王场油田潜三段北断块改善开发效果实践与认识

王场油田潜三段北断块是江汉油田较早投入开发的油田之一，到目前为止已有33年生产历史。地下油水关系复杂，调整治理难度较大，产油量递减和含水上升的矛盾日益突出。1997年底区块综合含水达到94．44％，地质储量采出程度55．2％。1998年初，该油田开展以“控水稳油”为中心的综合治理工作，实施降压开采6年来控水稳油取得较好的效果，为其他同类油田在特高含水开发后期实现稳产提供了借鉴和经验。     

王场油田潜三段北断块降压开采探讨

为了寻求王场油田潜三段北断块后期合理有效的开发方式，进一步提高原油采收率，运用理论分析、数值模拟、经济分析、室内实验、现场试验等方法，分别讨论了降压开采的驱油机理、合理压力界限、油藏三维二相数值模拟、经济评价、降压开采试验几个方面，从而论证了开发后期实行降压开采的必要性和可行性。     

王场油田潜三段北断块地区的沉积类型与特征

王场油田潜三段北断块地区油藏由于对其沉积体系、储层分布认识不清,注水开发效果差,采出程度很低。从现代沉积学理论出发,充分利用岩心、钻井、测井等资料,深入研究了王场油田潜三段北断块地区的沉积特征,将研究区的沉积相类型定为典型的盐水湖泊三角洲,划分出其主要亚相类型为三角洲前缘亚相,并建立了该区的沉积相模式图,从而为下步老井挖潜及滚动开发指明了方向。     

王场油田注水开发高产稳产研究

王场油田位于江汉油区盐湖断陷盆地,由于受到断层和岩盐两方面的影响,具有独特的地质特点和开采规律。油田不利的方面是井深、油层薄、渗透率低、结盐结膏、对井下设施腐蚀严重;有利的方面是油藏构造陡、油层具有反韵律沉积和亲水特性,因此注水波及状况好,盐水驱油效率高。 文中概括了油藏地质特点和注水开发效果,总结了油田高产稳产实践经验,列举了油田地质开发力学应用实例,提出了延长高产稳产期的奋斗目标。     

侧钻井技术在断块油田的应用

随着油田的不断开发,老井井况问题日益突出,直接影响了油田的持续稳产,部分老井受断层,影响,钻遇油层少,或主力油层水淹,严重影响了老井开发效益,断块油田由于断层多,油水关系复杂,含油面积小,不宜继续加密和更新,为了提高老井的利用率,减少投资,将侧钻技术应用于断块油田,该项技术应用的成功,不仅使无法修复的老井得到再利用,同时增加了可采储量,成为断块油开发后期稳产的一种有效手段。     

油砂山油田分层系开发的可行性

由于油田开采历史的原因，油砂山油田长期最大制度强化开采，长井段合注合采，以及油田地质特征的复杂性，目前井网及开采方式已经不能适应油田进一步开发，油田水驱储量控制程度低，层间干扰非常严重．为了科学开发好油砂山油田，确保油田持续稳产，提高油田最终采收率，油砂山油田必须细分层系开发，以提高水驱储量控制程度，提高水驱波及系数，提高油田采油速度．     

王场油田注水开发高产稳产的实践

王场油田位于潜江凹陷北部，属于背斜、岩性低饱和索水性油藏．油田分三套层承、十一个开发单元开采。选用早期边缘注水和四点法面积注水，300m井距的开发井网．水驱控制程度均在85％以上．1975年5月全面投产开始。以2．2％的采油速度稳产十三年．稳产未期的采出程度为35．29％，综合含水77．2％，预计最终采收率49．7％．油田开发过程中，进行了细分层系、放大压差生产为重点的调整，建立了较完善的监测系统，在分层注水、机械采油、酸化压裂、堵水调剖、油水井分层测试等方面形成了配套开采技术．     

注水水质对油田开发效果影响研究

注水水质是影响注水效果的重要因素,当注入不合格的注入水时,岩石渗透率下降,且下降程度与渗透率大小有关。注入不合格的注入水对低渗透层的伤害程度严重,且对纵向非均质性产生更加严重的影响,使纵向渗透率变异系数增大,最终影响到水驱采收率。试验结果表明,当注入不合格的水引起地层损害后,地层平均渗透率降低,而地层渗透率是影响采收率的重要因素,渗透率越小,采收率越低。     

花土沟油田精细注水开发实践及认识

花土沟油田为典型的长井段薄互层复杂断块油藏,非均质性严重,油水关系复杂,注采对应差,注水单层突进,地层压力下降快,产量递减幅度较大。为了改善该油田的水驱开发效果,在精细油藏描述的基础上,通过实施改善水质、完善井网、层系细分、水井分注、剩余油挖潜等精细注采调整工作,水驱控制程度和油藏动用程度得到提高,地层压力稳中有升,自然递减率下降,综合开发效果得到了明显改善。     

