八面河油田聚合物驱先导性试验研究

首次从室内筛选评价、油藏数值模拟及现场实施对八面河油田面12区沙四段聚合物驱先导性试验作了系统研究,总结了先导性试验区见效特征及开采规律。其成功实施为常规稠油油藏特高含水期开采阶段如何控水稳油、减缓产量递减指明了方向。     

油藏动态监测资料在孤东油田的应用

孤东油田是1986年投入开发的大型整装油田，经过多年的高速开发，已进入特高含水期，综合应用动态监测资料，加强精细地质研究，深化油藏认识，达到了注采平衡，控水稳油的效果。     

喇萨杏油田含水上升规律研究及变化趋势预测

针对喇萨杏油田进入特高含水期"控水"难度大,原油成本急剧上升等问题,为实施有效调整,必须认识特高含水期油田含水上升规律.应用数值模拟计算、油水相渗透率曲线以及小井距井资料,分析了油层非均质性、原油黏度、开发调整措施对喇萨杏油田含水上升规律的影响.研究结果表明:喇萨杏油田非均质性严重,原油黏度也较高,中低含水期含水上升速度快,一半以上的可采储量要在高含水期后采出;当进入特高含水期后,油层非均质性、原油黏度等地质因素对含水上升速度的影响作用变小,其含水上升规律趋于由相渗曲线得到的含水与采出程度理论变化曲线;20世纪90年代初提出的通过注水产液结构调整实现稳油控水的开发模式有效地控制了油田含水上升速度.在此基础上预测了油田特高含水期含水变化趋势,提出了"控水挖潜"对策.     

对特高含水期油田重要举措一控水的认识及建议

本文通过分析油田的非均质及其加剧状况、油田开发对控水的需求，提出特高含水期控水的策略应为油水井同时控水并举，但应以水井提高驱替液的有效利用率为主，以油井封堵为辅等建议。     

以打造稳油控水示范工程为目标的精细管理

稳油控水示范工程主要是通过开展"控水、提效"技术攻关,探索特高含水期水驱控本增效、低耗发展、高效开发的有效途径,并形成一套以打造水驱稳油控水示范工程为目标的精细管理方法,为水驱控含水积累经验。     

国外砂岩小油田控水稳油措施

我国东部地区大多数油田已进入中高含水期，如何控水稳油，实现高产稳产是石油工作者十分关心的问题。本文重点介绍国外老区砂岩小油田控水稳油新技术，以对我国老油区开发提供有益的借鉴。     

埕东油田特高含水后期开发模式探讨

针对埕东油田特高含水期的现状,分析了前苏联稀井网开发模式、美国加密井网开发模式以及大庆油田加密井网综合调整模式,提出了适合埕东油田的稳油降水新模式.即采用分区域、分层系、分井优化调整方案,进行产液结构调整.调整后开发效果明显变好,管网流程负荷减轻,月节电费达100×104元,达到了控水、稳油、节约成本的目的.     

王场油田潜三段北断块改善开发效果实践与认识

王场油田潜三段北断块是江汉油田较早投入开发的油田之一，到目前为止已有33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。1997年底区块综合含水达到94．44％，地质储量采出程度55．2％。1998年初，该油田开展以“控水稳油”为中心的综合治理工作，实施降压开采6年来控水稳油取得较好的效果，为其他同类油田在特高含水开发后期实现稳产提供了借鉴和经验。     

江汉油田稳油控水的矿场实践

从油田开发目前所面临的四个突出矛盾出发，论证了稳油控水的必要性，阐述了江汉油田稳油控水的具体实践及认识，在此基础上对下步稳油控水工作提出了可行性建议。     

特高含水期油田剩余油分布研究

高含水后期油田稳产的关键取决于对剩余油的深入了解和再认识.濮城油田濮53断块油藏已经进入特高含水期,油藏产量递减大,含水上升快,注采系统适应性差.本文分别应用物质平衡法、油水相对渗透率法和沉积微相法对其剩余油分布进行了研究.以生产分析为基础,分析研究沉积微相、水淹图和剩余油饱和度之间的关系.同时在精确地质建模的基础上,对该油藏进行数值模拟研究,拟合了油田的生产动态,得出了剩余油分布规律.由此采取油针对性的挖潜措施,达到控水稳油的目的.这些研究方法对特高含水期同类油藏的剩余油分布研究具有一定的借鉴作用.     

双河油田特高含水后期开发阶段注采结构调整的实践与应用

针对双河油田的注采结构的现状及特征,通过近几年来在注采结构调整方面的实践与应用,总结出了油田在特高含水后期开发阶段,实现油田控水稳油目标的途径和方法,注水结构调整主要是结合地质特点,减少欠注层段,减少和控制不合理超注井层段和改善吸水剖面;在采液结构调整上,控制高含水层段的注入,加强中低渗透层段的注入,封堵高渗透、高水淹干扰层段,解放动用较差的中低渗透层段,改善平面上采出不平衡的状况。通过实施注采结构调整,双河油田在特高含水后期实现了高效开发。     

注水开发油田特高含水期剩余油潜力评价

针对以往常采用剩余油饱和度单一指标来评价剩余油潜力,只能反映、评价某一部位水淹程度,而不能量化潜力大小的缺点,为适应注水开发油田特高含水开发期的要求,本文通过计算剩余储量丰度经济界限,从而运用含油饱和度-剩余储量丰度联立评价,将剩余油潜力分为三大类六亚类,并提出相应的挖潜对策。     

