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。     

对某区块“四个精细”调整效果的认识

某油田区块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进行精细挖潜，通过“四个精细”，实现了三年产量不降、含水不升的总体目标，最终形成一套特高含水期水驱开发调整技术和管理模式。     

砂岩油藏高含水期剩余油分布规律与挖潜对策

油田进入特高含水开发阶段后，经过强化注水挖潜、精细油藏描述、实施三次采油调整挖潜之后，地下剩余油分布更加分散和隐蔽，剩余油分布状况不清晰和难以有效动用是制约现阶段提高开采效果的主要矛盾。本文通过分析描述特高含水期影响剩余油分布的控制因素，提高剩余油分布规律的再认识，指导现场开发挖潜，见到较好的效果。     

浅谈高含水后期水驱调整挖潜方法

针对大庆油田已经进入了特高含水期开发阶段、剩余油分布零散、措施潜力逐年减少、低效无效循环日益突出、调整挖潜难度日益加大的实际问题，在水驱调整方面要加大多学科研究技术的研发和推广应用力度，在明确调整思路，落实调整潜力的基础上，通过优化注采系统和注采结构调整，进一步改善水驱开发效果。实践证明，该方法在挖掘油层剩余潜力，减缓产量递减和控制含水上升速度方面起到了推动效果，该论文在水驱开发的陆相油田中具有广阔的推广和应用前景。     

砂岩油藏剩余油分布影响因素与挖潜措施

油田进入特高含水开发阶段后,经过强化注水挖潜、精细油藏描述、实施三次采油调整挖潜之后,地下剩余油分布更加分散和隐蔽,剩余油分布状况不清晰和难以有效动用是制约现阶段提高开采效果的主要矛盾。本文通过分析描述特高含水期影响剩余油分布的控制因素,提高剩余油分布规律的再认识,指导现场开发挖潜,见到较好的效果。     

非均质砂体剩余油分布与精细挖潜研究

注水开发油田进入高含水期,剩余油分布复杂,挖潜难度大,为提高水驱采收率,将研究单元细化到油砂体,在精细地质研究的基础上,结合生产动态数据和测试资料,根据油砂体上井网控制情况、水驱特征和边水能量特征,将油砂体划分为弹性驱、注入水驱、注入水＋边水驱、边水驱和未动用等类型,详细解剖不同类型油砂体的动用情况,分析不同类型油砂体的剩余油分布模式和潜力,提出不同类型油砂体的剩余油挖潜方法,利用该方法对注水油田的剩余油进行了挖潜,水驱效果大大提高。研究表明,以油砂体为对象的剩余油挖潜方法可以有效提高注水油田高含水期的开发效果,为剩余油的挖潜提供了新的思路。     

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。     

喇嘛甸油田特高含水期水驱在堵井挖潜方法研究

喇嘛甸油田进入特高含水开发阶段后，液油比高、耗水量大，是油气生产成本上升的主要要素，油井堵水是控制油田产水量的一项直接而有效的措施，但由于多年来的调整，油井堵水选井选层难度越来越大。而在堵井所占油井比例也逐渐增加。从喇嘛甸油田实际情况出发，有必要研究总结一套特高含水期水驱在堵井潜力及调整挖潜方法。     

喇北北块萨Ⅱ组储层非均质特征研究

为满足特高含水期油田开发精细调整需求，开展了井网加密后储层非均质特征再认识研究。本文将喇北北块萨Ⅱ组河流相沉积储层作为研究对象，利用旋回对比方法解剖目的层，确定了各沉积单元的沉积模式，揭示了砂体的平面几何形态。同时，结合油田开发实际需求，重点分析了各个沉积单元砂体层间、平面及层内三方面非均质性特点，为该区块萨Ⅱ组储层精细控水挖潜提供了重要依据。     

二次加密后各套层系注采状况研究

喇嘛甸油田于1973年投入开发以来,先后经历6次开发调整阶段,调整后,开发层系增多、井网密度加大,各套层系的注水井,除了给本井网采油井注水外,还有为其它层系采油井注水,使得各套层系的注采状况较为复杂。喇嘛甸油田进入特高含水期后,为了控制无效循环和挖潜厚油层层内剩余油,针对性的采取了堵水、补孔等挖潜措施,进一步加剧了各套层系注采状况的复杂性。因此,有必要对喇嘛甸油田二次加密后各套层系的注采状况进行研究,确定出各套层系在特高含水期注采状况及区块内单砂体的完善程度,这对油田注水方案调整、挖掘剩余油潜力、提高水驱控制程度等都具有重要意义。     

