对稳油控水技术的研究和探讨

本文针对油田关于稳油控水技术开发的现阶段成果,对此项技术的过程进行优化,从而开发了具有特色的一套技术与方案。油田开发现正处于高含水的开发的阶段,在不同的开发期,每个类型的油藏在整体的开发过程中,都有着不同的开发矛盾。其中对于中含水低流度的油藏,具有孔隙多而且细微的特点。有一些采油井可能会出现含水上升等一系列问题,含水上升到趋势如果得到有利的控制,一定要通过开发的技术及政策来进行研究,确定油藏的注采比,制定政策,调整油藏。从而在实践的基础上摸索与总结出一套可行完整的高含水注水开发油田的调整期结构的技术措施方案。     

复杂断块油藏中高含水期开发技术改造实践

复杂断块油藏由于受其自身的构造特征影响,在进入中高含水期后,常常出现含水快速上升,自然递减迅速加大的局面。传统的观念往往认为这个时候油藏开发的重点就要从一,二类层向二、三类层转移,从控制一,二类层的含水上升向提高二、三类层的水驱动用程度转移。但我们根据文95块的开发技术改造实践,认为在复杂断块油藏的中高含水期不应盲目地放弃一、二类层而直接向二、三类层转移,还应该在油藏精细研究、深化对剩余油的认识、明确剩余油挖潜方向的基础上,综合运用油藏整体监测,精细 C/O、高压油套分注等技术,在恢复完善一、二类层剩余油富集区注采系统.增加一、二类层的水驱动用程度上下功夫。以最大限度地改善油藏整体开发效果。     

曙一区古潜山油藏底水运动规律研究及应用

杜66潜山油藏属于双重介质底水稠油油藏，于1985年以蒸汽吞吐方式投入开发，随地层压力下降底水锥进，造成油井普遍高含水，油藏含水上升速度陕，产量迅速递减。区块年产油量从高峰期1996年的14．77／吨以每年近2万吨的速度下降，2002年年产油仅4．37万吨。通过深入潜山内幕包括油藏构造特征、储层特征、裂缝特征研究，加强底水运动规律认识，并应用研究成果确定剩余油分布方式，针对性地开展油藏挖潜治理，实施后底水锥进速度减缓，油藏递减率明显下降，实现了稳油控水的目的。     

高含水期断块油藏剩余油分布控制因素及挖潜

东辛油田经过多年的高速开发，目前已进入高含水开发期。其中：油区断块油藏综合含水已高达90％以上，目前井网条件下采收率31.8％，理论测算采收率48％，仍有很大的挖潜空间。本文依托典型高含水断块精细地质研究工作，应用数值模拟、密闭取心井总结、新井测井及生产资料分析等分析手段，初步总结出特高含水断块油藏剩余油主控因素及分布特征，并以此为基础提出了改善开发效果的措施。     

探讨高含水期油藏剩余油分布特征与挖潜措施

油田经过多年的注水开发，目前已进入高含水开发后。理论测算采收率48％，仍有很大的挖潜空间。本文依托典型高含水断块精细地质研究工作，应用数值模拟、密闭取心井总结、新井测井及生产资料分析等分析手段，初步总结出高含水油藏剩余油主控因素及分布特征，并以此为基础提出了改善开发效果的措施。     

浅谈M120区沙三段高含水井热采开发认识

面120区沙三段主要分为沙三中3砂组和沙三中1、2砂组进行开发，并于2002年投入热采试验。截止目前整个沙三中累计热采82井次，累积注汽13．5×105m3，累计增油8．7×10^4t，热采增油效果明显。但面120区沙三段属边底水油藏，随着开发规模的不断加大，边水推进，含水上升明显，而且随着热采轮次的增加，地下存水增加，严重影响了热采选井，也制约了产量的上升，解决这一问题至关重要。本文将根据面120区沙三段高含水井开发效果进行分析总结，以改善开发效果。     

水平井控水技术调研与应用

针对河口采油厂边底水油藏水平井在开发过程中存在着含水上升的问题，调研国内油田水平井控水工艺技术，并且综合调研结论对河口油区水平井推荐了相应的控水技术对策，投入现场应用并取得了良好的效果。     

中低渗注水油田开发中后期水动力调整实践

目前,我国大多数油田都已进入高含水期,受各种地质开发因素的影响,注人水波及系数低、驱油效果差,水驱开发效果明显降低。本文所研究的海南3断块,位于浅海海域,注水开发10年,油田存在含水上升快,油层利用率低,注水波及体积难以提高等问题,但油藏依然具有一定的剩余油潜力,注采井网也比较完善,剩余油局部仍有富集,因此有必要采取措施解决以上问题,开采剩余油,提高采收率。2008年以来,滩海油田在注水区块海南3断块精细地质研究的基础上,综合应用高含水期水动力调整手段,使注水区块的含水上升率得到有效控制,采收率提高3．9％,取得良好效果。     

