注水开发油田稳产界限研究

本依据喇、萨、杏油田开发资料，通过数值模拟计算，并结合国内外油田的开发资料分析，阐述了注水开发油田稳产期末可采储量采出程度与采油速度关系，论证了油田稳产期末剩余可采储量采油速度界限，并测算了不同开发区块的稳产期。     

注水开发油田油井产油产液能力的变化规律

本文根据单层水驱油资料和多油层油田注水开发 资料，分析了砂岩油田注水开发过程中油井采油指数与液指数的变化规律以及影响采油、采液指数变化的主要因素。     

华北油田采油五厂精细调整水降油升

<正>华北油田采油五厂赵州桥油田是典型的注水砂岩油田,油层连通率高,注水多向连通见效。目前,油田已进入高含水开发后期,稳产难度越来越大。为保证原油产量任务完成,通过细分开发单元,精细研究单砂体,明确潜力分布;根据注水井各个层位的不同需求精细配水至单个小层,定量确定平面注     

注水开发砂岩油田参数计算方法

本文考虑地质、开发、经济和提高采收率方法及各开发参数间的定量影响关系,提出和推导了一套注水开发砂岩油田参数(提高采收率方法提高采收率幅度,合理注入化学剂段塞体积、合理井网密度、界限井网密度、合理采油速度、最大采液速度、合理稳产时间、合理油水井数比)的计算方法。并举出一个应用这套方法的实际油田算例,     

提高裂缝性油藏采收率的综合技术——以火烧山油田为例

火烧山油田为裂缝性特低渗透非均质砂岩油藏,高角度直劈裂缝广泛发育,油田开发过程中水窜、水淹严重,产量递减大。通过4期综合治理,使油田开发效果得到明显提高,实现了油田持续稳产。在治理过程中,以精细注水、精细采油、精细措施作为技术关键,开展了开采配套技术研究,如机械管柱与化学工艺结合,各化学工艺技术相结合等,形成了提高采收率的综合性开采技术,为火烧山油田的稳产奠定了技术基础,取得了良好开发效果。     

分层开采矿场试验初步总结

本文阐述了大庆多油层砂岩油田的一个试验区的注水开发方法。 试验表明,各油层以及单一油层各采油井之间的不均衡开采是多油层砂岩油田注水开发的基本特点。依据这一特点,试验区在高产稳产期划分为三个阶段:高渗透率油层为主要开采对象的阶段;分层挖潜中渗透率油层接替阶段;加密井网低渗透率油层接替阶段。由于相应采取了合适的分层开采工艺和调整措施,减缓层间干扰,使各类油层储量逐步地充分发挥作用,产量互相接替,使试验区最近十年来采油速度一直保持2％,单井产量稳定,含水上升率低于2％,取得了较好的开发效果。通过实践和理论研究形成了一套“早期分层注水,保持压力采油,实行接替稳产”的分层开采的开发原则和方法,对大庆油田的开发起到了重要的指导作用。     

强化排液研究及矿场应用

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，贯穿于油田开发的各个阶段。注水开发油田进入高含水期开采后，进一步强化油田开发过程是提高注水油田开发效果的重要途径。其中放大生产压差、提高油田排液量是强化开采过程的主要方法。八面河油田采用了这一方法来延长油田稳产期，提高了采油速度和采收率。     

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。     

油田高含水期开发方法研究取得重大成果

<正> 我国东部地区已开发油田多处于高含水期开发阶段,为确定挖潜稳产措施,总公司勘探开发科学研究院油田开发所油田高含水期开发方法研究项目组,剖析了我国13个改善开发效果显著的油藏,综合分析了改善高含水期油田注水开发效果的实例,并对高含水期油田开发方法、注水砂岩油田高含水期调整方法及油田产量递减规律等进行了研究,取得了一批科研成果。油田高含水期开发方法研究,包括油田开发分析、注水驱剩余油分布研究及油田高含水期调整原则和方法等研究,该套方法已在     

沈84-安12块优化提液分析研究与应用

放大生产压差提液是油田开发后期稳产的一项重要增产技术措施,同时油井提液是一项投资少、见效快的增产挖潜手段,贯穿于油田开发各个阶段。沈阳油田沈84-安12块中高含水注水开发阶段,通过采用这一方法延长了油田稳产期,提高了采油速度和采收率。     

油田注水开发后期提升采油率的技术措施

通过分析油田注水后期开发状况以及提高采油率的概念,阐述了一些列提高采油率的方法,重点探讨了微生物技术的作用,提高油田注水开发后期的采油率和工作效率,推动油田产能的增长。     

轮南油田创全国深层开发一流水平

本刊讯　轮南油田开发已历时 9年 ,先后研究成功了深层注水开发、气举采油、电泵采油等新工艺技术 ,实现了油田高产高效开发。该油田连续 8年稳产 10 0万 t,远远超过原开发方案中稳产 3～ 5年的工作目标。到 2 0 0 1年 4月底 ,轮南油田平均单井日产原油仍达到 45 t,是全国陆上油田平均单井日产量 4.4t的 10倍 ,创出全国油田深层开发的一流水平轮南油田创全国深层开发一流水平@吴月先     