王场油田高效开发历程回顾与总结

王场油田是江汉油区储量和产量最大的油田，油田开发30多年来，取得了较好的开发效果。目前油田已进入第四开发阶段，各项开发技术指标列全国中型多层砂岩油田前茅。本文从油田开发技术角度，对具有亲水、多盐特点的中低渗透油藏的高效开发进行了回顾与总结。     

CZ油田C6断块开发调整研究

针对C6断块构造复杂，内部次一级断层发育，储层微相类型多，油井水淹严重，低速低效开发的特点，进行地质、物探、油藏工程等专业联合攻关，研究挖潜方向，提出了细分层系调整的思路，注采井网部署取得了较好的调整效果。     

注水油田提高采收率的方法与技术

人工注水是当今世界石油工业提高采收率的一种主要方法，在有利的地质条件下，注水可保证原油采收率达60％～65％。提高采收率是油田开发工作的最终目的。而提高采收率是建立在研究剩余油分布基础上，通过现场各种调整措施来实现的。文中对剩余油分布进行分析，从几个方面阐述了提高水驱油田原油采收率的方法与技术，对注水油田的开发具有一定的指导意义。     

新站油田井网加密调整方案的数值模拟

新站油田属于低渗透裂缝性油藏,部分油井因受天然裂缝影响高含水关井。为充分挖掘剩余油,应用CMG软件开展了数值模拟研究。在精细历史拟合的基础上,主要分析了剩余油分布特征和形成的原因,以挖掘剩余油为目标,设计了5种井网加密和注水方式调整方案,分别预测了各方案的开发指标,对比了不同方案的开发效果。结合油田实际,确定了合理的井网加密调整方案为:原井网注水井排加密注水井,新老水井交替周期注水。     

评价老油田剩余油开发潜力的筛选标准

成熟阶段的连续油藏管理重点通常在划定袋状油藏剩余可动油的界限上，这已成为油藏地质学家和岩石物理的主要任务。许多老油田正在寻求新的投资机会，期望依靠现代技术能使采收率增加１０％～２０％。文内将讨论有关油藏结构、聚集条件和生产史的筛选标准。根据油藏的构造形式和岩相，可预测发现剩余可动油的位置。沿断层的顶存油可能是最简单的结构，但大量的剩余油会随油藏分层和横向不连续性而变化。文中在现场实例和４种远景区模     

梁家楼油田沙三段中亚段剩余油分布规律

梁家楼油田经过近2 0年的滚动勘探开发,已进入特高含水开发阶段,但层内、平面剩余油潜力大,剩余可采储量高达5 0 3×10 4 t。在重建三维非均质地质模型的基础上,深入研究了剩余油分布规律。受储层非均质性和流体重力分异作用的影响,微构造高点、II、III类储层、BC类流动单元的油层顶部相对水淹程度轻,剩余油富集,采用不稳定注水、水平井、堵水复射技术等方法挖掘剩余油潜力,提高采收率3 .3 %。     

新站油田注采井网加密调整数值模拟研究

根据井点信息，结合数字化沉积相研究成果，建立了新站油田相控地质模型。应用CMG软件开展了数值模拟研究，主要开发指标历史拟合精度在5％以内，较好地适应新站低渗透裂缝性油藏。在此基础上，分析了剩余油分布特征和剩余油形成的主要原因，以挖掘剩余油为目标，设计了不同的井网加密和注水方式调整方案，分别预测了各方案的开发指标，对比了不同方案的开发效果，结合油田实际，确定了合理的井网加密调整方案为：原井网注水井排加密注水井，新老水井交替周期注水。     

江汉油田注水调整工作设想

本文从油藏动态的角度简要总结了江汉油田四个方面的注水开发效果：即实现了较长的穗产开发期，并达到了较高的采出程度；储量动用程度好、水驱控制程度高；含水上升好于规划指标；在递减阶段初期产量下降幅度大的情况下，仍保持了较高的剩余可采储量采油速度。认真分析了经过注水开发十多年后油田注水开发中存在的主要问题：注入水己形成水道，油井含水上升加快；注采井网不完善，注水调整难；难注井层多，地面管网老化，欠注严重；注水量增长幅度与排液增长幅度不能同步上升，地层压力下降。针对上述问题，提出了以逐步完善注采井网，改变注水方向，提高驱油效率，加强注水，稳定和恢复地层压力，开展工艺技术研究的调整意见。     

王场油田潜三段北断块高含水期微观剩余油分布规律

采用磨片模型实验、蚀刻模型实验、核磁共振分析等先进的模拟技术,真实地、直观地、准确地呈现了北断块储层水驱油的过程和微观剩余油的分布状态,揭示了其水驱油微观渗流特征、微观剩余油富集形态、高含水期剩余油在微观孔隙喉道中的赋存状态与赋存量,为北断块这类中高渗透砂岩储层在高含水期进一步精细水驱,改善水驱开发效果和提高原油采收率提供了可靠的实验依据。     

张港油田周期注水数值模拟

应用VIP模拟器，对张港油田周期注水进行了数值模拟研究。通过研究，优选出了进行周期注水的最佳实施方案及预测结果。结合矿场试验的效果，证实了周期注水是提高江汉油区原油采收率的有效方法之一。