油田高含水期稳油控水采油工程技术概述

针对油田高含水期存在的问题进行分析,进一步对油田高含水期稳油控水采油工程技术措施进行探究,旨在全面提升油井产油量,降低含水率,促进油田生产目标的顺利实现,仅供相关人员参考。

油田高含水期窜流通道定量描述方法

油田开发进入高含水期,储层的非均质性和储层的敏感性导致孔喉增大,注入水沿着高渗透带形成窜流通道,严重地影响了开发效果。根据储层参数、微观孔隙结构的变化,阐述了综合分析窜流通道的定性方法。引入大孔道综合指数的概念,应用模糊综合评判的方法,定量识别了窜流通道的分布规律。

注水油田高含水后期开发技术标准方针的调整

针对我国油田的实际情况,对二次采油的开发方式进行相应的改善和创新。以此提高油田开采的利润,并且做到对技术研发的更有效利用。

下二门断块油田高含水开发后期稳产技术

针对下二门油田进入高含水开发后期原油稳产面临的主要问题进行攻关研究。利用地质精细描 述、剩余油挖潜和滚动增储技术,实现了油田储量的有效接替,保持了老油田开发后期的稳产。

东濮老油田高含水期合理采液速度与提液界限研究

中原油田东濮老区已进入高含水开发中后期,稳产难度增大。采液速度作为影响油藏总体开发效果的因素之一,通过采取增产增注措施、改善渗流条件等办法措施调整产液结构,是高含水期稳产降递减的重要手段。本文通过油藏工程方法论证提液机理以及采液速度与采油速度关系,采用数值模拟方法确定东濮老区合理采液速度与提液界限,为东濮老区水驱油藏高质量稳产提供技术支撑。

油田高含水期稳油控水采油工程技术分析

在开展采油工程时,必须对油田真实情况和油井分布趋势展开研究分析。并在保证高含水期油田稳油控水效果条件下开展采油工作,强化各项现代化技术在高含水期油田开发和采油工作中现实作用,为油田高含水期稳油控水调控和采油工作良性开展提供标准化技术支持。在规划各项技术时,必须保证各项技术符合油田高含水期稳油控水采油工程开展要求,避免油田高含水期采油在开展过程中出现油层不稳和油田控制不足等问题。

浅论油田高含水期稳油控水采油工程技术

油田高含水期开发的效果会受到影响,如果不采取有效技术进行改善,会导致油产量降低的情况,对开采的进行产生了不利。为了实现油田高含水期开采的目标,需要借助稳油控水技术,通过对高含水期油田采油特征的阐述,分析高含水期油田稳油控水采油工程技术应用,使采油工程的开发能够获得更好的支持,有效提升开采的效率,为油田资源的开发提供更多的条件。

探索油田高含水期稳油控水采油工程技术

经济的不断发展,对石油需求量的逐渐增加,从而推动了石油行业的快速发展,与此同时油气开采技术也得到了前所未有的提升。以往对石油开采力度过大,因此,现阶段对油田开发也逐渐进入了高含水期,为了保证石油开采质量,石油企业必须要提升并不断优化稳油控水采油工程技术水平,维护石油资源的开采效益。本文就油田高含水期稳油控水采油工程技术进行了分析,以供参考。

油田高含水期稳油控水采油工程的技术

随着油田的不断开发,采油井也会出现井下油层被污染或者封堵的情况,本文主要是研究井下的酸化工艺技术,通过试油前后地层测试对比结果表明,储层渗透率得到大幅度提高。经现场应用,该技术不仅对于白云岩地层物性有明显地改善作用,而且对于埋藏较深的粗面岩储层也有较好的应用效果,是一种有效的改善地层的沟通和稳油控水的方法。

油田高含水期稳油控水采油工程技术探讨

油田高含水期稳油控水采油工程技术的应用发挥了重要的作用,由于高含水期的采油效率比较低,产油量减少,对生产造成了不利。通过有效应用稳油控水技术可改善这种情况,使生产的水平得到提升。为了更好地发挥出技术的优势,需要明确油田高含水期存在的问题,提出油田高含水期稳油控水采油工程技术措施,使技术的应用带来更好的效果,促进油田生产的发展。

高含水老油田化学驱综合治理新方法及工程实践路径

针对胜利高含水老油田化学驱在科学、技术、管理、工程四个角度面临的开发矛盾,以渤76块为典型单元,在工程实践中进行具体对策分析,构建了“适、专、快、集”的老油田化学驱综合治理新方法。“适”指在老油田科学开发方式转化上,构建不同油藏类型老油田化学驱最佳介入时机模型,提出了在含水率相对较低的阶段,是适合化学驱的有利时机,高效开发方式需“适”介入。“专”指在老油田开发技术应用上,改变传统聚合物先溶解后注入的开发思路,研制可控相转化聚合物,使聚合物先注入后溶解,解决炮眼剪切降解的难题,提高油水流度控制能力,老油田开发矛盾需“专”治理。“快”指在老油田综合管理模式上,改变传统方式,即矿场提问题、研究院设计方案、化工厂生产驱油剂的“串联”管理模式,提出充分发挥矿场、研究院、生产厂三方优势的“并联”管理模式,形成针对单一油藏的产品工业化工艺包以及产业化落地方案,老油田开发技术实现“快”转化。“集”指在老油田工程应用实践上,打破老油田化学驱地面大规模建站的工程工艺模式,采用集约化撬装配注设备,实现老油田化学驱的集约快速配注,老油田工程工艺实现“集”应用。运用上述方法,在胜利油田渤76块综合含水率上升初期,实施由水驱转为可控相转化聚合物驱,实施后一年即见到明显的降水增油效果,单井日产油水平增加8.6t/d,综合含水率降低3.1%,验证了综合治理模式的可行性,为高含水老油田化学驱高效开发提供了有效路径。

