油田特高含水期注采调整技术对策与措施

胜坨油田目前已进入高含水、高采出程度阶段，开发矛盾日益突出，措施效果变差。为实现整装油藏特高含水期稳产，充分利用井、层含水差异。优选分层措施，开展注水结构、产液结构、储采结构的合理调整，取得了显著的增油效果。     

孤岛油田特高含水期注采调整做法及效果

孤岛油田目前已进入高含水、高采出程度阶段，开发矛盾日益突出，措施效果变差。为实现整装油藏特高含水期稳产，充分利用井、层含水差异，优选分层措施，开展注水结构、产液结构、储采结构的合理调整，取得了显著的增油效果。     

特高含水油田注采调整措施与效果分析

孤岛油田已进入高含水、高采出程度阶段,开发矛盾日益突出,措施效果变差。为实现整装油藏特高含水期稳产,充分利用井、层含水差异,优选分层措旋,开展注水结构、产液结构、储采结构的合理调整,取得了显著的增油效果。     

特高含水期断块油藏综合挖潜措施及效果

东辛油田是一个复杂断块油藏,在经历了近40年开发后,目前已进入高含水开发阶段,储层丰度变差,剩余油分布零散等矛盾日渐突出,油减稳产难度越来越大,针对复杂断块油藏高含水期的开发特征及剩余油分布规律,提出了挖潜稳产技术,现场生产实践证明,它对于减缓老区递减,实现断块油藏高含水期稳产效果显著。     

精细化管理实现特高含水后期老油田稳产——以埕东油田东区为例

埕东油田东区采出程度高、水淹程度高、剩余采油速度高，稳产难度大。为实现油田稳产，改善开发效果，在埋东油田东区通过实施油藏全方位精细化管理，提高特高含水老油田油藏管理水平，确保东区稳产，对同类油藏的开发具有较好的指导和借鉴意义。     

特高含水油藏剩余油分布因素及特征研究

胜坨油田经过40多年的注水开发，目前已进入特高含水开发后。其中油区断块油藏综合含水已高达93．2％，井网下采收率31．8％，理论测算采收48％，仍有很大的挖潜空间。本文依托典型高含水断块精细地质研究工作，应用数值模拟、密闭取心井总结、新井测井及生产资料分析等分析手段，初步总结出特高含水断块油藏剩余油主控因素及分布特征，并以此为基础提出了改善开发效果的措施。     

高含水期断块油藏剩余油分布控制因素及挖潜

东辛油田经过多年的高速开发，目前已进入高含水开发期。其中：油区断块油藏综合含水已高达90％以上，目前井网条件下采收率31.8％，理论测算采收率48％，仍有很大的挖潜空间。本文依托典型高含水断块精细地质研究工作，应用数值模拟、密闭取心井总结、新井测井及生产资料分析等分析手段，初步总结出特高含水断块油藏剩余油主控因素及分布特征，并以此为基础提出了改善开发效果的措施。     

探讨特高含水期油藏剩余油分布规律与挖潜

油田经过多年的注水开发，目前已进入特高含水开发后。综合含水已高达93．2％，理论测算采收率48％，仍有很大的挖潜空间。本文依托典型高含水断块精细地质研究工作，应用数值模拟、密闭取心井总结、新井测井及生产资料分析等分析手段，初步总结出特高含水油藏剩余油主控因素及分布特征，并以此为基础提出了改善开发效果的措施。     

二元复合驱注聚开发规律及技术措施

胜坨油田特高含水开发中后期水驱开发难度增大,二元复合驱是提高采收率有效的开发新方法。在胜坨油田特高含水开发中后期条件下,通过对胜二区沙二1－2南实施二元注聚先导试验,研究二元复合驱注聚开发的影响因素,治理措施,开发规律及效果。与聚合物驱开发进行对比,分析为高温、高盐、高含水油藏二元复合驱的开发优势,为特高含水、高温、高盐油藏开发提供借鉴经验。     

浅谈油田机械采油工艺分析

大庆油田经历了复杂的开发历程:由初期的低速开发、中期的调整扩建产能高速开发、到高含水稳产开发、特高含水产量递减开发四个阶段;油田含水也经历了无水、低含水、中含水、高含水开发期。针对不断变化的介质环境和井况,机采采油技术也得到了不断的提高和完善,现主要有有杆泵采油、潜油电泵采油及螺杆泵采油三种方式。     

