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。     

双河油田周期注水矿物试验

周期注水是水驱开发油田改善开发效果的一种水动力学方法。结合双河油田IV4层系地质特征分析了周期注水试验效果及开发特点。5口注水井进行矿物实验：单元日产油最高增加21t,综合含水最低下降2个百分点。周期注水井对应受效油井的年产油量比常规水驱增加6027t,年含水上升率比试验前下降1个百分点。     

双河油田周期注水矿场试验

周期注水是水驱开发油田改善开发效果的一种水动力学方法。结合双河油田Ⅳ４层系地质特征分析了周期注水试验效果及开发特点。５口注水井进行矿场实验：单元日产油最高增加２１ｔ,综合含水最低下降２个百分点。周期注水井对应受效油井的年产油量比常规水驱增加 ６０２７ｔ,年含水上升率比试验前下降 １个百分点。     

注水开发油田延长稳产期技术及应用

介绍计算注水开发油田稳产期的经验公式 ,并根据公式分析影响稳产期的因素 ,指出油田的稳产年限与稳产期内的年产油量成反比。在稳产期内 ,如果在开发过程中采取投产新井、补孔、压裂等重大调整措施 ,改善油层动用状况 ,增加油田可采储量 ,则可延长油田稳产期。将此技术应用于文中油田的高含水后期开发 ,取得了明显的的稳产效果。     

双河油田提高注水系统效率实践

注水泵效率和管网效率是影响油田注水系统效率的主要因素。提高注水泵效率是通过泵额定压力、排量与实际需要的合理匹配来实现;提高管网效率是通过减小管路节流及井网合理布局来实现。3年来,双河油田注水系统效率逐步提高,形成了一套适合双河油田特点的提高注水系统效率技术。     

油田开发晚期保持稳产的措施

介绍了俄罗斯斯拉夫油气股份公司在其所开发油田的高含水期采取的稳产措施,指出稳产措施应以经济效益为目标,重视技术与经济可行性的综合分析,实现投资最优化。     

高升油田开发调整及稳产措施研究

通过高升油田近三年来开展的油藏精细描述、油藏工程、油田开发、调整及措施挖潜等方面的成果研究，阐述了油田实现稳产、减缓油藏产量递减的一些好做法，改善了开发效果。同时，也为“九五”期间确定合理的开采方式，盘活资源存量及进一步稳产，明确了开发工作的重点。     

罗马什金油田开发后期稳产措施

1 开发现状俄罗斯罗马什金油田的主力油层于 1 975年就进入了开发后期 ,其特点是采油速度低 (降至原始可采储量的 2 % )、油井含水高 (主力油层的含水率为86 7% ,油田的平均含水率为 85 8% ) ,难采石油储量所占比例由 2 7%增至 85 %。到 1 995年初 ,全油田共有 2 4× 1 0 4 口井 ,已经开始亏损。已有 1 7个开发区进入了开发结束阶段 ,只有萨尔马诺沃、卡拉马雷、霍尔梅开发区尚处于开发后期。到 1 997年 2月 ,该油田在平均含水 87%的情况下 ,采出程度已达 47% ,平均单井累计采油量为 1 5 9× 1 0 4 ｔ。预计到 2 0 0 0年、2 0 0 5年、2 …     

双河油田注水水质不达标影响因素研究

分析了影响双河油田注水水质不达标的主要因素,认为：（1）产出污水含S^2-高达60mg/L,而处理工艺没有采取除S^2-措施,是赞成水质不达标的主要原因;（2）产出污水含有一定量的残余聚合物,使斜板沉降罐,过滤罐的净化效果变差。在动态测定条件下,这种含硫污水对铁的腐蚀速度为1．6－2．3mm/a,超过布颁标准（0.076mm/a)21倍以上,由于腐蚀不断发生,在外输过程中,悬浮物含量不断增加,水质更加恶化。     

浅谈油田注水开发

注水开发方式作为油田稳产增产的重要手段之一,在油田的持续发展中有着至关重要的作用。     

油田稳产措施最佳配置

油田开发后期，为了实现稳产，必然要在老井产量基础上实行各种措施。以往对措施的规划仅凭人为经验，而且在措施单井增油的统计中必然带有随机性误差。为解决这一问题，把油田后期的措施规划作为不确定的灰色系统，利用灰色系统理论和整数规划方法，提出配置油田开发措施的灰色整数规划模型，并且讨论了求解方法。对永安油田的资料进行了实例计算，据此制定了该油田“九五”期间的措施规划。图２表２参５（郭海莉摘     

