孤东油田特高含水期注采结构优化研究与应用

孤乐油田经过多年的高速开发、强注强采,地下矛盾十分突出。为探索特高含水期改善油田开发效果的途径,在深化油藏开发特点认识的基础上,应用精细油藏描述技术、数值模拟技术、以及开发测井和油藏工程方法,进行了剩余油分布规律研究、合理地层不平研究、扩大水驱波及体积途径分析、注采结构状况分析研究等。在降压强排试验的基础上,调整注采结构、使油田地层压力得到控制,注采结构得到了优化,控制了含水上升速度,油田开发趋势     

孤东油田注采结构一体化调整节能示范区实施效果与评价

针对老油田后续水驱阶段开发单元面临着高含水井比例大、平面注采不均衡、生产参数不合理及地面电动机配套设备能耗高和单元产量自然递减率大等问题,提出了采取限提并举调整单元产液结构、限制无效产液提升有效产液的注采一体化调整,以及配套更新地面拖动设备的优化方案,介绍了孤东四区3—4开发单元注采结构一体化调整节能示范区项目的主要内容、实施情况,并对项目实施效果和综合效益作了分析评价。实践证明,该方案实施后注采比保持在0.9~1.0之间,保证了开发单元平面注采均衡,开发单元年自然递减率下降了13.6%,单元油井系统效率达标率提高了24.7%,百米吨液单耗降低了0.1 k Wh,区域年节电能力达245.34×104k Wh,它的实施对于高孔、高渗油藏注聚单元后续水驱开发调整具有典型示范作用和推广价值。     

孤东油田特高含水期剩余油分布规律研究

利用大量的生产、测井及监测等资料对孤东油田特高含水期剩余油分布的影响因素进行了研究,指出注采对应关系、大孔道、累积注入倍数等是影响剩余油分布的主要因素。归纳总结出了“两段三层四区”的剩余油分布规律,印剩余油主要富集于层内低渗透段、受夹层影响的低水淹段;层间状况差异大且物性差的层、累积注入倍数低的低水淹层及动用差或未动用的薄层;平面上动态注采对应差部位、受井闻渗流特征及大孔道等影响的滞留区、绕流区、起伏较大的微构造高部位。另外,对油层的认识程度也是一个不容忽视的潜力。同时探讨了老油田剩余油挖潜的主要方法,对矿场应用具有指导意义。     

油藏动态监测资料在孤东油田的应用

孤东油田是1986年投入开发的大型整装油田，经过多年的高速开发，已进入特高含水期，综合应用动态监测资料，加强精细地质研究，深化油藏认识，达到了注采平衡，控水稳油的效果。     

孤东油田七区中注聚特征及影响因素分析

聚合物驱油在孤东油田七区中见到明显效果,根据区块实际统计资料,分析了见效井动态特征及影响注聚效果的因素,为油田今后编制聚驱方案及动态调整,提高聚合物的利用率提供了参考依据.     

提高孤东油田注汽系统效率的探讨

文中结合孤东油田稠油注汽开发工作实际．分析了注汽系统效率现状及存在问题。分析影响油田注汽系统效率提高的三个方面因素。即注汽管网热损失较大影响注汽系统效率、注汽井筒隔热管热损失大注汽效果难以保证、注汽干度稳定性差影响系统效率，并针对存在问题和影响系统效率提高的因素，提出了相应的对策与措施。实践证明，这些措施均十分有效。     

双河油田特高含水后期开发阶段注采结构调整的实践与应用

针对双河油田的注采结构的现状及特征，通过近几年来在注采结构调整方面的实践与应用，总结出了油田在特高含水后期开发阶段，实现油田控水稳油田目标的途径和方法，注水结构调整主要是结合地质特点，减少欠注层段，减少和控制不合理超注井层段和改善吸水剖面；在采液结构调整上，控制高含水层段的注入，加强中低渗透层段的注入，封堵高渗透、高水淹干扰层段，解放动用较差的中低渗透层段，改善平面上采出不平衡的状况，通过实施注采结构调整，双河油田在特高含水后期实现了高效开发。     

孤东油田特殊注汽井配套处理工艺

针对孤东油田稠油注汽中特殊注汽井的注汽压力超高和超低的问题,提出了相应的配套处理工艺.以控制注汽压力到一个合理的范围出发,来实施工艺配套,调整注汽压力,从而实现提高注汽效果的目标.现场应用表明,通过现场工艺的配套实施,注汽井压力调整见到了较好的效果,基本满足正常注汽的需要,注汽质量有明显的提高.     

孤东油田稠油热采测试技术应用

针对稠油热采测试技术的应用现状,对于热采监测技术在稠油开发中的作用进行了总结,就如何发挥测试工作在稠油热采中的作用、提高测试资料利用率等问题进行了探讨。认为利用测试资料可以指导区块注汽方案,发现低效井及异常井。     

双河油田特高含水后期开发阶段注采结构调整的实践与应用

针对双河油田的注采结构的现状及特征,通过近几年来在注采结构调整方面的实践与应用,总结出了油田在特高含水后期开发阶段,实现油田控水稳油目标的途径和方法,注水结构调整主要是结合地质特点,减少欠注层段,减少和控制不合理超注井层段和改善吸水剖面;在采液结构调整上,控制高含水层段的注入,加强中低渗透层段的注入,封堵高渗透、高水淹干扰层段,解放动用较差的中低渗透层段,改善平面上采出不平衡的状况。通过实施注采结构调整,双河油田在特高含水后期实现了高效开发。     