层状油藏高含水期油井液量优化方法研究

进入高含水期的多油水系统层状油藏,经过长期的注水开发,平面和纵向上的双重矛盾进一步加剧,产量递减快,稳产难度大。为进一步挖潜该类油藏,通过建立多层非活塞式水驱油计算模型,合理优化油井液量,对地下流场实施控强扶弱,从而最大限度地实现注入水的均衡驱替。研究结果表明:油井合理液量受储层物性和剩余油分布等动静态因素的双重影响。该技术通过定量计算油井的合理液量,不需要额外的投入便可对地下流场进行有效调整,为高含水油藏的"控水稳油"提供新的思路,是改善老区油田开发效果最经济有效的方法。     

适合文昌油田中高含水筛管井的复合酸液体系

南海西部文昌油田群部分油井已进入中高含水期,储层具有胶结疏松、非均质性强等特点,多采用悬挂筛管完井,酸化时很难实现均匀布酸,往往出现增液不增油的现象。针对储层特点及完井方式,研发出了WZX-02自转向酸+WHS-05缓速酸的复合酸液体系,该体系能有效抑制酸液进入高渗层,避免酸化后含水大幅上升。该体系在文昌M油田D井进行了先导性试验,酸化前产液量为68 m3/d,产油量为32 m3/d,含水53%,酸化后产液量为207 m3/d,产油量为117 m3/d,含水43%,增产效果显著,可为类似中高含水筛管井酸化提供借鉴。      

A New Water Displacement Curve for the High Water-cut Stage

Field practices show the adaptability of the water displacement curve at the ultra-high water-cut stage is poor. The authors first proposed a new water displacement curve, and then put forward a new method to obtain the parameters in the new curve equation. Then a new characterization equation to describe the relationship between water-oil relative permeability ratio and water saturation is proposed, which is the new water displacement curve's theoretical basis. Finally, based on the case study it is proved that the new curve are more accurate in predicting the development performance at the ultra-high water-cut stage.     

重组细分技术在严重非均质油藏中高含水期挖潜中的应用

严重非均质油藏进入中高含水期后产量递减较难控制,开发治理难度加大。以胡状集油田为例,综合分析了该阶段严重非均质油藏的动、静态特点及开发潜力;结合近年来的开发实践,着重介绍了重组细分开发层系的技术标准及在胡状集油田的应用效果。旨在对同类型油藏的开发提供借鉴。     

特高含水期油田新型水驱特征曲线公式推导

目前国内部分水驱油藏都进入了特高含水阶段,对于特高含水油藏来说,相对渗透率比值与含水饱和度的关系曲线会发生上翘的现象,这也导致推导出的水驱特征曲线在油田特高含水期产生上翘,使得运用常规水驱特征曲线对实际油田生产进行预测会产生较大的偏差。基于实际油田的数据资料,通过对不同油田区块多条相对渗透率比值与含水饱和度关系曲线上翘后的部分进行拟合分析,给出了新的相对渗透率比值与含水饱和度关系表达式;同时,根据新的相对渗透率比值与含水饱和度关系表达式推导出新型水驱特征曲线,并将其运用于实际油田的生产。结果表明,新型水驱特征曲线能够很好地预测常规水驱特征曲线产生上翘后的油田生产动态,对特高含水阶段的预测具有较好的适用性。     

高含水期水驱状况影响因素数值模拟研究

提出冲刷倍数和注水倍数的概念,利用数值模拟技术对高含水油田水驱状况影响因素进行了研究。分析了胜利油田孤东七区高含水油田韵律性、冲刷倍数、注水倍数对水驱状况的影响。研究表明,反韵律油层由于渗透率分布有利于注入水向下流动,导致水驱开发效果好于正韵律油层;油层冲刷倍数越大,剩余油分布越小,水驱开发效果越好;注水倍数在油田开发初期对采出程度影响很大,但在高含水期通过提高注水倍数来增加采出程度的效果不明显。针对试验区已进入高含水期的现状,结合水驱状况因素分析,提出了区块剩余油挖潜措施,经数值模拟表明能有效提高油田开发效果。     

石西油田石炭系裂缝性底水油藏单井含水上升规律研究

根据已知的实际生产动态数据,利用线性回归的方法找出最适合石西油田石炭系火山岩油藏的含水变化规律,并通过油藏的含水率变化特征以及含水上升规律得到单井含水率与累计产量的半对数关系,进而将单井含水上升类型归纳总结为反"Z"型、斜坡型、脉动型、台阶型和复合型5类,最后对石炭系火山岩油藏单井含水变化特征进行统计,发现单井含水上升形态呈现多样性,其中反"Z"型和斜坡型是石炭系油藏单井含水上升的主要类型。     

特高含水期油藏氮气驱提高采收率数值模拟研究

针对特高含水期油藏剩余油分布的复杂情况,以国内某区块为实例,进行了氮气驱的数值模拟研究。氮气和水的注入方式分两种:同时注入(类别A)和交替注入(类别B)。对预测的生产指标进行分析,得出最适合该区的方案为氮气和水交替半周期为15d、交替轮次为2次、单井注气量为6000m3/d。该方案比水驱方案提高采收率5.7个百分点。