渤海X油田水驱开发规律研究及应用

渤海X油田即将进入高含水阶段开发,由于其措施增油效果不明显,综合调整的难度加大,因此准确把握高含水期油田的开发趋势,分析油田自然递减和含水上升率变化趋势,对油田开发工作的正确运行有着至关重要的作用。通过对渤海X油田的含水上升规律与产量递减规律的研究,发现理论的含水上升率总体呈先上升后下降的趋势,且初期变化最高,在含水为35%时达到最大值。在定液量生产下,产量达到高峰值时递减率为零;递减开始时递减率呈先上升后下降的趋势,结合分析该油田实际生产资料,分析得出该油田自然递减率控制良好,仍有下降空间。在中低含水阶段(fw<60%)无因次采油指数下降趋势较平缓,是油田稳产有利时机,含水率在fw为80%时出现一个明显增大的拐点,无因次采液指数会出现急剧上升的现象,因此在fw>80%后可进行后期大幅度提液。     

大庆西部低渗透油田产液规律研究

低渗透油田油井见水后,采液(油)指数下降,给油田稳产造成很大影响。同时,由于初期建设时选择抽油机均留有较大提液稳产的载荷余地,致使载荷利用率低,能耗增加。为了达到降本增效的目的,必须研究其产液变化规律,为抽油机选型提供依据。本文通过根据相渗曲线对油井产液变化规律进行了研究和预测。     

基于平台寿命的合理采液速度研究

基于油藏工程方法和渗流力学理论,结合含水上升规律和产量递减规律,建立油田开发指标快速预测方法,幵编写指标计算程序。以平台寿命25 a为计算标准,分析不同原油黏度下的采收率与采液速度变化关系,研究海上油田平台寿命内的合理采液速度。研究结果表明:在平台寿命的25 a末,使油田综合含水刚好达到98%的采液速度为合理采液速度;绘制了不同原油黏度下的合理采液速度图版,原油黏度取值在0.5～50mPa·s内时,合理的采液速度为4.5%～12%;研究了渤海B油田采液情况,当前油田采液速度为8.4%,图版预测合理采液速度为9.5%,该图版可作为后续平台采液速度设计的基础。     

狮子沟浅层油田注水开发效果及稳产思路浅析

狮子沟浅层油田含有面积4.6Km2,地质储量217万吨,可采储量43.4万吨,累产油41.62万吨。目前该油田已进入高含水开发期,大部分井水淹,注水开发形成的高渗条带较多,标定采收率采出程度较高,如何挖潜剩余油,达到控水稳油是今后工作的重点。     

纯化油田中高含水期合理采油速度研究

针对纯化油田取得产40×104t以上稳产10年的好效果,为确保递减阶段油田以合理采油速度进行开发,我们采用经验公式及油田含水率与采油速度关系曲线确定目前该油田合理采油速度应在0.8%以上。     

注水开发稠油油田潜油电泵选型方法探讨

针对注水开发稠油油田,本文介绍了如何判断生产中是否存在乳化,大致推断发生乳化的含水区间和反相点（乳化液粘度最大点）的含水率,为油井电泵选型提供计算依据。同时,本文分析了采液指数随含水的变化规律,提出在选泵设计时应考虑未来采液指数的变化,以使电泵在检泵周期内尽可能长的位于高效工作区,节省作业费用和电能损耗。     

跃进二号油田开发形势及潜力分析

跃进二号油田由于构造复杂,注水效果不理想,近几年产量递减较快,目前油田已进入中高含水、中高采出程度阶段。针对跃进二号油田递减大、含水高、生产时率逐年下降等制约油田稳产的因素,坚持"三稳三控",分析其目前开发形势,为下一步改善开发效果,提高水驱动用程度奠定基础。     

改善芳507区块开发效果方法研究

芳507区块于1995年开发,目前区块进入中高含水期、低速开发阶段,常规调整改善区块开发效果难度加大,本文在明确影响区块开发效果的主要因素上搞清区块剩余油分布特征,提出了井网加密和注采系统调整相结合的办法,改善区块开发效果。     

高含水油田深度开发及提高采收率探讨

如今,石油资源已成为国家经济发展过程中不可或缺的基础能源,如何能够在现有的基础上提高油田的采收率,是社会各界所共同关注的重要问题。为此,针对高含水油田的深度开发问题展开了较为深入的研究,总结出了几点提高采收率的措施,其中包括重新调整油田产液结构、采用周期间注水法,提高采收效率等等。     

高含水油田深度开发及提高采收率探讨

在社会发展过程中,人们对油气资源的需求量不断增加,已成为当前人们生活与生产不可或缺的一种能源。为此,需要采取先进的技术手段来提高我国高含水油田的采收率,满足人们的基本需求,为社会的发展提供重要支持。基于此,本文就简要探讨了高含水油田深度开发及提高采收率的有效途径,以供参考。     

