油田深部液流转向技术

针对进入高含水阶段的油田,要稳产必须进行大幅度提液和大量注水。地层由于长期注水冲刷形成大孔道窜流,造成注入水严重低效循环,使得采油成本大幅度上升。堵水调剖技术在一定程度上改善了水驱开发效果,但由于其处理半径有限,不能解决油井水窜问题。因而,提出了利用深部液流转向剂改变注入水流场、遏制注入水通过高渗及强水洗部位无效循环的研究思路及作用机理,并结合机械器材使转向剂发挥作用。     

江汉油田中高含水单元综合治理研究

江汉油区大部分开发单元已经进入中高含水开发阶段,由于平面上存在大孔道、局部高渗带或储层裂缝;纵向上层间或大厚层内非均质性突出,注水开发中,含水上升快,注入水容易形成低效循环,单元产量递减快,幅度大,稳产难度大。通过强化地质和注水开发特征的再认识,深入了解中高含水单元平面及纵向上剩余油分布规律,从而较为系统的开展综合治理研究。     

大泵排液采油与油田稳产挖潜关系的探讨

大泵排液采油工艺是注水开发油田稳产挖潜的重要手段。文章阐述了以抽油方式为主的非均质注水开发油田,在中高含水开采阶段产液量、产油量与含水量的变化关系;在采用大泵排液采油、含水不断上升的情况下,对提高采液量、稳定产油量进行了分析;总结了胜利油田采用大泵稳产的经验和教训,以及对今后如何搞好大泵排液采油、提高大系稳产效果提出了改进意见。     

坨142断块含水上升分析及治理对策

目前坨142断块的综合含水已达74％,采油速度为3．19％,进入了采油速度高、含水上升较快的开发阶段。通过分析认为,导致坨142断块含水上升加快的主要因素包括层间差异、构造高差等静态因素以及平面压力不均衡、地层压力低、采液强度大等动态因素。针对影响含水上升速度的因素,主要采取了提高注采比恢复地层能量和不稳定注水以及堵水调剖等方式减缓断块含水上升速度的对策措施,并取得了一定的效果。     

中高含水期油田最大产液量计算方法

注水开发油田进入中高含水期,提高排液量是延长稳产期、保证产油量的有效方法.以杨家坝油田为例,通过现有的动态生产数据,确定最大生产压差,分析采油、采液指数与含水率的关系,从而计算出最大产液量.该方法简单实用,可以在油田产量调整中推广应用.     

任丘雾迷山组油藏高含水后期控水稳油的基本做法及效果

针对任丘雾迷山组油藏高含水后期的开采特点及暴露的主要矛盾，全面实施了“控注降压”、“封堵水淹大孔道”、“选择性提液”等三项技术措施。经过两年多的生产实践证明：它对于控制含水上升，减少产水量，发挥边、底水天然能量的作用，减少注水量以及提高中小裂缝的波及程度，减缓产油量递减和提高水驱采收率，效果明显。     

井间示踪剂大孔道识别及剩余油饱和度分布技术

中原油田胡7南块非均质性严重，大量注水后，储层出现大孔道现象，使注入水沿大孔道短路循环，注入水效率低，水驱波及体积小，加剧了层内、层间矛盾，导致油井含水上升快，水驱动用程度低。为了制订一系列有效的调整方案，提高水驱油效率，决定对胡7南块的7—21、7—189、7—112、7—121四个井组投放示踪剂，利用井间示踪剂大孔道识别及剩余油饱和度分布解释软件描述高渗透水淹层(即大孔道)的厚度、渗透率、孔道半径，并解释剩余油饱和度的分布情况，从而为调剖堵水提供有效依据。     

鄯善油田东区油藏注水开发的油水运动规律

随注水开发的深入,三间房组油藏产液呈现出含水上升、产量下降、注采关系长期不平衡的现状。分布于主河道砂体中的油井砂层厚、物性好、单井初产高、采出程度大、油层压降也大。注水开发中,注入水主要沿砂体延伸方向向压降大、物性好的油井突进。受沉积旋回控制,油藏中的Ⅰ,Ⅱ类储层多分布于每一油层组的中、下部,即第3或第4小层。这些小层产液量高、吸水强度大,造成开发中多为单层、单向含水上升。在油藏内,注入水主要是沿砂体展布方向由西向东、由低渗向高渗形成主渗通道。油藏产液量的变化与注水效果关系直接,主力产区含水上升是导致油藏产量下降的主要原因。     

