油层注采系统调整方法

南一区高台子油层于1988年投入开发，初期采用250m井距反九点法面积注水井网开发，共有油水井358口，其中采油井290口，注水井68口，注采井数比1：4．26。1996年进行第一次注采系统调整，转成不规则五点法面积井网，注采井数比提高到1：2．12，注采关系得到一定完善。随着开采时间延长，由于井网不规则，造成平面矛盾突出，水井调整难度大，区块含水上升和自然递减快。为此，2004年对该区进行了第二次注采系统调整。     

高6断块注采系统适应性评价研究

高6断块进入高含水期开发以后,注采系统适应状况发生了明显的变化,需要正确评价注采系统适应程度。确定了评价指标权重系数、评价指标标准,利用模糊综合评判方法对高6断块注采系统进行评价,并建立了高含水后期注采系统适应性评价方法。该评价方法用于高含水区块注采系统的调整取得了较好效果。     

喇萨杏油田注采系统适应性评价及调整方式研究

喇萨杏油田进入高含水后期开发以后,部分区块层系注采系统不适应的矛盾越来越严重.针对高含水后期注采系统的主要特点,研究建立了高含水后期注采系统适应性评价方法,对喇萨杏油田高含水后期注采系统的适应性进行了评价,研究确定了注采系统调整的主要方式,对典型区块的调整效果进行了分析. 喇萨杏油田高含水后期注采系统调整可以归结为反九点面积井网、四点法面积井网及注采井网不完善等3种类型的调整模式. 高含水后期进行注采系统调整可以取得较好的调整效果,提高水驱采收率0.9个百分点左右.成果对油田高含水后期注采系统调整工作具有重要的指导作用.     

安五油田侏罗系小油藏注水开发技术研究

安五油田开发始于1997年,由于区块面积小,零散分布,连片性差,油砂体发育展布形态各异,给注水井网的布局和后期开发带来一定难度,10年以来经过不断地完善注水井网,合理注采关系,及时动态调整,有效地控制了含水上升趋势,为油田稳产打下了良好的基础。     

坪北油田特低渗透油藏注采剖面调整

在深入认识坪北油田特低渗透油藏注水开发特征的基础上,根据油田开发动态特征,开展注采剖面综合调整研究,控制住了含水上升快、老井自然递减率大的趋势.     

低渗透油田抽油井合理注采压力系统研究——以鄯善油田三间房油藏为例

注采压力系统是油田开发研究的重要组成部分,任何形式的开发调整和技术政策界限的制定必须在合理注采压力系统范围内进行,才能取得预期效果。针对鄯善油田进入中含水期开发后,在低含水期建立的注采压力系统已不能适应油田开发需要的矛盾,重新研究建立了中含水期合理的注采压力系统,并对油田目前的注采压力系统进行了评价。     

孤东油田特高含水期注采结构优化研究与应用

孤东油田经过多年的高速开发、强注强采 ,地下矛盾十分突出。为探索特高含水期改善油田开发效果的途径 ,在深化油藏开发特点认识的基础上 ,应用精细油藏描述技术、数值模拟技术 ,以及开发测井和油藏工程方法 ,进行了剩余油分布规律研究、合理地层压力水平研究、扩大水驱波及体积途径分析、注采结构状况分析研究等。在降压强排试验的基础上 ,调整注采结构 ,使油田地层压力得到控制 ,注采结构得到了优化 ,控制了含水上升速度 ,油田开发趋势明显好转 ,强化了油田稳产基础 ,走出了稠油疏松砂岩油藏高含水后期开发的新路子     

孤东油田特高含水期注采结构优化研究与应用

孤乐油田经过多年的高速开发、强注强采,地下矛盾十分突出。为探索特高含水期改善油田开发效果的途径,在深化油藏开发特点认识的基础上,应用精细油藏描述技术、数值模拟技术、以及开发测井和油藏工程方法,进行了剩余油分布规律研究、合理地层不平研究、扩大水驱波及体积途径分析、注采结构状况分析研究等。在降压强排试验的基础上,调整注采结构、使油田地层压力得到控制,注采结构得到了优化,控制了含水上升速度,油田开发趋势     

注水开发油藏注采平衡系统研究

油藏进行注水开发后，建立合理的注采平衡系统，不仅可以充分发挥油水井的生产能力。节约能耗，现时为获得最大产液量创造条件。为了搞清在高含水采油阶段，油藏产液能力，吸水能力，含水上升等变化规律，可以结合各方面因素，如地层压力、流压、注水压力，采液（油）指数及油水井数的变化等，从油藏实际出发，在分析研究的基础上，利用注采平衡交汇图，进行注采平衡系统研究。     

段六拨油田水驱开发效果及产能挖潜对策

段六拨油田是大港油田南部油区的主力区块.随着注水开发的深入,逐渐暴露出平面和层问矛盾突出、累积亏空大及产量递减加速等问题,严重制约了油田的稳油增产.以建立注采平衡与产能调整为重点,建立更为直观与符合实际的产能调整模型指导挖潜对策,运用油田水驱规律及精细油藏描述方法,突破了以往的地质认识.通过研究使得注采井网得到了进一步完善,层间注采对应关系增强,在新的地质认识指导下的井网加密成效颇丰,新井累积产油量为1.02x10<'4>t,新建产能达4.5x10<'4> t.     

