沈84-安12块微观孔隙结构特征研究

研究了研究区内的孔隙结构类型,并且通过优选微观孔隙结构参数,确定出一套能够反映研究区微观孔隙结构特征的评价参数,评价结果表明研究区孔隙结构具有大孔细喉特征。按照储集层的渗流特性对各类参数进行分类,分类结果揭示了研究区微观孔隙结构对储层宏观渗流能力具有一定的影响力,储层渗流能力随孔隙结构参数的好坏随之变化,并且讨论了毛管压力曲线与孔隙结构参数及储层渗流特征的关系。     

沈84-安12块沙三段高凝油油藏储层特征研究

沈84-安12块沙三段高凝油油藏具有储层认识不清、油藏开发动用难度大的问题,开展储层特征研究,对于该类油藏转驱开发、提高效益化具有重要意义。针对该类油藏的储层特点,从储层岩石学特征、储层储集空间类型、储层物性等方面,系统分析了该区块的储层发育特征,并对其进行分类评价分析储层主控因素,为下一步区块转换开发方式,提高油藏采收率奠定基础。     

有关注水开发油田高含水期的开发技术探究

油田进行高含水期,多套层系井网相互交错,注采关系趋于复杂,各层系间含水差异逐渐缩小,结构调整日益困难,多层高含水井和供液不足井逐年增多,层间矛盾和平面矛盾更加突出。如何控水挖潜,保持一定的产量规模至关重要。本文即探讨油田开发进入高含水期后,在注水方面如何深化调整,努力挖掘剩余油潜力的认识和做法。     

强化注水管理提高高含水期油田开发效果

在油田的开发后期会逐步进入高含水期,加大了开采难度,使得注采问题更加凸显。本文主要是分析了高含水期油田开发面临的一些问题,介绍注水工艺及相关配套技术,做好注水管理来保证油田开发效果     

高含水期剩余油分布及生产研究

随着油田开采的深入,长期的注水导致采出油含水率不断增高。应综合采用地质和工程等多种方法来控制含水率。降低开发成本,提高采收率。     

有关注水开发油田高含水期的开发技术

在油田高水期可以采用合理、科学化的技术措施进行有效的开发,这样可以不断提升油田的整体经济效益与开发水平。但是,高水期油田的开发技术须有结合实际情况有针对性地使用,从而保证油田获得健康、可持续性的发展。本文主要从油田高水期的角度出发,对相关技术的开发与规模经济指标极限值的计算进行深入分析。     

改善高含水期注水开发效果的方法研究

根据我国油田地质特点 ,在注水开发中 ,后期就开始采取细分开发层系、加密井网 ,提高排液量 ,从而延长了油田稳产 ,本文总结了油田在高含水中后期改善油田开发效果的几种作法 ,并以中原油田文留构造南部文 85块为例 ,说明采用这几种方法综合运用所取得的效果     

注水开发油田高含水期开发技术经济政策研究

现阶段我国大部分油田已经进入开发的中后期,一些油田的综合含水率超过90%,油田储备减少,产量也呈现出连年递减的现状。为了保持油田稳定生产,维持各个行业用油需求,必须要尝试采用新的开采方式。注水开发是指向油藏中注水,恢复油层压力,进而提高油田开采效率。本文尝试从经济政策角度,就高含水期油田注水开发技术进行了简要分析     

高含水后期不同井网下合理沉没度的确定

本文针对高含水后期的开发特点,分析了二区八队西部抽油机井在不同井网、不同沉没度和泵效及泵工作状况之间的关系,不同沉没度与检泵率之间的关系认为,高含水后期开发,抽油机井合理沉没度应保持在300m左右,各井网间由于具有不同的地质特点,其合理沉没度范围有所不同。     

高含水期开发期周期注水提高采收率机理研究

进一步提高高含水期油田的采收率是当前急待解决的一重要问题。笔者在岩心实验的基础上研究了周期注水提高水驱采收率的机理，以及对不同地质条件油藏的适应性。2000年在文25东油藏实施后取得较好的控水稳油效果，是提高含水期油田的采收率的一条经济有效的途径。     