试论陆相砂岩大油田的开发模式

在深入研究大庆油田陆相沉积油层地质特点的基础上，结合油田二十六年的注水开发实践和经验，初步探讨了陆相砂岩大油田的开发模式。油田开发过程中，坚持了应用沉积相理论，不断认识油层；多次布井，充分发挥各类油层作用；分阶段制定开发政策，合理保持和充分利用驱动能量；总结生产规律，掌握油田稳产趋势；加强实验研究，努力提高油田采收率；适应分层调整要求，完善分层开采工艺；按照稳产要求，不断发展地面工程技术等七项基本作法，取得了好的油田开发效果。从油田地质研究和开发理论上总结出的这些认识，对陆相砂岩油田的注水开发具有普遍意义。     

辽河油区注水开发油田产液量变化规律认识

辽河油区注水开发油田储层类型多样,油品性质多样,运用油藏工程方法,利用不同类型注水开发油藏无因次采出指数与含水关系,明确了不同类型油藏含水变化对产液量的影响规律,并进一步研究了注水开发油藏采液速度与采油速度的关系.分析认为:保持合理的采液速度是中、低含水期油田稳产及高含水期减缓递减的有效手段.该研究可为不同类型注水开发油藏采液速度的优化提供借鉴.     

海上油田多管分注井环空压力防护装置研制

随着油田开发对采油注水安全级别的提高,海上油田作业对井控提出了更高要求,需要在注水和采油通道增加安全阀来提高作业的安全性。针对海上油田多管分注井工况,设计了一种环空压力防护装置,通过地面试验,验证了此装置的开关及密封等相关性能和功能试验,表明设计的环空压力防护装置既满足了现场作业需求,又实现了井控目的,有利于海上油田的稳产。     

铁边城地区致密油特点及开发方式浅析

鄂尔多斯盆地姬塬油田铁边城地区三叠系延长组长7致密油发育广泛,纵向上砂体厚度大,隔夹层发育;平面上单砂体延伸小,连通性差。储层岩性以岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩为主,渗透率低,孔喉半径小,以纳米级喉道为主。油藏采用"直井采油+注水井注水"方式开发,单井产量低,稳产期短,通过采用"水平井+体积压裂+吞吐注采"开发方式有效缓解了致密油单井产量低、易水淹等问题,为致密油有效开发提供了借鉴。     

苏丹地区砂岩油藏衰竭式开发特征及影响因素

苏丹地区主要油藏类型为中高孔渗砂岩油藏,投产以来利用天然能量衰竭式高速开发,形成了以"稀井高产、大压差生产、延迟加密和注水、快速回收投资"为特征的天然能量开发技术政策。H油田、FN油田和P油田分别为强底水稀油油田、强底水稠油油田和层状边水高凝油油田,在苏丹地区具有代表性。3个油田的开发特征表现为稀井高产、采油速度高、稳产时间短,含水上升快、产量递减大,大段合采、层间矛盾突出和剩余油分布复杂等。结合实验室研究、现场动态监测和方案研究等手段对开发效果影响因素进行分析。结果表明:高采油速度有利于提高合同期采出程度和采收率;根据原油流度范围部署稀井网,结合合同条款确定加密单井产量下限值有利于实现技术经济优化;利用隔夹层阻隔底水可延缓底水锥进,实现底水油田有效开发;层状高凝油油藏推迟注水不影响合同期采出程度。     

海上油田同井注采技术开发与应用

针对海上油田开发生产中出现的油田注水水源不足,采油井多层系开发调整要求分层段、分阶段转注及采油井伴生气回注等技术问题,开发了同井采注工艺技术。将有水层注水井的水层打开提供水源,同时保持原注水井正常注水,与平行双管相比,单管大排量同井采水注水技术使同井采水量从800 m3/d提高到2 500 m3/d;对不同目标层位可分别进行采出或注入,即同井采油注气或同井采油注水,相当于把原来的1口井变成2口井使用,提高了单井利用率,实现了一定范围的井网优化。该技术在渤海湾SZ36-1J、Z9-3、LD10-1等油田成功应用8口井,已成为老油田稳产增产的重要技术手段,为新开发油田生产完井开辟了一个新的完井模式。     

华北采油五厂精细调整水降油升

<正>华北采油五厂赵州桥油田经过12井次调整,3个月减少无效注水4 600立方米,增油达402吨,老井自然产量稳定在95吨水平,调水效果显著。赵州桥油田是典型的注水砂岩油田,油层连通率高,注水多向连通见效。目前,油田已进入高含水开发后期,通过细分开发单元,精细研究单砂体,明确潜力     

一种预测低渗透油藏合理采油速度的计算公式

一个油田的合理开发建设,与多种因素有关。其中,油田稳产期合理采油速度的正确预测,对油田开发规模、投资计划和矿场管理都十分重要。而如何预测稳产期合理采油速度,至今没有具体的可供操作的方法。经过对全国25个低渗透油田区块流动系数、井网密度和采油速度的统计,整理回归出计算低渗透油田稳产期合理采油速度的公式。由公式计算的13个油田（区块）采油速度与实际值相比,平均相对误差为12．30％左右。因此,这一计算公式评价尚未开发和开发初期油田稳产期合理采油速度有一定的使用价值。