油田开发后期剩余油潜力评价方法研究

针对特高含水期开发阶段，对剩余油潜力通常采用的采出程度等几项指标具有一定局限性的问题，提出通过与油藏数值模拟相结合，以模型的网格节点为基本统计分析对象，以储层渗流理论为基础，围绕能更具现实意义的剩余可动油描述，根据含油饱和度变化与采出程度的理论关系，建立网格节点的剩余可动油数值的求解方法；其次，针对相同含油饱和度是不同物性储层的流体含油率存在差别的情况，应用分流相理论确定网格节点流体含油率的求解办法，并将其与剩余可动油量相关联，量化描述储量潜力的品质；进一步应用数理统计学的基本方法，以每个沉积单元为分析对象，综合油层平面发育程度，以沉积单元方差值量化表征网格节点平面分布状况。从而精细分析水驱剩余油潜力，更有利于指导特高含水期油田开发调整挖潜。     

喇南中块东部水驱厚油层精细解剖研究

喇嘛甸油田进入特高含水开发阶段后,剩余油主要分布在厚油层内各韵律段上部。因此,厚油层依旧是精细挖潜的重点。本文针对南中块东部水驱精细挖潜推广区块,开展了厚层精细解剖研究。在沉积单元划分的基础上,根据厚层内部结构界面的发育状况,按照“成因控制、韵律追踪”的原则,进行结构界面的划分对比,进一步认识了厚油层内部结构砂体的分布特征。     

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。     

多层砂岩油藏开发特征分析与挖潜措施

孤东油田进入特高含水开发后期,剩余油分布非常复杂,措施挖潜难度越来越大,提高采收率是油田是油藏后期开发工作中的一项熏要内容。本文重点从分析水驱开发油藏采收率现状人手,找出制约因素并对水驱提高采收率方法进行调研,阐述了改善单元水驱开发效果的可行性措施。应用表明,措施实施后单元的存水率和水驱指数明显好转,单元的综合含水下,动液面回升,单元的自然递减率也得到了有效控制,进一步提高了采收率。     

复杂断块油藏高含水期稳产技术研究

文33块沙二下油藏为复杂断块油藏,已进入开发后期,因构造复杂、注水开发历史较长、油水关系复杂、认识挖潜难度大,产量递减加快。通过分析制约油田开发效果的因素,明确问题与潜力,制定针对性的稳产措施。平面上通过强化水下分流河道地层能量,挖潜差异相带剩余油;层间通过相控层段组合,优化注水层段,实施精细注水,提高差层水驱动用程度;层内通过韵律段细分,优化射孔井段,改善主力储层开发效果。通过精细调整治理,区块实现稳产。     

多层砂岩油藏开发状况分析与调整挖潜措施

胜坨油田进人特高含水开发后期,剩余油分布非常复杂,措施挖潜难度越来越大,提高采收率是油田是油藏后期开发工作中的一项重要内容。本文重点从分析水驱开发油藏采收率现状人手,找出制约因素并对水驱提高采收率方法进行调研,阐述了改善单元水驱开发效果的可行性措施。应用表明,措施实施后单元的存水率和水驱指数明显好转,单元的综合含水下,动液面回升,单元的自然递减率也得到了有效控制,进一步提高了采收率。     

南四区注水井细分调整效果分析

细分注水作为油田特高含水期精细挖潜的重要手段,对控制注入水低效、无效循环和改善井组和区块开采效果,具有积极调整作用,随着开采方式及井网、层系的不断变化调整,原有的层段必须不断的精细化,文章重点从选井,层段的划分与组合、配水方案及注水工艺等四个方面进行优化设计,保证采油井受到较好的注水效果。     

组合注采调整方法在井组调整中的应用

坨七断块沙二8—10单元是胜坨油田整装多层油藏的典型代表,单元2004年进入特高含水开发后期,采出程度达到40．6％,综合含水达96．4％。由于在开发过程中受注采不均衡、现有井网不完善及薄差层水驱难度大等多方面因素影响,在单元进入特高含水开发阶段后,采用传统注采调整技术来提高水驱采收率的效果逐年变差,措施效果降低,导致单元递减加快。为提高水驱效果、提高采收率,应打破原有注采调整的界限,实现多种注采调整手段组合实施。根据油藏特征及开发现状进行一体化调整,针对井组闻不同的矛盾,制定与之相适应的组合注采调整模式。     

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。     

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。