锦16（兴）特高含水开发后期注采结构调整实践

锦16（兴）进入特高含水开发期,各种矛盾日益突出,措施裕孪莓,递减逐年加大,稳产难度大,本文分析研究了区块的注采结构现状和特征,通过近几年来在注采结构调整方面的实践, 总结出一套适合特高含水开发期稳产的做法,实现了油田特高含水期高效开发。其做法可指导水驱开发油田在特高含水期的开发。     

液油比在特高含水期水驱开发预测的应用

针对油田在进入特高含水期以后的开发特点,结合特高含水期液油比变化敏感的特征,建立了基于液油比的预测模型,并在此基础上推导了液油比与含水率、含水上升速度的关系以及液油比与产量递减率的关系。研究表明：随着累积产液量的增长,含水上升速度减缓,产液量增长率等于液油比增长率时,产油量保持稳定。经验证基于液油比的预测模型预测精度较高,是对已有特高含水期开发指标预测方法系列的有效补充,具有一定的实用性。     

宁定老区剩余油挖潜技术探讨

胡尖山油田宁定老区（h19、A20、定609三个区块），进入开发阶段后期，地质储量采出程度已达21％以上，目前区块综合含水达到91％以上，已进入特高含水开发阶段。本文以开展剩余油分布规律研究与挖潜为手段，通过制定合理的特高含水期开发技术政策，提高采收率及油藏开发水平，实现老油田长期稳产。并针对后期开发提出井网调整、脉冲注水试验等，提高该区块最终采出程度。     

某区块“稳油控水”精细管理做法

油田开发区已全面进入特高含水开发阶段，层系井网多、开采对象复杂、油层非均质性严重，控水挖潜措施效果逐渐变差。为有效挖掘剩余潜力，提高最终采收率，必须要加快特高含水期水驱精细挖潜技术攻关步伐。为此，选择油层发育条件和开发状况有代表性的区块作为精细挖潜示范区，通过2010-2012三年的精细管理，努力实现了某区三年产量不降、含水不升的总体目标。2013年是精细调整三年后的第一年，通过对某区的水驱精细调整，继续保证了某区的稳产效果，减缓了某区产量递减，为特高含水期水驱精细挖潜和高效开发提供成功经验。     

浅谈对注水井浅调剖的认识

大庆油田属于非均质多油层砂岩油田，目前已进入特高含水期开发，层间和平面矛盾越来越突出，层间吸水差异较大、吸水剖面极不均匀，驱油效果变差，产量总体处于递减阶段，为了实现特高含水开发期4000万吨持续稳产的目标，加细注水层段，加大措施力度，改善吸水剖面，是精细注采结构，增加水驱可采储量的主要方法。     

樊家川油田侏罗系油藏稳产技术研究

经历20年开发的樊家川油田已进入高含水期，油井套破严重导致井网残缺，井筒状况，地下情况复杂，开发难度日益加大。2010年，以剩余油测挖潜、储层的扩边、措施挖潜、精细注采调控，确保油藏稳产。     

特高含水期稀油油藏现代经营管理

油藏经营管理近年来已经成为油田开发研究的热点。本文论述了油藏经营管理的概念及发展历程，特高含水期稀油油藏经营管理的基本要素、基本内容及基本原则等。并简单论述了特高含水期稀油油藏制约开发效果的因素、应研究的主要内容及现代经营管理方法。     

对某区块水驱精细挖潜的认识

某油田进入特高含水开发阶段，层系井网多、开采对象复杂、油层非均质性严重，控水挖潜措施效果逐渐变差。为有效挖掘剩余潜力，提高最终采收率，开展综合调整，精细挖潜创造了该区块三年产油量不降、含水不升的好效果，并形成了一套特高含水期水驱开发调整技术和管理模式，为特高含水期水驱精细挖潜和高效开发提供成功经验。     

提高水聚合采井数值模拟精度方法

油田开发进入高含水后期和特高含水期阶段,聚合物驱油是油田提高采收率的重要开采技术,而油藏数值模拟技术是油田开发过程中改善油田开发效果的重要技术保障。提高水聚合采数值模拟精度的研究无论从理论上还是现场应用上是非常必要的。研究出一套适合油田现场实际的水聚合采数值模拟技术,确定水聚驱方案优化及注采参数的优选方法,具有较高的实用价值,同时也为日后大规模水聚合采提供技术储备。     

浅析广利油田保持断块稳产的主要做法及效果

广利油田莱1断块经过30多年的开发，主力油层严重水淹，又无潜力接替层。根据广利油田的开发实际，如何从根本上改善油藏开发的被动局面，做好细化油藏管理，是实现特高含水期油田稳产一个重要课题。