注水开发油藏提液引效研究与矿场实验

放大生产压差提液是油田中后期稳产的一项重要增产措施,同时油井提液是一项投资少、见效快的增产挖潜手段。在注水开发油田高含水期,放大生产压差、提高油田排液量是强化开采的主要方法。而合理选择井点井区进行提液增排有利于实现注水引效,均衡水驱效果。辽河滩海油田海南3断块采取了这一方法,有效提高了油田开发水平。应用该技术后,已有12口油井见到良好的增油效果。该技术的研究与应用为注水开发油藏后期高含水开发探索出了一条稳油控水的新途径。     

非均质油藏油井提液机理分析

油田开发到一定时期,随含水不断上升,为确保油田稳产、上产就必须不断放大油井生产压差来提高油井产液量,特别是对非均质油藏油井,其有放大生产压差动用差油层的可能性和必要性,但油井应用多大生产压差生产？本文试从油井启动压力、生产压差计算公式来对提液机理进行分析。     

沈84-安12块堵水控水技术应用

通过对区块内高产液、高含水油井的井史分析、动态分析,产液剖面测试资料分析等方面的研究,找出高产液、高含水油井的主要出水层段,根据出水层段的性质不同,采取"堵-控-提"一体化技术,即采取堵水提液、控水提液的技术,减缓层间矛盾,扩大生产压差,充分挖掘中、低含水油层的剩余油潜力,提高油井各个油层的动用程度,达到"控水增油"目的,实现油井高效生产。     

杏子川油田王家湾西区、东区长2油层组注水效果分析

研究区油层边底水较为发育,油井普遍含水较高,产液量下降速度较快。要获得较高的产油量,必须放大压差生产,增加产液量,从而导致油藏能量将会发生很大的下降,因此,对于此类油藏必须及时进行注水补充地层能量。     

“堵-控-提”一体化技术在沈84-安12块的应用

本文通过高凝油油藏沈84-安12块目前开采现状进行分析,对区块内高产液、高含水油井的井史分析、动态分析,产液剖面测试资料分析等方面的研究,找出高产液、高含水油井的主要出水层段,根据出水层段的性质不同,采取"堵-控-提"一体化技术,即采取堵水提液、控水提液的的技术,减缓层间矛盾,扩大生产压差,充分挖掘中、低含水油层的剩余油潜力,提高油井各个油层的动用程度,达到"控水增油"目的,实现油井高效生产,为高含水油井的高效开发指明了一个方向。     

杏子川油田王家湾西区、东区长2油层组注水效果分析

研究区油层边底水较为发育,油井普遍含水较高,产液量下降速度较快.要获得较高的产油量,必须放大压差生产,增加产液量,从而导致油藏能量将会发生很大的下降,因此,对于此类油藏必须及时进行注水补充地层能量.     

水平井合理生产压差制定机理研究

油田开发到一定时期,随含水不断上升,为确保油田稳产、上产就必须不断放大油井生产压差来提高油井产液量,特别是对非均质油藏油井,其有放大生产压差动用差油层的可能性和必要性,但水平井油井应用多大生产压差生产？本文试从油井启动压力、生产压差计算公式来计算油井生产压差,从计算公式和部分井实践我们可以定性知道：非均质油井启动压力各不相同,同一油井各油层（段）启动压力也不一样,油井在不同时期合理生产压差不同,过高过低的生产压差都不利油井生产,随含水上升,生产压差要不断上调,以确保油田的稳产。     

核磁共振方法定量表征水驱开发方案调整效果

采用尺寸为100 mm×100 mm×15 mm、渗透率分别为1、2、5μm2的平板物理模型,进行细分层系注水和中后期提液的开发实验,并利用低场核磁共振仪分别在实验开始前后和综合瞬时含水65％时进行T2谱和成像检测,定量表征水驱开发方案调整的效果.结果表明:在笼统注水基础上,综合瞬时含水达到65％时进行提液生产,使得采出程度增加了3.93个百分点;从T2谱曲线变化和核磁成像结果可知,在含水65％之后提液使高渗层、中渗层油量减少更明显.在笼统注水基础上,含水65％时采用细分层系开发,使得采出程度增加了6.32个百分点;中渗层和低渗层油信号下降幅度增加,而高渗层反而变化相对较小.总体来说,提液和细分层系开发方案的调整,都可以提高水驱采收率.提液开发增加了注入压力,调整注采结构,使得各层的波及体积增加;采用细分层系开发,降低层间干扰影响,各层的波及体积大大提高,从而提高水驱油田开发效果.     