双河油田开发后期堵水挖潜

根据双河油田开发后期剩余潜力的分布特点，在常规增油措施中，堵水的作用越来越重要。有效堵水不仅能够挖潜增油，还能够降低产水，改善产液剖面，起到控水稳油作用。只有根据沉积亚相及油水井在相带上的组合关系，采取不同的堵水方式，并与其它措施恰当地结合，才能达到有效堵水目的。堵水前，要保证非限制层的地层能量充足。双河油田自１９９５年以来的有效堵水，共增油３３３３２ｔ，地层压力回升０．３４ＭＰａ，控制含水上升率为０．６％～０．８％，直接节约成本２０００万元。     

双河油田开发后期堵水挖潜

根据双河油田开发后期余潜力的分布特点，在常规增油措施中，堵水的作用越来越重要，有效堵水不仅能够挖潜增油，还能够降低产水，改善产液剖面，起到控水稳油作用，只有根据沉积亚相及油水井在相带上的组合关系，采取不同的堵水方式，并与其它措施恰当地结合，才能达到有效堵水目的，堵水前，要保证非限制层的地层能量充足，双河油田自１９９５年以来有效堵水，共增油３３３３２ｔ，地层压力回升０．３４ＭＰａ，控制含水上升率为０     

对应注水井周期注水在油田开发中的应用

目前某油田储层的非均质性非常严重,低渗透性储层动用较差.在某油田某区通过应用对应注水井周期注水方式,周期性及方向性地改变注入量,利用油藏中的弹性能量及压力场变化引起常规注水状态下无法动用的低渗透层内的剩余油流动,同时又通过方向性调整扩大波及体积,减少波及死角滞留区,使低渗透层内及未波及区域中的油被采出.这种注水方式有效地改善了水驱效果,提高了采收率,同时提高了注入水有效利用率,减少无效循环,节能的同时达到了增效的目的.     

周期注水改善油田注水开发效果

本文从韵律性、层间渗透率差异和原油粘度等方面,分析了影响周期注水的因素,并对连续注水和周期注水的开发效果进行了比较,证明了连续注水在改善油田注水开发方面优于连续注水。     

稠油油田注水开发后期措施挖潜对策研究

海1断块通过应用“精细油藏研究”技术深化储层认识、细化微构造及沉积微相研究，找到剩余油富集区，开发了“隐蔽性油藏”。同时，结合“三老”资料复查以及测井曲线重新认识，开展“水中找油”工作，动用了一批过去忽略的薄(差)油层、油水层。通过措施优化及运作，保证了较好的措施挖潜效果。     

濮城油田高含水油藏开发后期稳产增产措施

濮城油田目前处于高含水开发后期,为保证稳产增产,开展了油藏精细描述和剩余油分布规律研究,对油藏剩余油进行分类评价,计算井组剩余可采储量,确定了不同潜力井组挖潜类型;开展分层启动压力研究和单砂体挖潜先导试验,为井组层间挖潜提供技术支持;确定了层间精细挖潜的技术对策.经过3年的井组层间精细注采调整治理,有效地改善了油藏的水驱动用状况,油井平均受效方向由调整前的1.61个增加到2个,增加了0.39个,水驱动用程度由38%提高到44.5%,提高了6.5个百分点,增加水驱可采储量5.6×10<'4>t.     

油田注水开发后期提升采收率的技术措施

本文研究了油田注水开发后期提升采收率技术,有效提高了油田开采质量。     

马北油田开发现状及稳产对策

马北油田是青海油田近年来发现的一个新油田,主力油层厚,储层物性好。利用水平井加直井的开发井网,取得较好的开发效果。但由于该油田油层单一,边底水能量弱,油井递减快,稳产难度大。本文针对目前注水开发未见效的实际情况,提出井震结合对地下地质体进行精细认识,刻画主力油砂体的内部沉积特征,评价储层非均质性对注水开发的影响;用电位法判断水驱方向,为合理配注量的确定提供依据,从而为完善注采井网,提高注水开发效果奠定基础,利用丰富的测录井、开发动态资料,复核地质储量,为制定合理的采油速度,论证合理的单井产能,为油田的稳产、提高最终采收率打好基础。     

河南双河高温油田三元复合驱实验研究

在75-85℃的高温条件下，针对河南双河油田油水特点筛选出了界面张力性能优异的碱-表面活性剂-聚合物三元体系配方，并对该配方的热稳定性、岩心驱油效果等进行了研究。