中高渗透油藏特高含水期开采规律

对胜利油区已处于特高含水阶段的中高渗透、中高粘度油藏的开采规律进行了研究。可采储量采出程度达８０％后，单井日产液、采液速度降低。综合含水达９０％后，油井开井数降低。特高含水井关井是导致油井开井数降低的主要原因。特高含水阶段约能采出可采储量的１／３。随可采储量采出程度的增加，单井日产油、采油速度和含水上升率均降低。研究得出的定量关系式、趋势分析规律对特高含水期油田开发指标的预测具有一定指导作用，已应用于油区及主要油田“九五”开发规划的编制。     

高含水油田开发效果评价方法及应用研究

以大庆油田萨南开发区萨东过渡带300m地区的开发效果为例进行评价，根据实际开发情况，建立评价指标体系，运用层次分析法来确定各参数的权向量以弥补加权平均法和灰色关联分析法难以确定权向量的不足，在评价水驱开发效果的同时，对影响开发效果的人为控制因素进行多级模糊评判。使评价结果更具公正性、科学性和实用性。     

任丘潜山油藏高含水期的堵水实践与认识

根据任丘潜山油藏高含水期的开发特点及堵水治理的现状，提出了今后堵水的选井原则及对策。介绍了１９９５年以来，针对不同油藏条件和井况所采取的堵水措施，施工１２井次，可对比的９井次，有效率达１００％，年累计增油１．１１×１０４ｔ，平均单井增油１１１６ｔ。指出：针对不同情况采取的堵水、复堵、注水泥等措施可有效封堵主要出水裂缝，控制含水率上升，减缓产量递减；为提高堵水效果，要加大堵剂用量、封堵半径，油井要有较好的含油层段接替，堵水后要保持产液量；因堵水造成的对含油缝洞的污染，可在酸化解除污染后再进行有机复堵。     

大庆油田特高含水期采油工程研究现状及发展方向

大庆油田已开发44年,进入特高含水开发阶段,油田开发面临着含水高、采油速度高、储采失衡严重、套损速度加剧等一系列问题。如何提高油田最终采收率是油田开发面临的主要问题,也是采油工程面临的最大挑战。在简要介绍了大庆油田在特高含水期采油工程的总体技术需求的基础上,分析了采油工程技术现状及存在的主要问题,提出了采油工程技术的发展方向。     

王家湾中区高含水期注水效果分析

结合王家湾中区开发实践,通过注水利用率、水驱特征曲线、含水上升率及注采压力系统等指标的计算,对王家湾中区注水开发效果进行了分析。计算结果表明:随着采出程度的增加注水效果较好,但注采体积不平衡,建议调整压力系统,完善注水井网。     

小集油田注水开发前后储层参数变化特征研究

老油田注水后,储层的孔隙结构参数会发生明显变化,研究这种孔隙结构参数变化的规律,可为合理开采剩余油提供依据。分析了小集油田取心井水淹前和水淹后孔隙度和渗透率的变化特征,按不同韵律沉积储层总结出3种孔隙结构参数变化类型,即以复合韵律为主的变化类型、以正韵律为主的变化类型和与反韵律、复合韵律关系密切的变化类型。研究了注水后胶结物对储层孔隙结构的影响和注入水冲刷作用对孔隙度和渗透率的影响,讨论了其发生变化的原因。基于上述分析研究结果,结合剩余油合理开采的思想,认为以反韵律和复合韵律为主的孔隙结构参数变化类型处于较低含水期,是油气挖潜的主要对象。将孔隙结构参数变化特征与注采后产液剖面和吸水剖面相结合,有助于制定出与剩余油相关的最佳注采调整方案。     

泵上掺水技术在孤东油田稠油开采中的试验和应用

方法 本文通过对孤东油田目前稠油开采工艺现状分析,设计了一种新型的稠油开采工艺方法──泵上掺水工艺技术。目的实现井筒降粘和稠油常规开采。结果通过在现场２４口井的实施,累计增油１．１９２ ６ｘ１０４ｔ,投入产出比达１：１０．３６。结论泵上掺水工艺技术投入少、产出高、不污染地层、不影响泵效、占井周期短、生产过程稳定,为提高稠油油藏的经济效益提供了一种新的工艺方法。     

高含水期注水井周围含水饱和度评价方法及应用

目前通过油藏数值模拟的方法计算油层的含油饱和度分布存在工作量大、计算周期长等缺点,不利于快速评价油层的剩余油饱和度分布。为此,提出了一种简单、方便的计算方法快速评价注水开发油田油层的剩余油饱和度分布,即通过计算注水井周围的含水饱和度平面分布,折算出含油饱和度。利用该方法计算双河油田Ⅷ油组1-1层上部剩余油饱和度,与数值模拟结果相对比,两者基本吻合。     

高含水率断块油田同井井下采油注水设计及应用

东部老油田已进入高含水开发阶段,面对采出水量增加、处理工作难度大,以及一些边缘断块油田因无法注水而面临减产的矛盾,同井井下采油注水技术是解决该矛盾的有效手段。井下旋流分离器是同井井下采油注水的关键设备,文中重点论述了双锥旋流器的圆柱段、大锥段、小锥段和尾管段等4部分的结构参数优化设计,并设计了相应的实验设备进行分离效果的物理模拟实验,通过旋流分离器处理效果、D80型旋流管溢流芯管的选择及最佳处理量3项实验,验证了该技术能够满足现场需要。经过配套完善后,在XZ1-20井进行了现场应用,在地层产液量相同的条件下,进行同井井下采油注水生产后,地面产油量基本保持不变,地面产水量下降了67%,取得了良好的应用效果。