井间示踪剂数值模拟优势流场分布规律研究

中高渗透砂岩油田在高含水开发后期由于储层存在天然高渗透带,以及后期注入水长期对储层的冲刷,形成油水井间注水无效循环条带,即优势流场,降低开发效果,因此,研究优势流场的分布规律,划分低效无效循环条带,是此阶段油田开发调整阶段的重点,在目前优势流场分布规律的研究方法中,以定性或半定量法研究居多,笔者主要在储层精细地质建模、数模的前提下,通过油藏井间示踪剂数值模拟技术定量化进行优势流场的分布规律研究。     

濮城油田特高含水期剩余油分布的描述

濮城油田剩余油分布规律研究采用为基础，以油藏动态及动态监测资料分析为依据宏观剩余油的分布。油藏数值模拟法能够全面应后，能够得到油藏地下剩余油较精确的定量描述综合研究方法，以油藏地质再认识和油藏精细描述，应用大规模精细油藏数值模拟技术手段综合研究用各项动静态资料，经过油藏静态和动态历史拟合     

X42块中高渗油藏水驱开发后期剩余油分布特征研究

X42块是辽河油田最早开发的中高渗稀油油藏,经过40多年的水驱开发,区块进入了高含水开发阶段,采出程度高,水驱效果差,采油速度低。通过分析区块的剩余油分布特征,确定了剩余油富集的六中类型,明确了构造高部位和断层附近是剩余油富集的主体区域,为下一步井网调整和开发方式转换奠定基础。     

纯化油田中高含水期合理采油速度研究

针对纯化油田取得产40×104t以上稳产10年的好效果,为确保递减阶段油田以合理采油速度进行开发,我们采用经验公式及油田含水率与采油速度关系曲线确定目前该油田合理采油速度应在0.8%以上。     

高压低渗油藏中高含水期提升采收率对策研究

低渗油藏普遍存在油藏埋藏深,储层温度高,随着油田开采时间的推移,含水不断上升,整体呈现出含水上升速度快,采油速度低,采出程度提升难度大的现状,如何解决区块目前存在的主要问题,挖潜剩余油潜力,提高采出程度成为工作的重点.从南坡地区牛A区块的储层地质特点入手,围绕区块存在的主要问题,开展评价分析,通过攻克区块欠注问题研究,...     

安塞油田中高含水期油井堵塞机理及防治

当安塞油田开发进入中高含水期时,油井发生堵塞后,会使油井的产量降低,影响到油田开发的效率。因此有必要研究油井堵塞的机理,采取必要的防治技术措施,解除油井的堵塞,提高油井的产能,才能提高油田的采收率。     

高含水油田剩余油分布规律及控制因素分析

高含水油田开发进入后期,剩余油的开采难度系数增大,为了提高油田的开采程度,分析剩余油的分布规律,是非常必要的。采取最佳的控制措施,保证剩余油的开采效率,达到油田开发的经济效益指标,更好地完成油田生产的任务。     

油田高含水期采油方式研究

从目前我国油田的实际情况来看,随着各大油田开采期的增长,普遍进入高含水期,已经明显的影响了采油效率,提高了生产成本,影响了经济效益。本文从我国各大油田的实际出发,首先阐述了高含水期油田的特点,进而分析了目前的高含水期采油方式,同时对国外先进的采油方式进行了研究,这样对于我国油田高含水期采油方式的选择提供了一定的借鉴,具有实际的意义。     

中高渗强边水油藏控水稳油技术

R断块为中高渗强边水层状构造油藏。2010年投产,天然能量开发,受采油速度快、边水能量强影响,各层系均不同程度见水,且含水呈现快速上升趋势,造成断块产量下降,递减速度加快。针对以上问题,开展油藏含水规律研究,针对不同含水阶段制定不同控水稳油技术对策,确保断块可持续开发。     

国外高含水油田特高含水期主要技术措施及启示

特高含水期（含水大于90％）是注水开发油田的重要阶段,该阶段仍有较多储量可供采出。我国注水开发油田大多经历了几十年的开发与调整,绝大部分油田已进入注水开发后期,多数油井含水高达95％以上。虽然面临油层水淹严重、剩余油分布高度分散等问题,但水驱油藏仍在开发中占主导地位。通过对国外注水开发油田的调研,分析特高含水期采取的主要技术措施,对改善水驱开发效果,提高采收率进行了探讨,为我国水驱开发油田特高含水期的开发工作提供借鉴和指导。     

高含水后期泡沫驱注入参数的优选

针对高含水后期油田含水上升快的问题,以大庆油田喇8-182井区为例,进行了泡沫驱进行注入方式和注入参数的优选,并进行了开发效果的预测,给出了最优方案中心井区的剩余油分布。根据试验区地质特点,从经济效益角度出发,优选出泡沫与水交替注入方式,注入参数为单井注气量3000m3/d,起泡剂浓度1000mg/L,交替注入半周期20d。根据预测结果,此方案到2025年泡沫驱阶段采出程度23.59%,与水驱相比,采出程度提高15.01个百分点。     

