锦16（兴）特高含水开发后期注采结构调整实践

锦16（兴）进入特高含水开发期,各种矛盾日益突出,措施裕孪莓,递减逐年加大,稳产难度大,本文分析研究了区块的注采结构现状和特征,通过近几年来在注采结构调整方面的实践, 总结出一套适合特高含水开发期稳产的做法,实现了油田特高含水期高效开发。其做法可指导水驱开发油田在特高含水期的开发。     

非均质砂体剩余油分布与精细挖潜研究

注水开发油田进入高含水期,剩余油分布复杂,挖潜难度大,为提高水驱采收率,将研究单元细化到油砂体,在精细地质研究的基础上,结合生产动态数据和测试资料,根据油砂体上井网控制情况、水驱特征和边水能量特征,将油砂体划分为弹性驱、注入水驱、注入水＋边水驱、边水驱和未动用等类型,详细解剖不同类型油砂体的动用情况,分析不同类型油砂体的剩余油分布模式和潜力,提出不同类型油砂体的剩余油挖潜方法,利用该方法对注水油田的剩余油进行了挖潜,水驱效果大大提高。研究表明,以油砂体为对象的剩余油挖潜方法可以有效提高注水油田高含水期的开发效果,为剩余油的挖潜提供了新的思路。     

三角洲外前缘相砂体非均质特征

油田开采已进入高含水后期，水驱三次加密调整的主要对象为三角洲外前缘相中的表内薄差层和表外储层。本文以取心井资料为依据，通过对不稳定型外前缘相席状砂、滨外坝外前缘相席状砂、远砂坝外前缘相席状砂及稳定型外前缘相席状砂四种不同成因砂体的平面、层内、层间的非均质特征的研究，为油田开发提供技术支撑。     

探讨低渗透油藏地质特征与开发对策

纯梁油田某油区已进入高含水期开发，因储层物性差且层问非均质严重，水驱动用状况差异大。针对油藏特点和开发中存在的主要问题。开展低渗油藏特征和配套技术研究，通过适用性新技术的应用推广，水驱控制储量、水驱动用储量逐年增加，自然递减下降了2．1％，水驱采收率由提高到5.8％，对指导类似油藏的开发具有较好的借鉴意义。     

探讨油田自然递减因素与控制递减措施

孤岛油田已到了开发后期，注采结构矛质突出，产量递减快，老井稳产难度大，控制老井递减已成为实现油田稳产的重要工作，自然递减率的高低是衡量油田开发管理水平的主要指标，也是完成全年原油生产任务的关键。本文从注水、注聚、油藏采油工程、矿场管理环节人手，对自然递减进行全过程全方位的有效控制。     

孤东六区自然递减影响因素及控制对策

孤东油田六区已到了开发后期，注采结构矛质突出，产量递减快，老井稳产难度大，控制老井递减已成为实现油田稳产的重要工作，自然递减率的高低是衡量油田开发管理水平的主要指标，也是完成全年原油生产任务的关键。本文从注水、注聚、油藏采油工程、矿场管理环节人手，对自然递减进行全过程全方位的有效控制。     

关于影响油田稳产因素的对策分析

油田稳产的主要条件是由油田的地质情况决定的。一个油田在相同的井网条件下，产油量高，稳产期就短；产油量低，稳产期就长。由此表明，合理确定油田的产油量，则是合理开发油田的一个重要因素。埕东油田自二十世纪七十年代投入开发，目前已进入高含水开发后期，采出程度39．87％，综合含水95．7％，由于面临出砂严重、注采矛盾突出、边底水较为活跃，稠油区块递减大等问题，     

探讨油田自然递减影响因素与控制对策

油田已到了开发后期,注采结构矛质突出,产量递减快,老井稳产难度大,控制老井递减已成为实现油田稳产的重要工作,自然递减率的高低是衡量油田开发管理水平的主要指标,也是完成全年原油生产任务的关键。本文从注水、油藏采油工程、矿场管理环节人手,对自然递减进行全过程全方位的有效控制。     

微生物驱油技术在胡尖山油田的应用研究

目前随着油田开发进入高含水开发阶段,油藏开发表现”低采出、高含水、递减大”的特征,油藏平面、剖面矛盾加剧,油藏水驱状况日益复杂,水驱油效率降低,剩余油分布状况日趋复杂,挖潜难度增大,油藏控水稳油形势日益严峻,调驱或三次采油技术储备严重不足。为此,根据低渗透油藏储层特征和流体特征,在广泛调研和室内实验评价的基础上,借鉴油田内外提高采收率的技术思路,开展微生物驱油技术试验,通过矿场实践有效提高了驱油效率和最终采收率,丰富了低渗透油藏提高采收率稳产技术体系,为同类油藏的开发具有重的战略借鉴意义。     

组合注采调整方法在井组调整中的应用

坨七断块沙二8—10单元是胜坨油田整装多层油藏的典型代表,单元2004年进入特高含水开发后期,采出程度达到40．6％,综合含水达96．4％。由于在开发过程中受注采不均衡、现有井网不完善及薄差层水驱难度大等多方面因素影响,在单元进入特高含水开发阶段后,采用传统注采调整技术来提高水驱采收率的效果逐年变差,措施效果降低,导致单元递减加快。为提高水驱效果、提高采收率,应打破原有注采调整的界限,实现多种注采调整手段组合实施。根据油藏特征及开发现状进行一体化调整,针对井组闻不同的矛盾,制定与之相适应的组合注采调整模式。     

