魏岗油田高压注水实践与认识

河南油区魏岗油田构造复杂,油层较薄,平面物性变化大,储集层流动孔隙小,地下油水渗流阻力大,加上原油的“两高一低”（ 高含蜡、高凝固点、低含硫量） 特点,微观水驱油特征表现出驱替阻力进一步加大,宏观水驱油特征上表现出油田注水启动压力高。该油田采取常压注水方式开采,多数单井很难达到配注要求,区块单元难以达到方案设计的开发效果,采用常温注水开发则必须采用整体高压注水。经过高压注水论证、单井试注、区块高压注水推广及全油田高压注水推广,实现了高凝油藏整体高压注水长期高效开发的目标,创出了河南油区水驱油田中开发指标的“四个第一”（ 稳产年限最长、含水上升最慢、地层压力保持水平最高、存水率下降最缓） ,使整体高压注水开发模式在魏岗油田这种中渗透高凝油藏的水驱开发中取得成功。图４ 表１ 参２（杨堃摘）     

隔井脉冲注水在提高油田采收率方面的应用

进入水驱后期，开采油田的剩余油高度分数，分流线和主流线的剩余油饱和度存在明显差别，运用水动力方法不断改变渗流场的流线分布是提高采收率的有效途径。常规脉冲注水（周期注水）显示了良好的运用前景，但是最佳参数难以把握，停注比过大引起地层能量过分下降，反而导致降水降液不增油，达不到预期的效果。     

双河油田提高采收率的实践与认识

双河油田自1977年投入开发以来,先后经历了天然能量开发,注水、细分层系综合调整,井网一次、二次加密调整,厚油层细分挖潜及注聚合物三次采油等开发阶段。在此期间由于采取科学合理的开发策略,并根据各个开发阶段的不同特点适时进行调整,取得了以2％以上的采油速度稳产12年较好的开发效果,目前采收率已达44．66％。     

朝阳沟油田注采系统调整效果

搞好油藏的注采系统调整，是高效开发低特低渗透油田的重要措施。朝阳沟油田是大庆长垣外围油田中开发规模最大的低特低渗透油田，根据油藏数值模拟、数理统计的预测，结合现场试验资料和生产成果，对朝阳沟油田不同类型储集层注水方式的调整方法、效果、时机和水驱控制程度界限值等问题进行研究。研究结果表明，天然裂缝较发育的储集层适于进行线性注水调整，储集层裂缝不发育及砂体零散分布、断层较多的区块适于进行不规则点状注水调整。进行注采系统调整，能够有效提高低特低渗透储集层的水驱控制程度，通过调整压力场变化，改变注水驱油的液流方向，提高了注入水波及体积和驱油效率。朝阳沟油田注采系统调整所取得的成果对其它低特低渗透油田的合理开发有参考价值。图６参２（陈志宏摘）     

我国注水油田常规注水潜力宏观评估

评估了我国注水油田用常规注水方法能够提高采收率的最大幅度。以１９９７年的采收率为基准,采用如下常规注水方法提高采收率幅度：①延长油田生产含水率界限,含水率从０．９８延长到０．９９,可提高采收率１．７％;②钻加密调整井可提高采收率１．８％;③降低油水井数可提高采收率０．６％;④注采井距均匀化可提高采收率０．４％;⑤各种井下措施可提高采收率０．５％。会计可最大提高采收率５％。据统计,我国注水砂岩油田１     

低渗透油田高压注水的效果

本文针对低渗透油田油层簿、渗透性差的地质特征，对油层注水机理进行了深入研究，阐明了高压注水过程中拐蹼压力变化趋势，确定出合理注水压力界限，为论证低渗透油田高压注水可行性，提供一套可靠的理论依据和可以借鉴的经验。     

安塞特低渗油田注水开发效果分析

根据安塞油田王窑区王１９－４井组的静态资料及生产动态资料,分析限油层吸水状况、沿井见效及见效时间产量、动液面及含水等动态变化情况,并进行了产能预测,分析了井组中的存在的问题,研究表明其且内注水压力平稳,油层吸水状况良好,注水见效时间快,见效程度高,无水采油期长,大部分油井生产形势平稳,产量下降幅度不大,稳产期较长,王窑区油藏自然能量的最终采收率只有８％,而注水后水驱采收率提高到２１．９％,体现了长     

