应用周期注采技术改善特高含水期开发效果

针对萨北开发区油层沉积特点及特高含水期剩余油分布特点，以水动力学原理为指导，对以往周期注水的效果进行分析，在已有的实践经验基础上，结合数值模拟研究，优化周期注水方式及各项参数，引入了油井间歇采油改变液流方向改善开发效果的做法，在实践中取得了较好的效果。     

《胜坨油田特高含水期开发技术》

本书集中反映了近几年科研技术人员对胜地油田进入特高含水期后．油田开发及经营管理的研究成果。包括胜地油田特高含水期的滚动勘探开发、油藏描述、剩余油分布的监测、描述及挖潜、综合调整、堵水调剖、聚合物驱、井下作业、注采工艺、油气集输、计算机应用和油藏管理等方面的技术方法与成果。     

特高含水油藏开发后期新思路

濮城油田沙一下油藏从 1 980年投入开发 ,目前已进入后期 ,实施和单井吞吐后 ,综合含水下降 ,递减得了缓解 ,节约了成本 ,创造了良好的经济效益 ,达到了降水稳油的目的 ,从而探索出了一条适合特高含水油藏后期开发的新路子     

喇嘛甸油田不加热集输技术研究与试验

喇嘛甸油田已进入特高含水期,采出液的流动性较以往有较大改善,为开展不加热集输提供了契机。为探索高含水开发阶段不加热集输的可行性,寻找降低油气集输能耗的新途径,开展了高含水开发阶段不加热集输试验。1.采油井不加热集输试验选取一座计量间开展单井不加热集输试验,环境温度从18℃到-20℃,试验共测试了86个工况300组数据。主要包括对各种工况的产液量、含水率、环境温度、采出液温度、进出口压力等数据的测定,并记录了油、气、水混输状况下的试验数据,拍摄了典型工况下的流态图像。通过对压力、温度的监测及进出口流态观察,发现各种流…     

特高含水期油田开发潜力分析——以双河油田437块为例

双河油田437块经过近23年的开发，目前含水已高达96％。从高含水期油藏的渗流特点出发，充分利用试井技术能求取地层径向渗流参数的特点，结合油藏工程学有关原理，从含油饱和度研究入手，对剩余油饱和度分布特征进行了深入研究，搞清了437块剩余油饱和度的分布情况，获得了对于特高含水期油田剩余油分布的规律性的认识，对老油田调整挖潜和三次采油具有重要的指导意义。     

寻找无效或低效生产层的方法

注水和产液量加大是导致特高含水期油气生产成本上升的主要要素，如何寻找无效或低效生产层、控制无效或低效注水及产液量已成为搞好综合调整、降低油气生产成本的关键问题。因此，从理论分析、实验数据及经验值等方面分析、探讨了以累积注水倍数、数值模拟计算、吸水剖面资料、油井找水资料、注水井分层压力降落速度、精细地质研究等为依据的6种寻找无效或低效生产层的方法，并将其应用于喇嘛甸油田。实践表明，以累积注水倍数为依据，同时结合测井、试井资料，能够比较准确地判断无效或低效生产层。     

高渗透稠油油藏氮气泡沫驱现场实践与认识

八面河油田面14区沙河街组沙三上段属于高孔高渗透普通稠油油藏,受储层非均质性,注水、边水推进等原因,在油田开发过程中表现出含水上升快,产量自然递减快,采出程度低的开发特点。针对高渗透稠油油藏特高含水开发初期稳油控水,2007年开展了整体氮气泡沫驱现场试验,取得了显著的控水增油效果,投入产出比为1∶7.0。研究结果对于同类油田氮气驱提高采收率具有一定的借鉴意义。     

一种基于丙型水驱曲线含水率预测新方法

针对水驱油田在进入特高含水期产液量上升快、常规含水率预测方法精度低的实际,从丙型水驱特征曲线基本原理出发,得出液油比与产液量的二项式关系,结合含水率与产液量之间的关系,推导出基于液油比的含水率预测模型。研究表明:随着累积产液量的增长,含水上升速度减缓;通过油田实际生产动态数据验证与对比,新建立的水驱油田含水率预测模型预测精度较高,有效拓展了丙型水驱曲线的应用范围,解决了特高含水期含水率预测精度低的问题,具有较强的推广应用价值。     

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。     

砂岩油藏特高含水期的水驱特征

注水开发砂岩油藏进入特高含水期后,其生产特征和水驱规律都与高含水阶段有所不同,高含水阶段的水驱规律不能用于指导特高含水期的生产实践.为了做好特高含水期的油藏开发管理工作,基于DT油藏的生产数据,从生产特征和驱油机理出发,研究了特高含水期的水驱规律,取得了以下主要认识.特高含水期油藏呈现出了"一高两低"的生产特征,即高含...