南阳凹陷断块油田周期注水提高水驱效率技术应用

南阳凹陷断块油田断裂系统复杂,局部区域断层发育,进入开发后期,储层物性差异大,非均质性严重,导致其水驱油效率不均衡,影响开发效果,因此,考虑采用周期注水来改变并提高南阳凹陷断块油田水驱油效率;周期注水技术主要是通过油水交渗效应、毛管压力作用,增加注水波及体积,从而提高水驱采收率的技术。根据该技术的作用机理并针对几个井组进行试验,试验表明：南阳凹陷断块油田适合通过周期注水来提高水驱效率。     

喇11-1730井组综合调整效果分析

2010年,为进一步探索特高含水期水驱控递减、控含水的有效方法,在北北块一区开展了水驱精细挖潜示范区,面临示范区"三年产量不降、含水不升"的开发形势,需依托"四个精细",注重"优势技术规模应用、油水井配套调整",形成一套水驱精细挖潜的有效技术。本文以示范区喇11-1730井组为分析对象,在结合砂体再认识的基础上,利用动静资料,重点突出井组内油水井配套调整,有效挖潜了井组内剩余油,改善了井组的开发效果。     

井组承包亮“高招”

在油田产能建设工作量不断增大，员工人数未增却减的情况下，如何解决这一矛盾？吉林油田新木采油厂积极稳妥推行井组承包管理，亮出一个又一个“高招”。这些“高招”缓解了人员紧张的矛盾，提高了员工的素质，提升了管理水平，降低了生产操作成本，增加了员工收入，可谓一举多得。     

陶氏三井组建氯碱合资公司

陶氏化学和日本三井公司组建一个双方出资比例各为50％的合资公司,合资公司计划在美国德州自由港新建一套氯碱生产装置,烧碱设计能力为88万t／a。该装置预计在2010年第4季度动工建设,预计2013年中期建成投产。     

埕岛油田海洋工程优化与创新

随着胜利海上埕岛油田勘探开发规模的不断扩大,现有海上油气输送能力、注水能力、供电能力等已不能满足油田增油上产的需要,因此实施了埕岛油田开发调整工程。文章结合胜利海上油田设施现状及施工装备、钻采技术的发展,介绍了埕岛油田开发调整的海洋工程建设模式及整体优化的思路和措施,包括对海底管网布局进行综合优化调整,井组平台采用导管架式固定采修一体化平台,中心平台采用海上整体浮式安装技术。这些优化和创新技术的应用,为埕岛油田开发调整工程的顺利实施提供了保障。     

大厚度含水层分段取水设计及试验成果分析——以乌市某水源地为例

本文通过大厚度含水层分段取水实践及各种干扰抽水试验成果分析,为大厚度含水层分段取水井距、垂向间距等的确定提供了经验和有效的试验资料。     

辽河油田杜124井区双北29-37井组MD膜驱矿场试验

辽河油田杜家台124井区油藏埋深～3000m,地层温度110℃,平均渗透率0.029μm3,原油50℃粘度31mPa·s,凝点28.5℃,井区采出程度仅6.17%。该井区双北29 37井组包括1口注水井和3口采油井,驱油试验前注水困难,日注水量降至60m3,注水压力升至19.8MPa,井组日产油7.6t(单井0.9～4.3t),含水82.0%(单井73.0%～85.5%)。根据设计试验方案,从2001 09 30开始,每天从注水井注入有效浓度25%的MD 1工业膜驱剂100kg,15天共注入1.5t,截止2001 12 27,井组累计增产原油157t,注入1t化学剂增产原油105t,驱油试验在经济上是成功的。产油、含水、产液曲线表明,膜驱剂注入开始后10天左右,井组日产油量明显上升,最高达12.4t(37.3t/3d),15天左右井组含水明显下降,最低达73%;注入膜驱剂后井组日产液量增加,最高达53.4t(160.3t/3d),较试验前平均值增加30%。认为油井产液量增加是低渗透油藏MD膜驱见效的现场判据。图5表1参6。     

区块、井组调剖效果评价方法

从调剖的目的入手，分别从水井、油井、油藏、经济性四方面进行了调剖效果评价方法介绍，主要包括注水井吸水剖面、采油井增油降水、产液剖面、油藏可采储量、采收率、投入产出比等项目的分析。为调剖技术的效果评价提供了方法和思路。同时用实例证明文中方法简单易行，且结果准确、明了、全面。     

二类油层聚合物驱采收率影响因素分析

通过对大庆油田北部投入二类油层聚合物驱工业开发区块的实际生产数据进行分析，对不同类型井组提高采收率值的规律进行归纳总结。探讨了影响二类油层提高采收率值的主要因素，包括河道砂连通方向比例、中心组各小层连通关系、井组注采类型和单井射开有效厚度等。由相关实例分析得出：厚注、单井射开有效厚度大、在含水下降期至稳定期进行压裂，对提高采收率值贡献较大。     

煤层气井组生产特征及产能差异控制因素

为揭示影响相邻煤层气井组以及同一井组间产能差异控制因素,基于SZB煤层气一体化区典型相邻煤层气井组生产动态变化特征,探讨了产能类型、平均产气量和平均产水量等参数的差异性,并从地质控制因素、工程工艺控制因素和排采管理因素出发,详实剖析了资源条件、有利煤储层发育程度、井身质量、固井质量、压裂工艺和不同阶段排采制度对煤层气产量控制作用。结果显示：在煤层气资源条件相近情况下,煤储层非均质性和有利煤储层发育程度是影响相邻井组产量差异的内在主控地质因素;在保障井身结构合理、固井质量合格基础上,压裂改造效果是相邻煤层气井组产量差异的主控工程因素;不同生产阶段排采管理的科学性是主要管理因素。该观点不仅对煤层气井产量控制因素分析提供了理论依据,对煤层气田快速提产增效也有参考价值。