术措施,已经成为促进油田油井快速稳定开发的重要因素。本文就此问题做出深入探讨,为延长油田油井免修期提供理论借鉴。     

采油队生产管理中降本增效的方向和具体做法

油田开发进入中后期,油井的产能逐渐降低,油井的综合含水率不断提高,导致油田生产成本的增加,为了最大限度地提高油田生产的经济效益指标。有必要采取节能降耗的技术措施,降低油田生产成本,针对油田生产的基层单位采油队的特点,实施降本增效的管理,达到油田生产节能的效果。     

双河油田周期注水矿场试验

周期注水是水驱开发油田改善开发效果的一种水动力学方法。结合双河油田Ⅳ４层系地质特征分析了周期注水试验效果及开发特点。５口注水井进行矿场实验：单元日产油最高增加２１ｔ,综合含水最低下降２个百分点。周期注水井对应受效油井的年产油量比常规水驱增加 ６０２７ｔ,年含水上升率比试验前下降 １个百分点。     

双河油田周期注水矿物试验

周期注水是水驱开发油田改善开发效果的一种水动力学方法。结合双河油田IV4层系地质特征分析了周期注水试验效果及开发特点。5口注水井进行矿物实验：单元日产油最高增加21t,综合含水最低下降2个百分点。周期注水井对应受效油井的年产油量比常规水驱增加6027t,年含水上升率比试验前下降1个百分点。