深层低渗透油藏注水开发可行性研究

曙68井区杜家台油藏为岩性-构造油藏,目前为天然能量开发.从油藏地质特点、储层微观特征和渗流特征入手,通过多方面综合研究,评价了油藏注水开发的可行性,确定了适合油藏特征的水质标准和相应的油藏工程方案,对同类油藏注水开发具有一定的借鉴价值.     

锦150断块中生界油层注水开发可行性研究

以锦150断块中生界油层为例,研究了低渗透水敏性油藏在注水开发中出现的问题及解决方法.通过加强锦150断块注水前期研究,采取适当的试注措施并及时跟踪解决出现的问题,使试注取得了成功.锦150块中生界油层注水经验表明:注水前采取适当的防膨措施、注入水与油层的高度配伍性和最大限度地降低注入水中的机杂含量等做法,是该类油藏成功注水开发的关键.     

常规稠油注水开发技术研究

曙1-6-12断块属于浊积厚层砂砾岩、中高渗中质稠油油藏,1980年9月开始注水开发,注水开发过程中适时应用早期注水、动态调注、周期注水、水井调剖以及注采井网调整等技术,实现了区块的高效开发.文章重点阐述了不同开发阶段注水技术的研究与应用,分析开发效果,总结成果经验.对同类油藏采用注水开发具有较好的借鉴和指导作用.     

不稳定注水方式在曙4714块的应用

针对曙4714断块已进入"双高"开发后期,主体部位水淹程度高,油藏剩余油高度分散,稳产难度大的实际情况,采取了不稳定注水开发方式.实施后,有效提高储量动用程度,阶段增油1.38×104t,为同类油藏开发提供借鉴.     

利用油层裂缝注水是改善油田开发效果的有效途径

头台油田于1994年4月开始注水开发，经历了初期高产、产量滑坡和产量稳定回升3个阶段。开发过程中，主要暴露出2个主要矛盾：一是油层裂缝比较发育，被裂缝沟通的油水井中，采油井很快暴性水淹；而未被裂缝沟通的油水井中，采油井注水受效差，产量递减快，95％以上的油井表现为严重供液不足。二是注入水在油层中的运动主要受裂缝控制，在较高注采比情况下，油井见效慢，单井产量低。由于以上两个主要矛盾，油田产量急剧下降。根据这一严重情况，在茂11井区开设了关闭高含水井沿裂缝线状注水试验，试验一年后，13口南北向油井平均单井产量由3．9dd上升到5．5dd，含水由13．9％降到6．4％，两年来，没有新出现高含水油井。     

水平井技术提高底水油藏采收率研究

欢喜岭油田齐2-7-10块为块状底水油藏,针对其地质特点和开发状况,在精细油藏描述和油藏工程研究的基础上,利用水平井技术进行开发调整.调整后采油速度明显提高,改善了开发状况,单井增加的产量是直井的3倍,达到了预期的效果.该油藏利用水平井技术成功地提高了砂岩底水油藏的采收率,对同类型油藏的高效开发有指导意义.     

新木油田降低递减技术对策

近年来，针对木头油田的地质储层特点和各区块的开发特征，通过不断深化油藏认识、强化分层认识，精细注水、加强生产管理等手段，油田递减减缓，开发形势得到较好改善。     

复杂断块油藏注水方式探讨

曙二区大凌河油藏为近源物质快速堆积形成的水下扇油藏,发育多套含油层系,且各自有独立的油、气、水组合,断裂系统复杂.早期少井多注的开发方式造成剩余油分布高度分散.通过实施井网完善、动态调注、周期注水、分层注水、轮替注水等技术实现了区块高效开发.     

尕斯中浅层油藏长停井恢复治理思路

尕斯中浅层油藏通过多年的开发,工程与地质两方面造成长停井较多.一方面注水开发深入油藏采出程度较高,剩余油分散,储层非均质性严重,层间矛盾较为突出,注入水沿单层突进,特别是一些区域注入水、边水沿河道方向向油井推进较快,造成部分油井高含水.另外,注水井的长期注水,导致井下管柱破损较多影响正常注水.     

