底水油藏油井最佳打开程度研究

给出了底水油藏油井最佳打开程度的确定方法和应用实例。     

老油田优化调整措施

大庆油田在“九五”期间就开始探索老油田系统优化调整的措施和做法。经过几年系统优化调整的生产实践,取得了一定的成果,探索并总结出一套适应老油田开发趋势的地面系统调整改造技术措施。1·老油田优化调整采取的主要技术措施(1)坚持“四个结合”,采取“关停、并、改、抽、换     

海上油田加密调整采收率评价方法分析

结合渤海S油田加密调整开发实例,分析了海上油田加密调整采收率评价方法,结果表明:受工程设施处理能力的限制,运用水驱曲线法评价海上油田开发中后期的采收率时需要考虑产液量的影响;而在海上油田加密调整后运用水驱曲线法评价采收率时,应首先确定油田是否处于稳定水驱状态,进而决定是否校正水驱曲线的直线段,以保证预测结果的科学合理。本文成果可以为海上其他油田调整设计及评价提供参考与借鉴。     

埕岛油田主体南区综合调整优化研究

针对埕岛油田南区馆陶组上段井网加密后新钻井地质资料和新的储层反演结果,深化了油藏地质认识;综合应用油藏工程分析和油藏数值模拟技术,对合理注采比、合理注水时机、地层压力保持水平、合理生产压差等关键技术进行了研究。在此基础上,对油井射孔,水井分段及水井射孔层位进行了优化,根据最终的优化结果,制定单井投产投注方案。     

提高海上老油田开发效果的措施初探

海上油田开发后期面临综合含水率上升、产量递减、桶油成本上升的问题。为尽快解决这些问题,提高老油田的开发效果和经济效益,本文认为必须动员各方面力量,从油田调整入手,挖掘油藏的潜力,针对油藏挖潜遇到的地面瓶颈,开展原油和污水处理系统扩容、增加电站、减排改造等研究,因地制宜地实施优化注水、有机解堵、大泵提液、生产层位调整、打调整井、污水回注减排等措施。文章认为,采取这些措施可以有效提高油田开发效果。     

埕北油田综合调整实践

埕北油田位于渤海海域,是一个已有20多年开发历史的稠油油田,其主要开发层系为古近系东营组上段和新近系馆陶组。该油田进入高含水阶段以后,先后实施了东营组主力油层剩余油挖潜、东营组顶部油层上返补孔以及馆陶组新含油层系滚动开发等多项综合调整措施,已累积增油超过14万m3(截至2005年4月),取得了显著的经济效益。埕北油田综合调整实践为我国海上稠油油田开发后期综合调整积累了丰富的经验,建立了一套高效开发的模式。     

渤海油田早期注聚特征分析及优化调整技术研究——以S油田为例

渤海S油田在含水68%时进行了早期注聚,截至目前已开展了14年的聚合物驱矿场实践,取得了明显的稳油控水效果。在动态跟踪的基础上,提出了一系列改善注聚效果的优化调整措施:加强注聚方案的动态跟踪及优化调整;注聚井开展全面分注以及全过程调剖,降低低效循环,改善注聚纵向波及;采油井开展提液措施扩大聚合物驱效果。截至2016年底,聚合物驱实现增油370.7×104 m3,提高控制区采出程度3.9%。     

周矶油田低电阻率油层测井解释方法研究

江汉盆地潜江凹陷返断裂带勘探工作中，出现了一些井中低电阻率储层出油的现象，提高了油水层划分的难度。针对这一问题，结合国内外对低电阻油层的认识，分析该油田的储层特征与钻井条件，确定该地区低电阻油层的形成机理和类型，并通过岩心分析数据，确立适合该地区储层参数的计算模型。     

优化简化提高老油田调整改造水平

本文以扶余油田综合调整改造工程为例，详细介绍了低产老油田调整改造的优化简化措施。该工程通过采用不加热集输技术、低温原油脱水和低温污水处理技术、优化总体布局（5座联合站合为1座，26座接转站减少为5座）、优化站内平面（在原站内保证老系统正常生产的同时完成工程改造），实现了调整改造、节能降耗的目标，其经验可为老油田借鉴、参考。     

钟市油田高含水期综合调整研究

根据钟市油田的复杂地质条件和高含水、高采出程度开发现状．运用地震、地质、测井、生产动态资料．以现代计算机技术为手段。重建构造、沉积、储层模型,开展剩余油分布规律研究,优化调整方案,摸索出一套较完善的适宜高含水期油田开发的综合调整方法。     

抓好油藏管理,提高油田开发水平

中原油田采油一厂管理着文中、文东两大油田。近几年在面对新区投入不足、老油田含水高、采出程度高、井况损坏严重和稳产基础变差等诸多不利情况下，通过切实转变观念，更新思路。加强油藏管理活动。加大油田综合调整治理力度，使油藏开发效果得到了改善。稳产基础进一步增强。     