浅谈油田高含水期采油工艺技术的优化与应用

随着各大油田开采期的增长,普遍进入高含水期,已经明显的影响了采油效率,提高了生产成本,影响了经济效益．本文从我国各大油田的实际出发,首先阐述了高含水期油田的特点,进而分析了目前的高含水期采油方式,针对不同类型的地质特征,其开采方式都是有所区别,针对陆相砂岩类油田的开发,要根据其地质特征,采取措施提高注水油田高含水后期的技术开发水平。本文主要是针对高含水期的特点探讨强化注水开采的相关工艺,并对工艺存在的问题进行分析和调整,同时对国外先进的采油方式进行了研究,这样对于我国油田高含水期采油方式的选择提供了一定的借鉴,具有实际的意义。     

对某高含水区块综合调整效果的认识

油田开发进入高含水后期,水驱油藏开发面临着新增可采储量不断减少、特高含水井数持续增加、措施增油量下降、液油比突升、成本效益变差等诸多不利因素。为此进行了综合调整,提高开发效果,本文分析了对某区块综合调整的效果,并探讨了如何减缓产量递减的问题。主题词：综合调整 高含水 产量不降     

乐安油田草13块高含水油井堵水技术分析

乐安油田草13块目前开井146日,平均单井日油只有2．2吨,天,综合含水已达89．0％,高含水问题已经成为草13区块产量下降的主要因素。如何堵水已成为改善高含水水平井生产效果的重要问题。工艺上需根据油井高含水的原因,采取不同的堵水技术,降低油井含水,改善油井生产效果。     

高含水期注水技术的调整探讨

不同类型的地质特征,针对油气田的开采方式都是有所区别,针对陆相砂岩类油田的开发,要根据其地质特征,采取措施提高注水油田高含水后期的技术开发水平。本文主要是针对高含水期的特点探讨强化注水开采的相关工艺,并对工艺存在的问题进行分析和调整。     

文33块北油藏精细描述及剩余油挖潜

文33块北部油藏目前已进人高含水、高采出的双高阶段,地下还存有大量的剩余油,但是分布比较复杂,挖潜难度大。为了准确描述剩余油分布和提高油气采收率,对文33块进行精细油藏描述和剩余油分布研究。     

中高渗透油藏剩余油类型的分布及特征研究

基于中高深透油藏高含水期的剩余油分布规律、挖潜单元以及相对应的挖潜技术对策。中高深透油藏砂体是地质上具有成因联系、开发上相对独立的砂体单元,既是地质上的成困单元,也是与剩余油分布有关的渗流单元,既反映了砂体的沉积成圈,也决定了剩余油分布特征和注水开发特征。中高深透油藏砂体成因类型可以划分为多期河道叠加型、分支河道型、单一河道型和席状砂型4个大类;结合注水开发特点,每种类型具有高注高采、高注低采、低注低采和低注高采4种注采方式。剩余油潜力评价昀结果表明：多期河道叠加型砂体潜力最大,其次是席状砂型单砂休,分支河道型和单一河道型砂体潜力较小。     

高含水期影响油井含水准确性因素探讨

油田已进入高含水开发阶段，含水上升速度较快。为给地质动态分析提供更加真实有效的数据，含水化验数据的真实性和有效性就至关重要。本文就化验过程中对含水数据的影响因素进行了分析，包括取样、运输到化验，等各个环节对化验数据的影响进行分析，尽量减少人为因素对数据准确性的影响。     

非均质油藏中高含水期稳油控水对策及效果刍议

文章以某油田非均质油藏为例,通过对中高含水期稳油控水技术进行了分析,并探析了相应的应用效果,以供参考。     

关于纯东管理区油井按需热洗合理加药的探讨

纯东管理区位于纯化油田东部，管理着C6、C5、C12及C17断块的一部分．属于断层控制的层状构造油藏，主要开发层系为及S2的一部分。本区地质构造复杂，且渗透率差异较大，泥质含量高，经过三十多年的开发，已进入中高含水阶段，油井井简管理难度加大，部分油井频繁作业。     

试论胡尖山油田高含水井治理对策

2012年11月全区综合含水74.1%,较去年64.1%上升10个百分点,其中高于综合含水的共计105口,该部分井综合含水高达89.4%,占全区总井数的50%。已成为制约胡尖山油田高效开发的主要因素,高含水井的治理迫在眉睫。本文主要是针对不同层位不同原因导致的含水高于90%的油井,分析原因提出有效的治理措施,促使油藏稳产,油田高效发展。     

喇8-PS1801井压裂措施效果分析

喇8-PS1801井是北北块一区的一口采油井，该井组注入井于2007年10月开始注聚，在2008年5月开始见效，见效后产液量大幅度下降，到2010年2月产油下降，含水开始回升，采出液浓度逐渐上升。通过对该井各沉积单元发育状况、动用状况及注采关系的分析，找出产液量下降，含水回升，采出液浓度上升的原因，并采取相应措施，提高其见效程度。     

塔河油田碳酸盐岩油藏底水沟通方式研究

本文通过对塔河油田缝洞型油藏油井含水上升特征分析,结合动静态资料,进行了控水治水措施的探讨。