注水开发油藏合理注采比的确定

针对目前辽河油田一些主力的注水油藏地层压力与注采比不匹配的现象,根据矿场经验统计和理论分析,在水驱油动态方程基础上,推算出沈625块、沈67块等油藏的合理注采比,同时结合动态分析方法和物质平衡方程对潜山油藏的注采比进行了确定,与区块实际注采比进行比较,分析其影响因素,并提出下步注水方向。该研究对于油藏精细注水、有效注水具有一定的指导意义和实用价值。     

高含水期开发期周期注水提高采收率机理研究

进一步提高高含水期油田的采收率是当前亟待解决的一重要问题。笔者在岩心实验的基础上研究了周期注水提高水驱采收率的机理,以及对不同地质条件油藏的适应性。2000年在文25东油藏实施后取得较好的控水稳油效果,是提高含水期油田采收率的一条经济有效的途径。     

注水油田高含水后期开发技术方针的调整

我国油田开采已经发展到了中后期阶段,在开啊技术上也遇到了诸多的问题,需要进行调整和创新。本文对此根据我国油田区的地质情况,结合目前所采用的额强化式的开采,发现在油田高含水后期开发中这种技术应用是极其缺乏效率的,同时也没有跟上经济和科技发展的步伐,所以进行注水油田高含水后期开发技术方针的调整才是提高油田企业经济效益的必然之路。进行开发技术的调整关键是要加大研究力度,加快技术创新和应用,努力使油田开发进入新的轨道上发展。     

高含水期注水综合调整方案的方法

随着萨南开发区进入中后期开采阶段,为改善油田开发效果,通过注水方案优化,确定剩余油挖潜上产方案。应用储层整体改造技术和化学调剖为主要手段并及时进行油藏监测,动态跟踪评价及注水方案调整来保证注采关系协调,发挥油井产能,同时提高油层的储量动用程度,改善油田开发效果。     

改善高含水期油田注水开发的方法

随着社会经济的不断发展,国内对石油的需求也越来越重视,但是我国石油资源是十分有限的.根据相关资料表明,目前我国开发的石油处于高含水期,若想有充分的石油资源,需要对石油进行一定的处理,才能保证石油产量的稳定.本文主要研究高含水石油开发所暴露出的问题,对现在的技术方案进行一定的研究,进而带来更好的解决办法.     

普通稠油油藏高含水期精细注水技术

锦99杜家台油层为一普通稠油油藏,该块构造复杂,油层非均质性严重,原油性质变化大。断块实施注水开发,开发中表现出为含水上升快,单层突进严重,油层动用极为不均,压力保持水平低,断块区块递减率高,靠措施难以弥补产量的递减,稳产难度大。为此在精细油藏研究的基础上,找出了影响断块开发效果的主要因素,实施了以精细注水为中心了配套治理措施,从改变注水水质入手,不断完善注采系统,完善注水配套工艺技术,加强动态调配研究,深化油层挖潜,稳固了地下形势,使区块递减率逐年下降,提高了水驱采收率。     

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。     

辽河沈84-安12块沉积相模式分析

本文分析了沈84-安12块沙三段具备扇三角洲沉积特点,在此基础上建立了相模式,分别进行了沉积模式分析,主要对三角洲其前缘亚相中的辫状分流河道、河间薄层砂、河间泥进行了分析;并以静8和沈检3井两口井为例进行了单井相的分析;还研究了静61-24—静73-059井等连井相剖面;最后进行了沉积平面相展布特征分析,从旋回角度更深入的研究了此区的相模式。     

高含水期油气田地面建设工程新工艺

油气田地面工程是多专业配合形成的庞大的系统工程,主要包括油气集输、油气储运、油田注水和水处理等主体工程,以及供水、供电、供热、道路、通讯、自控等辅助工程。油气田地面工程与油气藏工程、采油工程一样,是油气田开发不可缺少的重要组成部分,它直接影响到油气生产的总体效益。本文主要探讨高含水期油气田地面建设工程新工艺。     

高凝油砂岩油藏注水开发技术

沈阳油田是全国最大的高凝油砂岩开发基地。目前,水驱砂岩油藏地质条件复杂、油藏类型多,注水开发后表现情况各异,在充分开展油藏研究的基础上,通过推广多级分注技术、调整了注水结构、配套完善注水工艺,逐渐摸索并形成了一套高凝油砂岩油藏注水开发技术,在提高凝油区砂岩油藏水驱动用程度,降低区块综合递减率、自然递减率及含水上升率上取得显著成效,为沈阳油田老区相对稳产打下良好基础。