油藏控水技术研究

油藏见水是生产过程中由沟槽、横流、锥进引起的油藏产水问题,其存在非常普遍。本文分析了油藏见水原因,总结控水施工过程中的各类问题,在对比分析了前人各种控水方法的优劣点的基础上,对未来油藏控水的方法做出了建议。     

用综合控水稳油技术保持河间东营组油藏稳产

在加强地质研究，深化对油藏认识的基础上，针对河间东营组油藏，应用综合控水稳油技术，如动态调配，改变液流方向，间歇注水等调整注水结构的措施，使开发效果得到明显改善，实现了高含水开发后期的稳产，该研究成果对类似油藏的开发借鉴作用。     

定向射孔在底水稠油油藏开发中的应用

G-Force~(TM)系统是哈里伯顿公司新推出的一项在任何方向精确定向射孔的技术,通过在南美厄瓜多尔奥联特盆地强边底水稠油油藏大斜度定向井的实际应用,定向射孔新技术延缓了底水锥进速度,达到控水稳油的目的,大大提高了底水稠油油藏原油的最终采收率。     

用综合控水稳油技术保持河间东营组油藏稳产

在加强地质研究、深化对油藏认识的基础上，针对河间东营组油藏，应用综合控水稳油技术，如动态调配、改变液流方向、间歇注水等调整注水结构的措施，使开发效果得到明显改善，实现了高含水开发后期的稳产。该研究成果对类似油藏的开发有借鉴作用。     

水平井技术在边底水油藏中的应用

广华油田广一区潜33油组油藏为典型的边底水油藏,地层能量充足,在利用直井井网开采了30多年后,主力层已基本水淹。由于直井开发水锥现象严重,开发状况不断恶化,导致采收率低,大量剩余油滞留地下无法采出。针对该油藏地质特点和开发状况,利用水平井技术进行剩余油挖潜,不但明显提高了采油速度,改善了开发状况,而且采收率由52.3%提高到55.4%,提高了3.1个百分点,取得了较好的开发效果,为同类型油藏的高效开发提供了经验和借鉴。     

盘古梁侏罗系油藏提高水驱采收率技术研究

针对盘古梁侏罗系油藏注水上存在的平面水驱不均和剖面吸水状况变差的问题,分析影响油藏注水水驱采收率的沉积韵律、重力作用、储层非均质性、边底水发育、压裂改造等控制因素,研究出精细注采调整、完善注采井网、"三小一低"措施引效、开展周期注水等均衡平面水驱的技术手段,以及改善剖面水驱的化堵调驱、补孔调剖、暂堵酸化和选择性增注等技术手段,从而提高油藏注水水驱采收率,有效减缓含水上升、降低油田递减,确保盘古梁侏罗系油藏稳定高效开发。     

盘古梁侏罗系油藏提高水驱采收率技术研究

针对盘古梁侏罗系油藏注水上存在的平面水驱不均和剖面吸水状况变差的问题,分析影响油藏注水水驱采收率的沉积韵律、重力作用、储层非均质性、边底水发育、压裂改造等控制因素,研究出精细注采调整、完善注采井网、"三小一低"措施引效、开展周期注水等均衡平面水驱的技术手段,以及改善剖面水驱的化堵调驱、补孔调剖、暂堵酸化和选择性增注等技术手段,从而提高油藏注水水驱采收率,有效减缓含水上升、降低油田递减,确保盘古梁侏罗系油藏稳定高效开发。     

盘古梁地区侏罗系油藏稳产技术研究

从盘古梁地区侏罗系油藏的开发特征出发,利用油藏工程及注采调整方法,总结该油藏合理的开发技术政策及注采调整技术,有效提高了该油藏的开发效果,为同类油藏的稳产提供可借鉴的依据。     

用蒸汽驱改善边底水稠油油藏开采效果

具有活跃边底水的稠油油藏，在其蒸汽吞吐过程中，边底水侵入给开采动态带来了严重的影响，转入蒸汽驱后，连续注蒸汽起到了抑制边水侵入，改善开采效果和提高原油采收率的作用。     

牛16断块"双高期"油藏剩余油分布及挖潜对策研究

牛16断块经过长期高速开发和多次调整，剩余油分布较为复杂。本次结合油藏特征及开发现状，从沉积微相研究入手，开展剩余油分布规律研究，确定各单砂体剩余油富集区。通过综合挖潜工作，原油产量保持稳定，综合含水有所下降，采收率得到提高。     