双复108型射孔器在胜坨油田的应用

本文以双复108型射孔器在胜利采油厂三个区块的应用为例,详细分析了双复108射孔器在不同地质情况下的应用效果。     

十屋油田W20区块开发效果评价

十屋油田W20区块位于松辽盆地东南隆起区十屋断陷中央构造带上,油藏具有地层压力低、单井产能低、产量下降快、采收率低等特点,充分暴露了开发过程中的矛盾,通过对油藏水驱开发效果的客观分析,并对其进行综合评价,从油藏开发现状出发,提出提高采收率研究方向,达到高效合理开发油田的目的.     

低渗透油田水驱开发效果评价—以N区块为例

低渗透油田开发进入中后期,合理评价注水效果是制定合理精细注水政策的前提和基础。通过地层压力与饱和压力关系分析压力保持水平级别,利用相对渗透率曲线得出含水率与采出程度理论曲线,通过与实际曲线位置关系评价开发效果好坏。利用水驱指数与注采比关系,计算得出不同注采比条件下标准图版,将实际曲线与同类油藏存水率、水驱指数标准图版对比评价水驱开发效果。研究表明,N区块生产能力较好,采液量、注水量差异与地层压力变化保持一致,利用含水率与采出程度关系图版、存水率图版、水驱指数图版评价油藏开发效果较好。     

B区块剩余油分布规律及挖潜

随着注水开发时间的延长,B区块部分油井已进入高含水期开采,高含水井数逐年增加,油井挖潜难度越来越大。为此,在油藏精细描述的基础上,对不同的开发状况及剩余油分布的类型,采取了不同的治理对策,均得到应用,形成了B区井层挖潜的新模式。     

靖安油田盘古梁区长6特低渗油藏含水上升规律研究

通过对实际矿场资料进行拟合,对含水上升规律进行了提炼,阐述了靖安油田盘古梁区长6特低渗油藏含水上升规律;初步分析了其控制影响因素,并进行了含水上升与产能关系的研究,为特低渗油藏的进一步开发提供了依据。     

K油田低成本开发策略研究与应用

在国际油价持续走低的大环境下,无效或低效措施投入,已经严重影响油田开发的经济效益。本文根据投入产出均衡理论,基于K油田油水井措施现状,以经济极限增油量作为评价标准,筛选并制定出低成本的强化采液增产策略。通过无因次采液(油)指数、注水波及体积系数、驱油效率、地层压力和注水利用率等强化采液的可行性分析,在11个注采井组优化强化采液设计,集中实施取得较好的增油效果,赢得更高的经济收益。     

新肇油田古636区块线性注水效果评价

针对新肇油田古636区块反九点法注采井网开发初期表现出的油井见水快、产量递减快、地层压力分布不均衡的裂缝性油田注水开发特征,2004-2006年实施了注采系统调整,形成线性注采井网。通过实施线性注水,有效地减缓了区块含水上升速度快、产量递减快的矛盾。本文从采油速度、递减率、地层压力、存水率等开发指标对古636区块线性注水效果进行了评价。     

低渗透油田A区块加密调整研究

A区块开采目的层为低渗透扶余油层,在300×300m反九点面积井网水驱开发条件下,区块水驱储量动用程度低,单向及不连通水驱储量超过总水驱储量的50.9%。为了改善区块开发效果,对A区块实施对角线加密调整,进一步完善油水井注采关系。区块水驱控制程度和水驱采收率分别增加5.9和6.6个百分点,取得了较好的开发效果,为低渗透油田开发调整提供了经验和依据。     

L167区地质认识及稳产技术研究

L167油藏边底水发育,根据理论模型结合生产实践,确定油井生产的合理采液强度,并且初步研究采液强度调整、注入水开发的一些参数,为后期生产提供了可行的控水稳油的合理采液强度方案。     

吴起油田BH区油藏递减及含水规律研究

吴起油田BH油区勘探开发初期获得较好工业油流,显示出该区域具有很好的开发潜力。但随着开发的进行,地层能量出现亏空,产量呈现出递减趋势。研究油藏递减及含水规律对后期注水开发具有重要的指导意义。本文通过历史拟合,回归分析油藏递减及含水规律。研究表明：（1）该区总体递减符合指数递减模型,月递减率为3.7%。其中,长6油藏注水后递减率明显低于其他油藏,说明注水取得了一定的效果。（2）由含水变化规律分析可知,含水率与注水量呈正相关,因此要控制注水强度。（3）研究区水驱控制程度57.4%,目前为三类开发水平。