鄯善油田中含水期注采压力系统建立与评价

注采压力系统是油田开发研究的重要组成部分,任何形式的开发调整和技术政策界限的制定必须在合理注采压力系统范围内进行,才能取得预期效果。针对鄯善油田进入中含水期开发后,低含水期以自喷井为主建立的注采压力系统已不能适应油田中含水期以抽油井为主的开发需要的矛盾,以油藏工程和采油工程基本原理为基础,从采油和注水系统（从地下到井筒到地面）入手,研究建立了中含水期合理的注采压力系统,对油田目前的注采压力系统进行了评价,结果表明,注采井数比保持在1：1—1：1．15范围内,才能使注采压力系统在中含水开发期内保持动态平衡。在此阐述的研究方法,对于同类油田注采压力系统方面的研究和指导油田合理开发调整具有普遍推广的应用价值。     

鄯善油田中含水期注采压力系统建立与评价

针对鄯善油田进入中含水期开发后,低含水期以自喷井为主建立的注采压力系统已不能适应油田中含水期以抽油井为主的开发需要的矛盾,以油藏工程和采油工程基本原理为基础,从采油和注水系统（从地下到井筒到地面）入手,研究建立了中含水期合理的注采压力系统,对油田目前的注采压力系统进行了评价,结果表明注采井数比保持在1：1～1：1．15内,才能使注采压力系统在中含水开发期内保持动态平衡。研究方法对于同类油田注采压力系统方面的研究和指导油田合理开发调整具有一定的应用价值。     

高含水后期开发模式及综合调整技术研究

该项目重点针对水驱油田进入高含水后期开发以后，各类油层水淹程度已经很高，挖潜难度加大，随着井网加密调整、注采系统调整、聚合物驱油面积不断扩大及油水井套损、异常高压井层等诸多开发问题的影响。使原有的开发综合调整技术及采油工艺配套挖潜技术，已不能完全满足高含水后期油田开发和生产的需要，必须应用最新精细地质研究成果和动态开发资料，深入分析油田地下形势，研究油水分布规律和分层系井网注采关系及层系间井网互补关系的问题，通过大量的矿场实践，     

改善水驱开发效果提高注水效率

水驱油田进入中高含水期,注采系统不适应性的矛盾越来越严重,通过对注水井和采油井采取精细地质方案编制,加强测试管理,扩大周期注水应用规模,加大深、浅调技术应用力度等一系列措施,适时调整区块的注采系统,能够减缓产量递减并控制含水上升速度,提高区块采收率,减少无效注水和无效产出,达到节能节水的目的.全年共对矛盾突出的236口注水井的264个层段实施了控水调整,调整后日实注水减少3410 m3.     

稠油热采优化组合注汽技术研究

近年来，稠油热采受采出程度高、限压注汽、汽窜、水淹、投产新井厚度薄、待认识落实的油层多等因素的影响，油汽比低，生产成本高。以往单一的注汽模式已经不适应稠油热采逐渐扩大的生产规模和日益复杂严峻的开发形势。着重从优化组合注汽、优化注汽参数入手，研究总结出进一步提高稠油热采吞吐效益的技术，以实现产量和成本的有机统一。     

北三东注聚末期高浓度注聚效果分析

本文通过对注聚末期高浓度注聚可行性的研究，及对高浓度注聚参数进行了优化，并在北三西东块注聚末期开展了现场试验，总结了适合高浓度注入的油层条件、注入时机以及高浓度驱见效特点。通过不断优化段塞组合，及时跟踪调整，有效地控制了油井含水上升速度，进一步提高了采收率，对改善区块注聚末期开发效果，起到了重要的指导作用。     

大庆油田基础井网全面转抽后稳产途径的探讨

依据杏树岗油田北部的生产数据,采用历史拟合、数理统计等方法,分别整理出采液指数和吸水指数与含水率、地层压力、流动压力、注水压力等因素的定量关系。提出了大庆油田基础井网全面转抽后高含水期的稳产途径是:以不断提高产液量为中心,通过强化注水系统恢复和保持地层压力,在较高压力下保持注采平衡,并在不断提高产液量的过程中,加强分层注采强度的调整,控制含水上升速度。     

长庆特低渗透油田注采调控技术对策及数值模拟研究

通过长庆特低渗透油田典型区块开发动态特征的研究，提出了控制长6油层含水上升速度，减缓老井递减，延长稳产期等调整技术对策；并对井网加密可行性、加密和注水方式的调整、改变液流方向的方式等进行数值模拟研究，给出了特低渗透油田注采调控的技术措施。     

胜利油田高含水期油藏水驱精细调整技术方向

以胜利油田为代表的高含水期油藏精细描述和水驱调整技术向精细化方向发展,为适应高含水期油藏精细挖潜的需要,近几年储层构型研究、低级序断层描述和层内剩余油分布预测技术得到不断发展,层系细分重组,采取井网加密调整和完善注采系统等措施改善了油田水驱开发效果。分析了制约整装构造、复杂断块和低渗透油藏大幅度提高水驱采收率的问题,提出了不同类型油藏水驱精细调整的技术方向。在陆相油藏高含水后期开发阶段,需要进一步加大层系细分重组,采取井网立体加密调整、水平井单层开发、改善水质、调整注水产液结构等措施,在井网优化调整的基础上,综合应用各种工艺技术对储层进行控制和改造,实施精细注水和有效注水开发,提高注采系统的针对性和有效性,以均匀控制驱替剖面。      

应用多脉冲加载压裂技术提高超稠油新井吞吐效果

针对曙一区杜84块馆陶油层原油物性特点及热采过程中新井注汽压力高导致注汽干度低、投产效果差等问题,经充分论证,决定对这些新井应用多脉冲加载压裂技术进行注汽前油层预处理.通过对火药量、燃烧速度以及解堵剂配方等进行有针对性地控制和调整,有效解决了超稠油新井因注汽压力高、注汽干度低严重影响开发效果的问题,使新井实现顺利投产,为曙光油田产能接替提供了有力的技术支持.