断裂活动时期的垂向开启程度识别方法及其应用

在分析断裂活动时期垂向开启程度及其影响因素的基础上，利用最大主压应力方向与断裂走向之间夹角的大小，建立了一套断裂活动时期垂向开启程度的判别方法，将其应用于海拉尔盆地贝尔凹陷布达特群潜山4条主要源断裂的研究中。结果表明，4条源断裂在同一构造运动时期垂向开启程度略有差异，但不同构造运动时期的变化特征基本一致，其在第3次构造运动时期垂向开启程度低，此时恰好为南屯组烃源岩的大量排烃期，有利于油气在布达特潜山中聚集与保存，这可能是贝尔凹陷在这4条源断裂附近均有工业油流井分布的一个重要原因。     

海上多元热流体吞吐提高采收率机理及油藏适应性研究

多元热流体吞吐热采作为海上稠油热采开发创新技术,已在渤海油田稠油开发中进行了先导性试验,但对其提高采收率机理及油藏适用范围的研究尚不够深入。通过理论分析、物理实验分析和数值模拟等方法,研究了热流体中各个组分的作用机理以及各组分之间的耦合作用,深入剖析了多元热流体提高采收率机理;同时,利用渤海油田稠油油藏的地层原油粘度、渗透率和非均质性等参数,对比研究了多元热流体吞吐和蒸汽吞吐的开发效果及各自的油藏适应条件。研究结果表明:多元热流体提高采收率机理与单纯蒸汽吞吐相比,增加了扩大热波及半径、提高地层能量及减少热损失等作用,但所携带热焓总量略有下降,因此,更适用于原油粘度相对不高、储层非均质性弱、油层较薄、天然能量较小的稠油油藏。     

多氢酸酸化技术在海上油田中的应用与研究

为解决和提高渤海油田多个区块油气产能,结合油藏地质、岩性和储层物性参数等实际情况,发现该区块适用酸化储层改造工艺。经过对多个酸液体系的性能研究和解堵效果室内评价结果显示,多氢酸酸液体系具有缓速、深穿透、粘土溶蚀率低、水湿性、抑制沉淀等优点,可达到地层深部解堵的目的。现场应用结果表明,多氢酸解堵增产效果良好。可成功解决和提高油田产能。     

海上高温低渗油田酸化技术应用研究

针对渤中34油田油藏孔隙度渗透率比较低、温度比较高(大于120℃)的特点,结合储层伤害原因分析,根据室内试验结果,采用多氢酸体系对渤中34油田的油井进行酸化增产作业。通过对渤中34油田5口井(均为新井,完井后基本不出液)的酸化施工,酸化成功率达到100%,酸化后各井均达到甚至超过配产要求,这表明多氢酸体系对于高温低渗砂岩地层,能够有效地解除钻完井过程中造成的污染。与常规酸液体系相比,多氢酸体系具有明显的优势且效果明显,对于类似海上油田酸化有较强的借鉴意义。     

海上油田油藏流体高压物性参数现场测定系统研究与应用

设计了海上油田油藏流体高压物性参数现场测定系统,并对系统测量准确度进行了检验.在保证测量精度满足油藏工程需要的前提下,该系统减小了设备占用空间,缩短了测量时间,降低了样品发生变化的风险,能够快速准确地提供油藏流体高压物性参数,从而为海上油田油藏快速评价和勘探阶段快速决策提供技术支持.该系统已在现场得到了应用.     

稠油油藏尿素辅助蒸汽驱油数值模拟研究

针对河南油田泌浅10块超稠油油藏蒸汽吞吐开发末期地层压力低、回采水效率低、井间剩余油多等特点,根据尿素辅助蒸汽驱油机理,在蒸汽中添加尿素以改善蒸汽驱的开发效果。利用物理模拟方法,建立了尿素分解模型,求取了分解反应动力学参数;利用数值模拟方法,建立了尿素辅助蒸汽驱数值模型,并进行了驱油机理分析。数值模拟结果表明,尿素辅助蒸汽驱是稠油油藏高轮次吞吐后进一步提高采收率的有效技术,可在蒸汽驱基础上提高采收率6.8个百分点。     

双电潜泵系统的研究及在渤海油田的应用

针对近几年渤海油田新建小平台电潜泵修井检泵作业难的问题,根据这些小油田和边际油田的开发特点,研制了双电潜泵系统。该系统在油井中同时下入2套电潜泵,这2套电潜泵以并联方式安装在同一油井中不同的层位,共用1根油管采油,可按先后顺序启用2套机组总成。现场应用表明,该系统不但可实现较长时间的采油期,延长电潜泵的寿命,减少作业次数,而且有利环保,减少污染,有十分明显的经济效益。     

海上油田细分层注水用泡沫体系优选实验研究

针对海上高孔高渗地质油藏特点,通过FOAMSCAN自动化仪器、动态阻力因子测试及物理模拟实验等技术手段,优选出Ⅱ号起泡剂的泡沫体系(起泡剂质量浓度0.5%,气液比为1∶1~3∶1)具有很好的生泡、稳泡及耐冲刷性能,可以有效的封堵渗透率近20μm2的高渗层。     

底水油藏油井合理射开程度研究

通过对渤海锦州9—3油田底水油藏地质资料的分析，建立了不同水体倍数及不同射开程度的地质模型；利用数值模拟方法，研究了不同能量的底水油藏对应的合理射开程度以及在该射开程度下的开发指标。通过模拟计算结果的分析，绘制了底水油藏确定合理射开程度的理论图版。