岔河集油田岔12—16井区周期注水提高采收率试验研究

该文借鉴国内外砂岩油田周期注水的经验，从实际出发，对岔河集油田岔１２－１６井区周期注水的参数进行了研究，提出该井区周期注水的最佳参数为：注水周期为８个月，注停比为１：３，振幅为２．５～３．０，周期类型为非对称型，现场试验表明，用上述参数实施周期注水３周期后，该井区累积增油３１９７ｔ阶段含水上升率降低１个百分点，产油量递减减缓３５．６６个百分点，为岔河集油田进行大规模周期性注水展示了良好前景。     

世纪之交油田开发的技术战略

油田经营管理以经济效益为中心已成共识。任何地域的油气资源的发现和采出都经历着由少到多，由盛及衰的一般历程。在油田开发的不同阶段，其技术策略也有所不同。对于每一个具体油区或油田，都面临着如何具体运用一次采油（ＰＯＲ）、二次采油（ＩＯＲ）、三次采油（ＥＯＲ）方法，如何选择接替时机的问题，需要根据储量评估、市场需求、技术进步和经济效益做出规划或决策。     

Oseberg油田开采8年来的油藏管理经验

文中介绍了北海Ｏｓｅｂｅｒｇ油田８年以来的稳产经验。１９９６年的预期储量为１９８３年的１倍。主要增产措施为注水结合注气、水平井及开发次要的Ｎｅｓｓ层等。     

江汉油区低渗透油藏开发实践与认识

近几年来，根据江汉油区低渗透油藏的地质及开发特征，在油田开发方面，分别从提高区块储量动用程度，完善注采井网，加强注水调整，优化开发方式，改善渗流条件以及加强油层保护等方面开展了实践，提高了低渗透油藏的开发效果，取得了较丰富的实践经验及认识，对今后江汉油区低渗透油藏的合理开发具有一定的指导作用。     

注水油田提高采收率的方法与技术

人工注水是当今世界石油工业提高采收率的一种主要方法，在有利的地质条件下，注水可保证原油采收率达60％～65％。提高采收率是油田开发工作的最终目的。而提高采收率是建立在研究剩余油分布基础上，通过现场各种调整措施来实现的。文中对剩余油分布进行分析，从几个方面阐述了提高水驱油田原油采收率的方法与技术，对注水油田的开发具有一定的指导意义。     

变频调速器闭环系统在油田注水中的应用

文章针对长庆油田注水系统管网效率太低的现状，对因打回流而浪费电能比较严重的注水站，进行变频调速闭环控制改造。对应用的条件、节电机理、变频调速的原理及应用效果进行了阐述。     

注水调剖技术提高文明寨油田采收率

该文根据文明寨油田的油藏特点，阐述了影响其水驱采收率的层内，层间因素，并对调剖技术在改善该油吸水剖面结构，提高驱油效率及提高复杂断块油田最终采收率等方面的应用效果作了扼要论述。     

注水开发油田提高采收率的合理控制方法

在开发效果评价基础上,应用统计分析方法,建立了注水开发合理控制的数学模型,为寻求开发过程的最优控制,提高开发效果进行了探索性研究,提出了采收率损失率的概念及注采井数比对采收率损失的影响。经过分析,给出了辽河油区采井数比下的采收率损失量及提高采收率的潜力。     

油田高压注水系统安全取样器

针对高压针形阀取样经常出现打不开或打开关不死以及使用寿命短的问题,研制了油田高压注水系统安全取样器。该取样器与原高压针形阀相比,增加了减压缓冲机构,提高了取样安全性,减轻了现场取样劳动强度和维护工作量。现场试验及应用表明,使用该取样器,实际取得水样162点次,平均每次取样时间为10 min,每次取样时间比原来缩短了20 min。     

CS油田Et层高压间歇注水的分析

根据ＱＴ凹陷ＣＳ油田Ｅｔ油藏５年来的注水采油资料，分析了Ｅｔ层高压间隙注水效果及机理，认为：在地层微破裂条件下对Ｅｔ层实施高压注水是可行的，但注水压力超过地层破裂压力后会加剧Ｅｔ层平面、层间予盾，易使注入水沿裂缝驱油，形成单相推进。