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）     

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     

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。     

21世纪的油田开发

继利用天然能量进行油田开发的一次采油之后,在20世纪以注水保持油田能量为主的二次采油得到了很大的发展.二次采油技术,从实践到理论日臻成熟、完善,但二次采油所获得的原油采收率仍然比较低,于是三次采油的方法应运而生.三次采油以改变驱替介质的性质为特征,旨在进一步采出油层中的剩余油.20世纪后期三次采油方法的出现和发展,预示着21世纪油田开发还将有革命性的变化.为使三次采油成为未来世纪的主导开发方式,必须要解决以下几个关键性课题:提高驱替介质的驱替性能,降低驱替介质的成本;开展强化三次采油的技术和工艺研究;解决产出液处理技术;建立三次采油注人系统及集输系统.     

大庆油田开发油田用表面活性剂

在我国石油探明储量的265亿t左右中，大庆油田占23％。随着大庆油田的长期开发，依靠一次采油（自然采油）和二次采油（水驱采油）所采出的石油已远远不能达到我国探明储量的标准。自主开发驱油用“三采”主剂是大庆油田提高采收率的一个技术突破。     

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     

注水油田高含水后期开发技术方针的调整

总结了中国陆上油田的地质特点以及由此决定的开采特征.中国油田开发的基本方式和开采方针是早期内部注水、逐步强化开采.随着开采过程的延伸,在油田高含水后期开发(综合含水率大于80%)中采用强化开采方式是低效的,不利于提高油田开采的经济效益和技术效果.提出了以降低含水率和提高注水波及体积为目标,建立以不稳定注水为中心的高效二次采油方式,从而改善了油田开发的技术经济效益.     

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。     

苏联对某些油田开发后期用不稳定注水方法提高采收率

苏联某些油田已进入开发后期，随着含水上升，原油产量递减很快，而且油藏含水不均匀，针对上述特点，广泛采用了不稳定注水方法。研究结果表明，在开发采高含水期中的剩余石油储量和提高采收率，降低含水方面，不稳定注水是最有效的一种方法。方法以不断调整油田开发为基础，简单易行，适合于各种不同地质－物理条件，所达到的技术效果和经济效益均很高。其成功率在很大程度上取决于根据开发的具体条件和特点进行最佳工艺选择。     

石油工业节能技术

介绍了１９８６年开始实施的节能动态开采技术及其主要特征，该技术在油田开发期取得了良好的效果。     

注水开发油田二次孔道最佳封堵时机和最佳封堵位置的室内实验研究

采用平板模型的流动实验方法,研究了二次孔道封堵的最佳时机和最佳位置,从最佳堵时机研究得到油井刚见不时是最佳的封堵时机,水道一形成即进行封堵,可减少注入水的无效循环,也可以减少二次孔道的形成,从最佳封堵位置研究得到在靠近注水井的位置是最佳的封堵位置,说明了封堵越靠近注水井,对海线影响越大,波及系数越大,因此原油采收率越高。     

注水开发油田二次孔道的封堵机理

用平板模型的流动试验方法,研究了二次孔道封堵的最佳时机、最佳位置、最佳用量和最佳工艺。从最佳封堵时机研究得到油井刚见水时是最佳封堵时机,说明水道一形成,立即进行封堵,可减少注入水的无效循环,也可减少二次孔道的形成;从最佳封堵位置研究得到在靠近注水井的位置是最佳封堵位置,说明封堵越靠近注水井,对流线影响越大,波及系数越大,原油采收率越高;从最佳封堵用量研究得到堵剂用量越大,将高渗透带封堵得越彻底,波及系数越大,原油采收率越高。考虑到经济效益,有一个最适宜的堵剂用量,为高渗透带孔隙体积的15%;从最佳封堵工艺     

微生物技术在油田生产中的应用

微生物采油是利用微生物的活动及其代谢产物强化采油的技术，本文综述微生物采油技术的优点，微生物提高原油采收率的机理，影响微生物生存、繁衍和代谢活动的参数因素，微生物采油工程的油藏筛选标准和筛选程序以及微生物采油技术的现场应用类型。对微生物采油技术的应用前景提出了看法和建议。     

美国东得克萨斯油田开发状况及具体措施

从油田地质概况、开发现状、开发指标和采油技术等方面,对东得克萨斯油田开发以来的发展历程和主要开发措施进行了描述。东得克萨斯油田和大庆油田同属世界级别的大型非均质多层高含水砂岩油田,开发措施和开发思路有很大共性,但东得克萨斯油藏物性更好,注水研究开展早且技术成熟,在政府支持和保护下,辅以封堵、强采、EOR等增产措施,实现了油田的有效和高速开发。东得克萨斯油田目前已进入开发晚期,但仍在可持续开发,并能够实现“百年油田”的发展战略,这对大庆油田有一定的参考意义。     

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。     

高含水油田的注水再开发工艺

通过开发模型的建立和开发方案的结果分析，作者认为高含水油田注水开发应包括：及时关蟛、非稳定性注水和剩余储量的确定与开发。据预测，在萨塔叶夫油田该工艺可以在七年内将油水比降低一半多，将原油产量提高了半倍多。     

新疆油田提高采收率问题的战略思考

该文对一次采油，二次采油，三次采油的开发阶段划分，对三次采油方法在中，低含水期相机“插入”而不是等到高含水期才用，提出了新的认识；对制约三次采油经济效益的因素，从战略角度进行了分析，对新疆油田提高采收率的方法提出了具体的建议。