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。     

整装特高含水油藏的“稳液控水”做法和效果——以孤岛油田为例

孤岛油田经过40多年的高效开发,进入了高含水、高采出程度阶段,各种矛盾日益突出,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,突破了特高含水期阶段稳产必须大幅度提液的传统观念,开创了大型陆相砂岩油藏商含水后期“结构调整、稳液控水”的新模式。     

探讨高含水期油藏剩余油分布特征与挖潜措施

油田经过多年的注水开发，目前已进入高含水开发后。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。     

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。     

气体分馏装置开工过程中降低丙烯含水的措施及效果

气体分馏装置开工过程中丙烯中含水过高会造成聚丙烯装置催化剂单耗高，丙烯精制成本高等问题，因此装置开工过程中调整丙烯含水时间长短成为恒量开工好坏的重要指标，本文重点介绍了气体分馏装置开工过程中降低丙烯的措施其效果。     

优化注采结构调整方法研究

本文通过对高含水,高注采比井采用不同的原则和方法进行提液和控液,补孔等措施使油水井在注采平衡的基础上,减少无效、低效注采循环。通过注、采结构的精细优化调整,使含水上升率、高注采比均得到有效控制。     

对油水井对应调控潜力的认识

油田进入高含水后期，剩余油分布变得越来越零散，如何通过技术手段更好地挖掘剩余潜力，是对广大技术人员的一个挑战。本文通过现场的一些试验操作，认识到了如何在高含水后期同时进行油水井挖潜的一些措施，使得开发调整目标明确，挖潜措施得当，为今后挖掘油层剩余油潜力提供了一定的科学依据，有利于指导高含水后期油田开发的调整。     

油田高含水期开发技术研究与应用

随着我国石油企业的发展，石油行业的技术水平正在以惊人的速度提高，逐渐跟上了国际的发展水平，自1995年起，我国已经成为出口石油的大国，石油生产的压力越来越大，由于我国的地形和地质的特殊性，石油生产对我国来说是一种机遇又是一阵挑战。这钟情况下我国的对高含水油田开采技术十分关注。对于开发高含水期油田开发技术也相应出台了相关的经济政策，比如：地质条件和开发效果双体系评价分类方法等等，这些目的就是更好规范和运用在高含水期的油田开发技术，但是目前来说还仍然存在着不足和弊端不能满足生产的需要。本文就在高含水期的油井开发时存在的问题以及其应对的技术措施，并评价了技术的应用效果。     

低渗透油田高含水油井间抽提高开发效果

由于台1区块裂缝比较发育，随注水开发时间延长，高含水油井越来越多，一些油井甚至暴性水淹，这些高含水油井全天开采，势必造成能源浪费，影响周围油井的平面开发效果，为改善周围油井的开发效果，缓解平面矛盾，对部分高含水油井实施间抽采油，有效的改善了周围油井的产能。     

精细系统管理保障原油外输

随着油田进入开发后期,资源品质不断变差,采出液含水上升以及各种增油措施的不断实施,现有脱水工艺及设施越来越不适应,造成老油田外输含水波动。本文介绍了吉林油田外输含水超标原因分析,并针对问题采取了一系列措施,取得了显著的效果,该研究结果对高含水开发阶段的油田原油脱水系统平稳运行具有一定的指导意义。     

对某高含水区块综合调整效果的认识

油田开发进入高含水后期,水驱油藏开发面临着新增可采储量不断减少、特高含水井数持续增加、措施增油量下降、液油比突升、成本效益变差等诸多不利因素。为此进行了综合调整,提高开发效果,本文分析了对某区块综合调整的效果,并探讨了如何减缓产量递减的问题。主题词：综合调整 高含水 产量不降     

浅谈高含水期油田注水配套技术与实践

东辛油田开发进入高含水期，油层水淹状况复杂，井况恶化，注采问题日益突出，开采难度加大。通过强化注水管理、完善注水工艺技术、配套工艺措施，实现减缓老油田产量递减、控制含水上升的目的。     

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。     

齐108块剩余油分布格局研究及配套技术

稠油蒸汽吞吐开发后期，面临“三高、一低、一快”，即：高吞吐轮次、高采出程度、高含水、压力水平低、递减快，要保持区块产量规模。水淹规律及剩余油分布研究是基础，是进攻性措施的物质储备。稠油蒸汽吞吐属降压开采，边部压力相对较高，措施效果明显，合理利用边部水体能量，均衡动用储量，仍使我们当前保持区块产量规模的重要举措。区块内部主体，实施提升压力水平，改善驱替效果的可行性实验，为二次开发提升油藏整体水平，提供技术保障。     

南五区综合治理效果研究

针对某区进入高含水开发阶段，措施挖潜难度逐年变大、自然递减逐年加大的局面，在搞清油层沉积特征基础上，通过研究各类油层受效特征和动用特点，分别采取针对性调整措施，2006年开展了某区二次加密井网综合治理，目前通过实践取得了显著稳油控水的效果，对同类区块综合治理具有一定的指导作用。     

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。     

乐安油田草13块高含水油井堵水技术分析

乐安油田草13块目前开井146日,平均单井日油只有2．2吨,天,综合含水已达89．0％,高含水问题已经成为草13区块产量下降的主要因素。如何堵水已成为改善高含水水平井生产效果的重要问题。工艺上需根据油井高含水的原因,采取不同的堵水技术,降低油井含水,改善油井生产效果。     

多项措施并举实现千22块水井再利用

前言 千22块莲花油层在经历了蒸汽吞吐开发及注水开发后，目前油井均为高含水生产。为了充分挖掘区块潜力，我们精细地质研究，将上产的着眼点落实在水井上，并采取多项挖潜措施实现了水井再利用，取得了增产增效的效果。     

油田高含水期开发技术研究

我国陆上大部分油田开发主要采用注水开发方式，并且大多已进入高含水开发期。目前还有相当大一部分的储量要在高含水期采出，高含水期是油田开发的重要阶段。本文通过分析高含水期剩余油分布与规律，提出了高含水期油田开发的调整方法，对此类油田开发有一定借鉴价值。