深部调驱技术在跃进二号油田的应用

跃进二号油田属疏松砂岩油藏,目前进入高含水采油阶段,层间和层内矛盾突出。平面上由于压力不平衡形成高低压区,注入水向低压区推进;纵向上吸水层数、吸水厚度比例逐年降低,主力小层含水上升快;同时由于注水开发和其它工艺措施,导致地层形成大孔道和高渗透层,注入水沿高渗透条带突进,造成部分油井暴性水淹。为了缓解层间和层内矛盾,进行了深部调驱实验,取得了一定效果。本文着重介绍了预交联凝胶颗粒调驱室内实验研究与现场应用情况。     

高含水后期周期注水应用的一个实例

针对大庆油田河流一三角洲沉积体系的多油层、非均质注水开采的高含水后期所暴露出部分区块和个别井区的产液量高、含水高、动用状况不均衡、常规注水难以再扩大波及体积等问题,应用数值模拟研究了具体开发区块周期注水的合理时机和周期。通过现场试验,达到了控制产量递减速度、含水上升速度、套管损坏速度、提高注入水利用率的目的。为非均质多油层油田注水开发后期扩大波及体积提供了实践依据。     

重新认识河道砂体储层层内非均质性——从注水开发高含水阶段挖掘层内剩余油潜力谈起

根据我国东部主力油田储层绝大多数都属于河道砂体,注水开发进入高含水阶段后,层内剩余油超过层间剩余油,层内矛盾上升为主要矛盾这一特点,从挖掘层内剩余油潜力出发,提出要重新认识河流砂体储层层内非均质性,并指出高含水期河流砂体储层改善采油(IOR)目标主要有:①封堵强水洗段,控制注入水无效循环;②加大中水洗段注水冲洗强度,达到目标水驱效率,并有可能超过目标效率;③提高未、弱水洗段的注采对应程度和注采井数比,达到有效驱替,提高波及程度.围绕这些目标.通过例证提出重新认识河流砂体层内非均质性设想建议和研究方向.     

高含水期油田油井合采技术界限研究

注水开发油田进入高含水期,由于储层非均质性和长期注水开发,将造成合采油井层间矛盾突出。因合采层位组合大多基于层系划分原则,缺乏对合采层位组合方法系统、定量的研究。通过油田动、静态资料分析,深入研究油井层间组合的影响因素以及不同层间组合对产液的影响,确定层位组合的合理技术界限,并由此提出对应注水井的分级配注要求。现场实施效果表明,该方法具有增加产油量、减缓层间干扰、提高低渗透层动用程度等优点。     

水驱油田不同含水时期合理注水量计算方法

水驱油田进入全面注水开发后，处理好注水问题是原油生产的基础与保障。目前确定水驱油田注水量的普遍方法是依据先定的注采比和产液量目标来计算，受人为因素影响大。以Ｌｏｇｉｓｔｉｃ旋回为基础，建立了油田或区块的综合含水与累积耗水量、综合含水与累积水油比的数学关系，能够求出不同含水时期一定产油量指标所需合理注水量的定量关系式。经实际检验，用此方法计算、规划水驱油田的合理注水量是可行的，还可用此方法规划油田或区块的合理注采比。但是在油田或区块开发未进入全面注水阶段及做重大调整后，不能采用此方法。图３表２参１（郭海莉摘     

高含水后期周期注水实践与认识

针对大庆杏南油田某区块高含水后期注水开发个别井区产液量高、含水高、动用状况不均衡、常规注水难以再扩大波及体积等问题,优选井组实施周期注水,根据周期注水原则确定周期注水井注水方式。实施周期注水后产量递减和含水上升速度减缓,注入水利用率提高,数值模拟结果表明,预计可提高采最终收率0.68个百分点,实现了高含水后期注水高效开发。     