胜坨油田特高含水期影响采收率的因素及针对性措施

针对胜坨油田含油层系多、储层非均质严重的特点,分析了注水开发后期影响原油采收率的因素,结合胜坨油田胜二区沙二7^4-8^1单元的应用实例详细阐述了改善单元水驱开发效果的可行性措施。试验措施包括倒替注水、水井调剖、调整产液注水结构以及补孔重分层等。应用表明,措施实施后单元的存水率和水驱指数明显好转,单元的综合含水由96．97％下降到96．36％,动液面由912m回升到836m,单元的自然递减率也得到了有效控制。     

安塞油田高含水油井化学堵水研究与现场应用

针对安塞油田高含水油井,重点开展了压裂、增注等措施,取得了较好效果,但存在单井费用高、有效率低、效果差异大等缺点。对此,有针对性的采取了化学堵水技术,对恢复高含水油井的正常产能,提高油井采出程度,改善油藏整体开发水平起着至关重要的作用。     

番禺油田多管齐下的稳油控水措施

番禺油田在开发生产过程中即使大量采用水平井技术阻止水淹,边底水锥进仍然较快,尤其是稠油油藏。为实现稳油控水,地质油藏人员通过点线面结合深化油藏认识,以多管齐下的方式大力优化完井工艺,利用中心管、星孔梯级筛管、均衡式筛管等多元耦合的完井管串,取得很好效果,为番禺油田连年高产做出了较大贡献。     

Bimodal model for predicting the emulsion-hydrate mixture viscosity in high water cut systems

For many production operations, particularly deepwater fields, those requiring long tiebacks, water flooded and mature reservoirs (where water cuts can be very high), the traditional techniques to prevent hydrate problem may not be economical and/or logistically practical. Thus the industry needs improved techniques to tackle flow assurance problems for such challenging conditions.Preventing hydrate agglomeration and transportation of hydrate slurry could be a new solution. The rheological behaviour of hydrate slurry has mainly been investigated in low water cut systems where water is the limiting factor. In high water cut systems, hydrate former components are the limiting factor and therefore the rheological behaviour of hydrate slurry has to be study in water–oil emulsion and this has a significant role on the viscosity of the system.In this communication, a model to predict the viscosity of water–oil emulsion in the presence of hydrate particles in high water cut systems using the concept for a bimodal mixture is proposed. In the model, water–oil emulsion and hydrate particles in the liquid continuous phase are treated separately as unimodal models. In addition, a modification has been applied to the Mills (1985) model to calculate the viscosity of unimodal hydrate suspensions. The model has been validated using experimental data for high water cut systems (above 50%) in the presence of different anti-agglomerant (AA) concentrations. The predictions of the proposed model are in good agreement with experimental data for both oil-in-water and water-in-oil hydrate mixtures.     

大阻力布水系统在生物滤池中的应用和拓展

在生物滤池布水系统中采用了给水中大阻力配水系统原理，使整个生物滤池布水均匀率达95%以上，改善了生物滤池的处理效果，突破了大阻力配水系统在给水应用中关于布水面积、长径比以及孔口流速规定的限制。     

致密层对底水油藏含水上升的影响

底水油藏开发早期能量充足,但见水快,无水采油期短,开采风险大,为提高油田稳油控水开发效率,有必要对底水油藏含水上升规律进行认识。对海上某油田油水界面之上的致密层分布、成因进行总结分析,联系生产数据分析油层厚度与射开程度对底水油藏的开发影响,进而分析致密层对底水油藏含水上升的影响,并推导带致密层的底水油藏水侵量计算方法,总结出致密层对底水锥进产生阻挡效应的影响因素。认为致密层的存在对底水锥进具有阻挡作用,有利于油井生产,但阻挡效应取决于致密层的分布范围与物性。     

导程变化对螺杆分配机头内流场的影响

采用ANSYS有限元软件对螺杆分配机头内的流场进行了模拟和分析，并主要分析了导程变化对螺杆分配机头内流场的影响，进而发现导程的变化对螺杆分配机头内的压力场、速度场的分布有着很大的影响。     

利用微生物提高高含水期稠油油藏采收率研究

NB油田原油粘度大,边底水较发育,无水采油期短,含水率上升较快。根据油藏特点,通过室内物理模拟实验,研究了微生物提高稠油油藏高含水期采收率的能力。结果表明,微生物体系能够有效的提高采收率,当含水率达到98%时,注入0.3 PV微生物C体系,采收率增幅为3.78%;当增加注入量为0.6 PV时,采收率增幅显著提高,为14.4%。微生物在油藏环境下能很好的繁殖生长,并通过代谢产物改变原油性质,使油水界面张力下降了31.48%,原油粘度下降了26.35%。     

胡状集断块油田高含水期挖潜方法探讨

针对非均质油田高含水开发后期开发调整难度大、单井措施效益差的问题,以胡状集油田为例,通过剩余油控制机理研究,刻画剩余油分布状况,并总结近几年高效措施的特点,归纳若干不同的挖潜方式,旨在探讨如何由提高单井产能入手,提高区块产量,改善开发效果。