华池油田华152区低渗透油藏堵塞机理分析与解堵技术研究

华池油田华152区长3油藏属典型的特低渗油藏，1996年正式投入开发，在开发过程中油井堵塞频繁严重影响了开发效果，加剧了油藏的递减。本文通过对长3油藏的地质特征的认识、堵塞机理的研究，确定了适应性解堵技术并在现场应用中取得了较好的经济效益，同时为同类油藏的开发提供了借鉴资料。     

采油企业单井成本核算管理体系建设与运行

采油企业实行成本单井核算,从细化成本管理角度出发,划小了成本核算单元,能够从多角度、深层次开展投入产出分析,为加强采油成本控制创造了条件。实施采油成本核算不仅需要建立和完善内部管理制度,还要有必要的网络系统予以支撑。为使采油作业成本单井核算模式发挥作用,企业应该科学地界定和分摊单井费用并实施有效的考核管理。     

油田规模经济产量方法探讨

油田规模经济产量是指油田没有重大地质突破前效益产量的最佳规模,该值主要有两类,油藏开发的实际生产能力,以及在给定操作成本和油价下所对应的油藏最佳规模产量。文章主要从后一种方式计算油田规模经济产量,主要方法是依据给定的单井的固定成本和变动成本,将变动成本排序,削减掉部分高成本井,从而得到目前油价下所对应的油藏的合理生产能力。     

略谈如何提高分注井注水合格率

百21作业区管辖着133口注水井，年注水量为138万方。而我区所在的百口泉油田油层由于长期开采造成地层能量损失很大，所以能否注好水、注够水关系着我区油田能否长期高产、稳产。但以前的注水工作因为设备、仪表以及管理等方面存在一些问题，使注水合格率低，对分析注水剖面调控带来诸多不利影响。为此，我们成立了“百21区注水管理QC小组”，旨在通过加强注水井管理力度，为后继的油水井分析提供准确的资料。     

过环空井下软关井试井技术

本文从试井分析的目的是研究油藏性质而不是研究井筒这一观点出发，提出了利用环空封隔器和向井筒内注入流体的方式，由差压传感器检测封隔器上下的压差并通过地面注水将封隔器上下压差控制在一定范围内，形成一个相当于井下机械关井的封隔器，消除或减少井筒续流影响，缩短关井时间，提高油井产量的试井方法。并阐述了该项试井技术的基本理论、现场施工工艺流程、井下仪器的设计和选井原则。     

碳酸盐裂缝性储层应力敏感性评价

在南堡潜山裂缝性碳酸盐岩储层地质特征进行分析的基础上，利用原始岩样进行了应力敏感评价试验。结果表明，试验岩样存在较强的应力敏感性，综有效应力损害程度强，损害程度为80．79％。     

锦99块高含水期热采可行性研究

锦99块杜家台油层为注水开发的稠油油藏.常规水驱效果较差,水驱采收率仅为23.8%.高含水期,油层的平面及层间矛盾十分突出.针对该区块油藏特点和剩余油分布状况,利用蒸汽吞吐热采技术,以吞吐引效为主,解堵降粘为辅.累计油汽比达1.63以上,断块采油速度由0.48%上升到0.77%,累计增油8.96×104t,采收率提高至27.4%.     

普通稠油油藏纵向动用程度与储层参数关系研究

对普通稠油油层吸汽状况与储层参数关系研究.结合油藏动态监测资料分析,确定了油藏动用程度与储层参数对应关系,提出了蒸汽吞吐动用油层的渗透率下限和厚度下限.该研究为提高油藏动用程度和注汽参数优化设计提供切实可行的依据.经过现场实践,取得了较好的经济效益,对同类油藏的开发具有一定的指导意义.     

吉林油田新木采油厂注水工艺发展及研究方向

本文主要介绍新木采油厂历年来所应用的注水管柱，介绍了近年来注水工艺技术的发展，选择了适应采油厂的注水管柱，提出了注水工艺的研究方向。     

曙光油田水革井开发潜力及部署方向研究

通过各类水平井开发效果的比较与分析,结合水平井对各类油藏的适应性分析,对曙光油田开展广泛的油藏特征研究,确定4种具备水平井开发潜力的油藏类型.从油田发展角度出发,初步探索出水平井部署原则与方向,为油田扩大水平井开发规模提供了依据.     

交替注采提高千22块莲花油层采收率技术

千22块水驱效果差的主要原因是该块为稠油油藏,采用常规水驱方式受效不明显,因注水方式不合理,周期注水效果也不明显.为此,进行交替注采可行性研究,在注采对应关系较好的西部井区开展了交替注采试验.与试验前对比,取得了明显的增油降水效果,提高了区块采收率.