雁木西区块自喷流压下限时地层压力保持水平研究

利用前苏联克雷诺夫的油气垂直管流中的上升理论公式计算了雁木西不同气油比下不同含水阶段自喷流压下限。分析了地层压力、气油比以及温度对原油粘度的的影响；分析了储层中油气水三相渗流时的渗流阻力，研究表明地层压力应保持在饱和压力以上，防止由于地层压力低于饱和压力造成地层原油粘度急剧增加，防止油层中脱气形成油气水三相渗流导致油相渗透率降低、渗流阻力增大，避免高气油比对油井生产的影响；地层压力保持越高，油相流动能力越强，采油指数值越大，采油井生产能力越强。结合渗流阻力分析所得结论、采液、采油指数变化规律、生产压差对脱气半径的影响以及保证采油井自喷产液量达到10方／天，确定了雁木西不同油气比下不同含水阶段保持油井自喷所需保持的地层压力水平，并计算了目前条件下要使采油井重新自喷并达到经济产量不同注采比下的恢复年限。     

边底水块状油藏油井提液技术研究

边底水块状油藏在油井见水之后,含水率上升加快,日产量下降迅速。针对这类油藏,开展有效提液技术政策和技术界限研究,提出了油井提液时机以及不同条件下的合理提液幅度。研究结果表明：针对这类油藏的开发,采取“初低后高”产量策略既能提高采出程度,又能控制含水上升;通过打隔板可以控制含水上升速度、提高开发效果;对于不同隔板半径条件,提液幅度控制在极限产量附近,开发效果较好。研究结果对这类油藏的高效开发提供了理论依据,具有一定的技术指导意义。     

水平井生产技术

本文通过对水平井高效二次开发井的生产管理技术应用研究,寻找出水平井高效开发的生产管理技术:高孔高渗水平井投产初期控制产液强度有利于提高无水采油量。但处于中高含水期且水平井轨迹平缓的油井,调参增油效果比较明显。调参提液时机一定要掌握好。     

水平井生产技术

本文通过对水平井高效二次开发井的生产管理技术应用研究,寻找出水平井高效开发的生产管理技术:高孔高渗水平井投产初期控制产液强度有利于提高无水采油量。但处于中高含水期且水平井轨迹平缓的油井,调参增油效果比较明显。调参提液时机一定要掌握好。     

开发技术政策分析

针对底水油藏开发中存在的问题,应用正交设计方法研究井网形式、井网密度、生产压差、地层压力保持水平、年产液速度、注采比等参数对开发过程和开发效果的影响,研究不同注采参数下油藏的注入特征,油井液、油、含水的变化特征,压力变化特征,获得一定地质条件下的开发模式和技术界限。     

开发技术政策分析

针对底水油藏开发中存在的问题,应用正交设计方法研究井网形式、井网密度、生产压差、地层压力保持水平、年产液速度、注采比等参数对开发过程和开发效果的影响,研究不同注采参数下油藏的注入特征,油井液、油、含水的变化特征,压力变化特征,获得一定地质条件下的开发模式和技术界限。     

高含水期水驱油藏合理提液的实践与认识

油田开发进入高含水期,水驱油藏开发面临着新增可采储量不断减少、特高含水井数持续增加、措施增油量下降、液油比突升、成本效益变差等诸多不利因素。采取何种方法减缓高含水期水驱产量的递减,直接关系到油田最终开发水平,合理提液是减缓产量递减的重要手段。本文论述了合理提液在油田开发中的应用,重点分析了合理提液的机理、影响因素及提液的两个主要手段——压裂与换泵的挖潜方向及取得较好效果的技术界限。     

新14井区延9油藏稳油控水技术研究及应用

随着新14井区延9油藏的开发,部分采油井逐渐出现了含水上升的问题,为控制含水上升起势,通过对开发技术政策进行研究,最终确定了油藏合理的注采比、采液强度以及生产压差等,并根据制订的开发技术政策对油藏进行了调整,控制住了油井含水上升的势头,为油藏长期稳产打下了坚实的基础。     

抽油机井换大泵增产效果再认识

换大泵是抽油机井的主要提液措施。但是随着油田含水的上升,单井措施增油量大幅度下降,大部分井出现了"增液不增油"、"降液降油"等现象。因此,有必要对高含水期的有效提液进行研究。本文通过对我厂两年来采取提液措施的116口抽油机井的增产情况进行统计分析,利用数据统计和盈亏平衡分析方法,从措施效果和效益两个方面进行论证,取得了一些认识,为提液措施的确定提供借鉴。     

注采比方法在水驱油田中的应用

该文在低渗透油田合理配注量研究的基础之上,进行了历史生产数据不同含水阶段注采比合理性分析。根据N油层上层系矿场实际资料,建立N油层综合含水与水油比、综合含水与耗水量的数学模型,并推导出不同含水率的注采比模型,对该油田注采比进行了预测;应用数值模拟方法以定液量生产制度预测不同含水时期不同注采比条件下开发指标变化,并与油藏工程方法结合得出最优注采比。该文目的在于直接得出注采比与含水率的关系,对于低渗透油田预测注采比具有很好的推广应用价值。     

马寨油田控躺研究与实施

本文针对马寨油田不同区块躺井因素,高液量、高含水引起的腐蚀,低液量,低含水,油稠、结蜡、井深引起的偏磨、蜡卡,通过针对性的治理对策,起到较好的控躺效果.     

杨家园则区长6油层注水开发认识与建议

杨家园则区长6油层自开发以来日产液呈下降趋势,日产油相对较为稳定,含水呈下降趋势,动液面有所上升。随着开采进程增加。根据对该区部分油井生产情况进行统计可知;油井生产在注水影响下出现了日产液、日产油、动液面先降后升,含水持续后降的趋势,说明在注水井的驱替作用下,油井生产逐渐向较高采收率方向发展。