中低渗透油藏稳油控水综合治理对策研究

元城油田白246井区投产初期主要依靠天然能量开发,2014年实施油井转注注水开发后,压力保持水平仍较低,油井含水上升速度快,产油量下降。为减缓油井产量递减,改善开发效果,开展了稳油控水综合治理对策研究。针对地层能量不足的状况,通过优化合理注采比,实现压力恢复;针对采液强度过大,含水上升过快的情况,通过确定合理的采液强度,实现稳油控水;针对局部注采不完善的状况,通过重复压裂、水淹井复产、完善和恢复注采井网,提高水驱储量动用程度。按照以上综合治理对策,数值模拟研究预测结果表明:研究区开发效果明显改善,含水率略有上升,采收率进一步提高,由12.37%提高到14.29%。     

J油田侏罗系边底水油藏单砂体刻画及应用

J油田侏罗系油藏内部由多期河道叠加的单砂体组成,在岩心观察与测井岩电分析基础上开展单砂体构型单元解剖,进一步总结单砂体接触关系,刻画了砂体几何形态及平面展布特征,结合生产动态分析明确了见效差油井下步措施对策,对类似油藏低效井措施挖潜具有一定借鉴意义.     

侏罗系边底水油藏开发技术探讨

在对绥靖油田新14井区底水油藏的沉积相、储层特征、构造特征等地质特征研究的基础上,运用油藏精细数值模拟、开发效果评价等方法,系统分析总结了该类油藏开发中的射孔位置及厚度、注采比及注水强度、压力保持水平及流压、采液强度及采油强度、采液速度与采油速度、油井解堵及挖潜措施方式等技术,形成了一套边底水油藏高效开发的技术思路,为这类油藏的开发提供科学的技术支撑。     

稠油底水油藏合理采油速度数值模拟研究及应用

对于带底水的稠油油藏，油层射开程度和采油速度直接影响底水锥进的速度。通过数值模拟建立单井模型，深入地研究了高孔、高渗．中等活跃的底水构造油藏的底水锥进规律。在既防止底水过早锥进。又保证油井有效开采的条件下，经论证：合理的射开程度为25％～40％．采油速度为1．5％～1．8％。该项研究成果用于指导现场生产，取得了较好的实施效果，达到了“控水稳油”的目的。     

边底水超稠油油藏控水稳油数值模拟研究——以胜利油田郑411区块为例

针对胜利油田边底水超稠油油藏水侵后含水率增加、产油量降低、大量剩余油未能采出等问题,以郑411区块1砂体为例,提出通过在油水边界处的水平井注入化学堵剂建立封堵隔板以遏制边底水入侵的措施。通过油藏数值模拟研究,优化了冻胶的注入层位、注入量以及注入方式。模拟封堵结果表明,超稠油油藏水平井冻胶控水稳油的效果明显,区块整体含水下降,产油上升,调堵效果显著。     

油藏持续稳产和提高采收率的技术——以彩南油田三工河组油藏为例

着重介绍了如何根据油藏地质特征和开采过程中对油、水运动规律的认识，有针对性地综合运用天然水驱、封隔边底水、适时加密井网、注CDG凝胶调驱等多项技术，使彩南油田三工河组油藏的稳产期较方案设计延长一倍，平均以3．5％的采油速度高速稳产可达10年以上，稳产期平均含水上升率可控制在1．4％以下，油藏的最终采收率由原方案设计的35％可提高至60％以上，不仅大幅度增加了可采储量，而且经济效益十分显著。     

砾岩油藏开发中后期稳油控水综合治理研究

克拉玛依砾岩油藏稀油老区大都已进入中、高含水期开发阶段，油藏油、水分布日益复杂、挖潜难度增大。针对出现的问题，以“稳油控水”为目的，在开展油世故跟踪研究和油藏精细描述基础上，在一些区块因地制宜地完善注采系统，提高配套技术水平，加强经常性的调控管理，取得了明显的效果。     

胡307-新46侏罗系油藏稳产技术政策研究

通过对侏罗系油藏的注水开发技术政策进行深入分析研究,提出了最低的井底流压界限、合理的采油速度、合理的注采比等开发技术指标界限。为保持低渗透油藏的开发决策提供了科学的依据。研究寻找实现侏罗系油藏“控水稳油”和高效开发的有效途径,确保侏罗系油藏高效开发。     

侏罗系边底水油藏注水开发效果评价

元城油田元435区属于边底水油藏,投产初期采用天然能量开采,2012年11月转入注水开发。由于边底水能量得到补充,油田开发态势进一步转好,综合递减率明显下降,含水上升率得到有效控制,延长了有效开发时间,为超低渗透侏罗系边底水油藏的后期注水开发提供了有力依据。     

低渗透浅油藏水-空气交替注入技术研究及应用

甘谷驿油田是一个低渗、低压、低产油田,注水开发后见效快、水窜严重、最终采收率低。通过室内岩心模拟实验,研究了水-空气交替注入法的驱油效率、相对流度和施工可行性,并在此基础上进行了现场试验。试验结果分析表明,水-空气交替注入法是低渗透浅油藏稳油控水的一种较为有效的驱油方法,且操作性强。图2表4参6