柳28断块聚合物凝胶微球在线调剖技术

柳赞油田柳28断块在2002年试注期间,注水开发特征表明油层连通性好,单层突进现象严重,油井含水上升快。2006年正式全面注水开发,为了控制油井含水上升速度,提高原油采油率,在该断块开展了孔喉尺度聚合物凝胶微球在线调剖技术。通过室内实验的评价分析及矿场施工方案的认真设计实施,表明根据油层特点优选凝胶微球的直径、注入浓度和注入速度是决定最终调剖驱油效果的关键。该措施实施后,断块日产油量由72t上升到132t,有效减缓了油井含水上升速度,提高了区块的采收率,改善了注水开发的效果。该技术能满足油藏深部调剖的要求,为类似非均质油藏提高采收率提供了借鉴作用。     

油井液量含水自动测量新技术的应用

通过对现有计量技术的分析研究,研发了适合于螺杆泵、无杆泵采油方式的油井产液量、产油量及含水率测量技术,并研制了一种新型的液量含水自动计量撬。室内实验和现场试验表明,该计量撬运行可靠,测量结果准确度高,产液量和产油量测量结果误差在±10%以内,含水测量结果误差在±5%以内,满足油气田地面工程油气集输处理工艺设计规范的要求。液量含水自动计量撬的研究应用能简化油田集输工艺,减少地面建设费用,解决了针对螺杆泵、无杆泵等采油方式无有效单井在线计量方法的难题,填补了技术空白。     

文留油田高含水期开发特点及技术界限的探讨

分析论证了复杂断块油田高含水期的开发特点，指出了当前开发中亟待解决的几个问题。油田在高含水期主要的开发特点是：水驱油方式发生变化，含水上升速度变缓．水油比增长快，采液指数增加，采油指数下降，产量递减加剧，地下剩余油分布状况进一步复杂．套管腐蚀和井况变坏更加严重等等。文章最后提出了高压、高温深层、低渗复杂断块油田在高含水期开发的几个主要技术界限，包括注水压力、井底流压和地层压力保持界限，最大产液量和注水量界限。     

高含水期大孔道渗流特征及定量描述方法

受注入水长期冲刷作用影响,疏松砂岩油藏在特高含水期易发育大孔道,大孔道的存在造成无效水循环,影响水驱开发效果,故大孔道识别与定量描述对高含水期提高采收率措施有重要意义。文章分析了大孔道中的高速非达西渗流特征,依据高速非达西渗流的识别标准,建立了大孔道识别标准,并在考虑注水开发过程中渗透率随冲刷孔隙体积倍数变化的基础上,建立了油藏模拟系统,并给出了大孔道定量描述方法。最后选取孤东油田七区西馆上段Ng6³⁺⁴开发单元作为典型油藏,进行了大孔道识别与定量描述研究。结果表明,在典型油藏的模拟区域储层内大孔道所占的比例较小,主要分布在注水井周围或注采井间。考虑了注采井距、注采压差、渗透率等指标所建立的大孔道识别标准能够有效的在油藏模拟系统中应用,并能准确、定量的描述大孔道。     

生产动态测井资料在J油田开发中的应用

J油田已开发50年,大部分区块都已进入到注水阶段,均存在综合含水上升、产油量下降的问题。为了了解油层的动用情况以及油、水分布状况,弄清高含水层、低产液层以及未动用层的确切位置,利用生产动态测井所提供的注水剖面和产液剖面等资料,掌握注水井中每个层位的绝对注入量、相对注入量和生产井中每个油层的油、气、水产量,对油层污染进行判断,验证封堵及堵水情况,为油田增产提供有利的理论依据。     

高含水后期机采方式下分层采油技术的实践与认识

高含水后期分层采油技术是在精细地质研究基础上，依靠细分注水、细分采油工艺技术对油水井不同水淹层位进行分压力系统注采，旨在提高弱水淹层位（部位）动用能力，控制强水淹层位（部位）的产液强度。通过初步实践证明，机采方式下的分层采油技术可以实现高含水后期，控含水、控递减，治理无效循环的目的。