纯化油田中高含水期开发技术界限

针对纯化油田地质及开发特征，评价了该油田目前的开发效果，利用统计分析和油藏工程方法，确定了纯化油田中，高含水期开发的技术界限，包括合理井网密度，合理注采比，合理井底流压，合理采油速度，合理注水速度，合理注水压力，平均单井日产油量及经济极限含水率等开发指标。     

中高含水期油田地面工程改造的几点认识

概述了油田进入中高含水期以后，地面生产系统面临的主要问题和需要重点调整改造的项目内容；提出了在项目改造前、改造及改造后需要注意的问题。对中后期油田的调整改造有一定的借鉴意义。     

葡萄花油田中高含水期有效提液方法探讨

本文从葡萄花油田生产实际出发,探讨了计算提液井增产水油比的概念和有效提液的双检验标准,通过对不同换泵提液井增产机理研究,提出了适合葡萄花油中高含水期有效提液增产的途径。     

桥口油田中高含水期提高采收率技术应用研究

桥口油田为典型的非均质复杂断块油藏,随着开发程度的不断深入,平面、层间矛盾十分突出,致使油田过早进入中高含水期后,开发水平变差。为尽快扭转被动局面,研究应用了适合桥口油田特点的双靶心大位移定向调整井和纵向产液结构层间转移技术,并取得了连续四年含水不升、产量稳定、采收率提高的开发效果,为非均质复杂断块油藏中高含水期提高采收率提供了可借鉴的成功经验。     

轮南油田中高含水期稳产技术研究与实践

轮南油田是塔里木盆地最早投入开发的百万吨级油田 ,已进入中高含水采油阶段 ,急需为油田实现稳产 8～ 10a目标确立稳产技术。利用精细油藏描述等技术对油田三大类潜力类型进行分析 ,确立了以水平井为主进行调整挖潜的稳产配套技术。通过稳产技术攻关与实践 ,基本肯定了确保轮南油田稳产的支撑技术是水平井技术、滚动勘探开发技术、注采系统综合调整技术和分阶段优化井网接替式稳产技术。这些技术在油田实践中便于操作 ,应用效果显著 ,使轮南油田 3a新增可采储量 12 5× 10 4t ,生产原油近 90× 10 4t。图 3参 3     

对低渗砂岩油田在中高含水期油井酸化增产的试验研究

在油田开采过程中,随着采出量的增大,油层的含油饱和度会降低,而含水饱和度将升高。当地层水量增大时,含泥质较多的砂岩储层,其泥质胶结物将被水化,一些粘土矿物还会膨张。这些松散的水化粘土颗粒将产生运移,堵塞孔隙,使渗透率下降,其结果导致产量下降。为了溶解堵塞油层孔隙的粘土,恢复和提高油井产量,本文提出了油基土酸酸化工艺及酸化后防止 Na_2SiF_6和 CaF_2沉淀的工艺方案。经过三年的现场试验研究,证明这种方案作为一种增产措施是很好的。     

轮南油田中高含水期液流改向数值模拟研究

轮南油田非均质性严重,进入中高含水开发期以后,常规注水波及系数和水驱采收率不高,含水上升与产油量下降的矛盾尤为突出,急需改善其水驱油效果.在建立TI油组地质模型并进行历史拟合的基础上,对其液流方向改变方案进行了数值模拟研究.研究结果表明液流方向改变方法完全适用于该油组,通过实施液流改向措施,能够大幅度增加采油量,降低综...     

中高含水油井泡沫酸化工艺应用

针对CB油田油井在中高含水期生产过程中存在的问题,通过对起泡剂、稳泡剂和基础酸液配方的筛选研究及施工工艺的优化等基础研究工作,分别在常规井和水平井中采用泡沫暂堵分流技术进行地层解堵酸化工艺措施。该项工艺的应用,在有效解除该油藏因地层微粒物运移引起的近井地带堵塞的同时,较好地避免了在油水关系复杂的层内条件下常规酸化解堵措施易引起的油井含水上升等问题。     

海上中高含水油田提液潜力动态计算方法

提液是海上中高含水油田减缓产量递减的一项有效措施。基于生产动态数据的油井提液动态分析方法克服了传统方法对区域静态资料的依赖性和局限性,但常规动态法只能计算无因次采液指数,难以量化提液潜力。基于渗流理论,首先建立油井无因次采液指数与含水率的定量表征关系,在此基础上研究油井无因次历史最大合理生产压差确定方法,并进一步提出油井最大产液量实时计算方法,从而达到动态法直接量化油井提液潜力的目的。应用实例表明,W油田实施提液后各井产液量基本达到了计算值,证实了该方法的合理性。该方法仅需要油井产液量和产油量2个基本生产动态数据就可以直接量化油井提液潜力,克服了海上油田区域静态资料不足的问题,具有数据基础简单、结果合理、操作简便和可实施性强等优点,可广泛应用于海上中高含水油田提液潜力评价。     