油田自然递减影响因素分析与控制对策

胜坨油田已到开发后期，注采结构矛质突出，产量递减快，老井稳产难度大，控制老井递减已成为实现油田稳产的重要工作，自然递减率的高低是衡量油田开发管理水平的主要指标，也是完成全年原油生产任务的关键。本文从注水、油藏、采油工程、矿场管理环节人手，对自然递减进行全过程全方位的有效控制。     

复杂断块油藏高含水期稳产技术研究

文33块沙二下油藏为复杂断块油藏,已进入开发后期,因构造复杂、注水开发历史较长、油水关系复杂、认识挖潜难度大,产量递减加快。通过分析制约油田开发效果的因素,明确问题与潜力,制定针对性的稳产措施。平面上通过强化水下分流河道地层能量,挖潜差异相带剩余油;层间通过相控层段组合,优化注水层段,实施精细注水,提高差层水驱动用程度;层内通过韵律段细分,优化射孔井段,改善主力储层开发效果。通过精细调整治理,区块实现稳产。     

孤岛油田窄薄油砂体挖潜措施与效果评价

孤岛油田馆上段经过长期以来的强注强采高速开发，其主力油层平面、层闻高度水淹，层内油层底部水窜严重．已进入特高含水开发期，挖潜难度加大，同时由于河流相储层的沉积特点，各小层砂体储量动用极不均匀。本文分析了窄、薄砂体的沉积相特征、井网分布、油层非均质性以及开发特点，通过精细砂体空间对比，完善流动单元，应用高泥低渗地层解堵技术，不稳定注水技术、注水吞吐技术等相应的配套治理措施，提高了开发效果，为油田持续稳产提供了保障。     

樊家川油田侏罗系油藏稳产技术研究

经历20年开发的樊家川油田已进入高含水期，油井套破严重导致井网残缺，井筒状况，地下情况复杂，开发难度日益加大。2010年，以剩余油测挖潜、储层的扩边、措施挖潜、精细注采调控，确保油藏稳产。     

特高含水期断块油藏综合挖潜措施及效果

东辛油田是一个复杂断块油藏,在经历了近40年开发后,目前已进入高含水开发阶段,储层丰度变差,剩余油分布零散等矛盾日渐突出,油减稳产难度越来越大,针对复杂断块油藏高含水期的开发特征及剩余油分布规律,提出了挖潜稳产技术,现场生产实践证明,它对于减缓老区递减,实现断块油藏高含水期稳产效果显著。     

浅谈油田自然递减因素及减缓递减措施

目前纯梁采油厂所辖区块已到了开发后期,注采结构矛质突出,产量递减快,老井稳产难度大,控制老井递减已成为实现油田稳产的重要工作,自然递减率的高低是衡量油田开发管理水平的主要指标,也是完成全年原油生产任务的关键。本文从注水、油藏、采油工程、矿场管理环节人手,对自然递减进行全过程全方位的有效控制。     

高含水后期不同储层剩余油分布规律研究

在高含水后期剩糸油呈“总体高度分散,局部相对富集”的格局,准确地预测高含水后期剩余油相对富集的部位,才能有的放矢地采取打各种类型高效调整井或进行其它练合调整措施,提高注水采收率。提出了不同砂体提高采收率的方法,对三角洲储层油田在高含水后期的开发具有一定的指导意义。     

PNN测试技术在十屋采油厂中的应用

秦家屯油田位于松辽盆地南部,梨树断陷东部斜坡区,属于非均质断块层状油藏。通过对SN106区块PNN监测明确了油水井间连通情况,确定了水淹层的厚度和渗透率。结合SN106区块油藏静态资料的研究,指导了秦家屯油田注水开发,加大了水驱效果,为分注、卡堵水提供了依据,极大地改善了开发效果,达到了油田稳产的目的,具有重要的意义。     

油藏非均质性类型对注水开发的影响研究

由于受沉积环境、成岩作用和构造作用的影响,油藏往往表现出较强的平面非均质性,特别是对于陆相沉积断块油藏,从而会影响不同注采方式的水驱开发效果。针对某断块油藏,平面非均质性主要考虑平面上储层厚度、油层的几何形态及渗透率分布的不均匀．研究表明油藏砂体厚度差异程度对不同注水方式的水驱开发效果影响最大,渗透率极差影响最小。     

喇嘛甸油田特高含水期储层动用状况及变化特点分析

喇嘛甸油田经过37年的开发调整,进入特高含水开发已达12年,油田面临着综合含水高、低效无效循环严重、剩余油分布零散、进一步提高采收率难的严峻形势。为此,需要对储层动用状况进行更为精细的研究,尤其需要结合特高含水期油田开发的特点,对储层动用状况进行系统化分类研究、评价。本文从喇嘛甸油田实际情况出发,运用油田开发的各种动、静态资料,对喇嘛甸油田特高含水期储层动用状况及变化特点进行了细致分析,深化了油藏开发规律认识,揭示了油田开发的潜力和矛盾,对油田后期开发调整有一定的指导意义。