复杂小断块油田中高含水期开发调整实践

由于小断块油田的复杂性,开发过程中需要不断调整完善,只有这样才能保证持续稳产。杨家坝油田为一强非均质复杂小断块油田,断层发育,构造复杂,目前已进入中高含水期,并表现出多种矛盾：注采井数比低,注水井吸水不均匀,油井多向受效率较低,高渗带水淹严重,且受断层影响使得局部井网不完善,稳产难度加大,迫切需要论证合理的开发调整方法．为油田后期的剩余油挖潜提供依据。针对开发中存在的问题,在详细研究最佳射开层数、射开厚度及油田最大产液量等参数的基础上,论证了合理划分开发层系、加强油层改造及提高油井排液量等措施可有效改善油田开发效果,并提出了卡堵改层、周期注水、水平井及侧钻井等技术在改善油藏开发效果方面的作用。研究结果表明,复杂小断块油田的开发调整多种方法和措施需要进行综合实施．且不同阶段针对的侧重点不同．卡堵改层、周期注水、水平井及侧钻井等技术在中高含水期可有效提高剩余油动用程度,保持油田稳产。     

高矿化度油田高阻水淹层成因分析与评价

针对高矿化度地层水油藏高阻水淹层解释失误率高的问题，以岩心水驱油实验为依据，结合测井、试采及物性分析等资料，综合分析了高阻水淹层的几种影响因素及用测井资料评价的方法。把研究成果应用于水淹层测井解释，其结论与投产结果基本吻合。     

钟市油田高含水期综合调整研究

根据钟市油田的复杂地质条件和高含水、高采出程度开发现状．运用地震、地质、测井、生产动态资料．以现代计算机技术为手段。重建构造、沉积、储层模型,开展剩余油分布规律研究,优化调整方案,摸索出一套较完善的适宜高含水期油田开发的综合调整方法。     

王场油田北断块高含水开发期稳产技术对策

针对王场油田潜三段北断块高含水开发期暴露出来的诸如油藏含水高、采出程度高、水淹程度高、油水分布状况复杂及井间、层间干扰严重的主要问题．提出了4种稳产技术对策：重组调整注采井网;整体应用水动力学理论;优化措施方案;开展配套工艺技术的研究。现场实践表明稳产效果显著。     

羧甲基硫代丁二酸对高矿化度油田注水缓蚀阻垢性能的测定

以巯基乙酸和马来酸为原料合成了羧甲基硫代丁二酸(CMTSA)。考察了CMTSA对Ca~(2+)的螯合作用及CMTSA在高矿化度模拟水中的阻垢和缓蚀性能,并利用极化曲线和交流阻抗的测试考察了CMTSA的缓蚀机理。实验结果表明,CMTSA对Ca~(2+)具有螯合作用;在1MPa、80℃条件下,用量100mg/L的CMTSA在高矿化度模拟水中的阻垢率为90%;在常压、40℃条件下,用量100mg/L的CMTSA对Q235钢在模拟水中的缓蚀率为49.6%;缓蚀机理主要是CMTSA能在金属表面形成吸附膜。     

油田水中有机酸的高效毛细管电泳分离

以两种背景电解质体系分别对油田水有机酸进行了毛细管电泳分离分析。在电解质体中，由于各有机酸阴离子的有效迁移率不同，在强地场中迁移速率不同，从而使各有机酸阴离子获得分离。     

深井高温解堵技术研究及现场应用

中原文东油田砂岩油藏渗透率低(6.03×10-3～131×10-3μm2),地层水矿化度高(2.75×105～3.47×105mg/L),温度高(130～149℃),井深(3100～3800m)。为了解除油水井的堵塞,开发了缓速酸液YH 01并在现场试用成功。YH 01酸液的主剂由5%～15%一元和二元弱有机酸、3%～5%氢氟酸、增稠剂、表面活性剂等组成,在120℃和150℃时与油藏岩心的反应可持续3h。研制了由咪唑啉季铵盐、含氮杂环季铵盐和炔醇组成的特种缓蚀剂,可使酸液主剂的腐蚀速率降至要求值,120℃时加量2%,腐蚀速率18.76g/m2·h,150℃时加量2.5%,腐蚀速率37.41g/m2·h。缓速酸液YH 01由主剂、缓蚀剂、互溶剂、粘土稳定剂、铁离子稳定剂等组成,配方经优化,可有效解除钙质、硅质、铁质、蜡质、沥青质及细菌腐蚀产物等堵塞物造成的堵塞。在岩心流动实验中,注入10PVYH 01并在150℃保持不同时间,水相渗透率逐渐增大,保持180min时渗透率增加至原值的3倍。对14口油井和12口注水井试用YH 01进行酸化解堵,在施工和生产上都获得成功。以一口井为例介绍了施工情况和效果。表4参1。