泡沫堵水技术在高含水油田研究应用

目前,海上油田多采用大段防砂和强注强采的开发模式以满足“少井高产”技术需求,但经过长期强注强采,加之储层非均质性强、油水流度比大等因素,导致部分生产井防砂段内层间矛盾突出、层间干扰严重,含水率上升快、产量递减迅速。以渤海油田为例,目前含水率高于80%的井占生产井总量的比例高达39.9%,改善注水开发效果迫在眉睫。现有油井堵控水方法主要分为机械堵水和化学堵水,但机械堵水只能解决层间矛盾,且作业难度大、施工成本高,因此一般以化学堵水手段为主。

高含水油田剩余油研究方法、分布特征与发展趋势

为了提高高含水油田剩余油研究与评价效果,基于大量文献调研,梳理了剩余油的概念、影响因素,从剩余油微观分布、宏观分布和饱和度定量分析3个方面总结了剩余油研究方法及其适用条件,概括了水驱油藏、稠油油藏和化学驱油藏的剩余油分布特征,进一步提出了目前剩余油研究的难点和发展趋势。结果表明:剩余油的影响因素主要包括地质构造、沉积微相、储层非均质性和井网密度、井网模式、注采系统的完善程度、生产动态等;剩余油研究方法包括实验分析方法、数值模拟方法和矿场测试方法等,各种方法的研究目的和适用条件不同,测试结果反映不同位置、不同尺度下的剩余油饱和度分布;高含水油田剩余油分布总体呈现高度分散和相对富集的特征,剩余油微观分布呈现连续相和非连续相多种形式;剩余油研究发展趋势包括但不限于以下5方面:超大物理模型的构建、多尺度高分辨率成像系统集成、考虑不同驱替介质及物性时变与非连续相非线性渗流的数值模拟改进方法、多学科多方法矿场测试的综合应用及大数据人工智能的广泛应用。

高含水油田开发效果评价方法及应用

为全面优化高含水油田开发水平,要积极整合具体方法,秉持多元化评价机制,着重完成效果评价分析工作,从根本上满足石油市场发展趋势,为开采效率和效果的进一步发展奠定基础。文章分析了高含水油田的特征,并注重讨论了高含水油田开发效果评价的方法和具体应用内容,最后对优化高含水油田开发效果提出建议。

高含水老油田剩余油再富集质量评价及影响因素

中国陆上老油田大部分已进入高含水期,基于矿场实践经验,部分油井经过一段时间关井后,含水率明显降低,剩余油在局部的再富集是造成这一现象的主要原因。水驱后剩余油在重力和毛细管力的作用下向油藏低势闭合区的再富集是影响剩余油再分布的重要因素之一。通过含水率分级与分流量曲线建立水驱油藏含水饱和度分级标准,并以此为依据构建剩余油再富集程度指数和动用潜力指数,从富集程度和动用潜力2个角度对剩余油再富集过程进行表征和评价,并基于实验室尺度物理模拟实验考虑重力、水动力2个主导条件,分析不同影响因素下的剩余油再富集效果。研究结果表明:在重力主导条件下,剩余油再富集主要发生在油藏上部及隔层下部,高压力梯度时再富集效果更好;而在水动力主导条件下,高压力梯度对于剩余油再富集有促进作用,距离构造顶部的距离越大,剩余油再富集空间越大,采收率更高。

组合式清水剂在南海高含水油田的应用

根据南海高含水油田的产液及污水处理流程特点,制备了前端由有机硫清水剂PC04和后端由乳液聚丙烯酰胺清水剂TC02构成的组合式清水剂。室内实验表明,当两种清水剂按照体积比4∶1分别加注时,展现出良好的清水能力。现场应用试验表明,T1系列前端清水剂PC04加注浓度为20 mg/L,后端清水剂TC02初始浓度为3 mg/L,处理后污水含油值均值为16 mg/L。T2系列前端清水剂PC04加注浓度为20 mg/L,后端清水剂TC02加注浓度为8 mg/L,处理后污水含油值均值为15 mg/L,组合式清水剂具有优异的除油效果。

不稳定注水在海上“双特高”油田高效开发中的应用

本文从油田注水开发方式出发,以B海上油田为研究对象,对“双特高”油田提高采收率的措施进行了研究,结果表明,各井组常规注水与不稳定注水预测五年日产油对比图和含水率可知,相比于常规注水的开发效果,不稳定注水的开发效果明显要好。在特高含水期,井组开发效果采用不稳定注水技术可得到显著提高,不同注水半周期下各井组不稳定注水累计产油量表明,各井组累计产油量随着注水半周期的增加而增加,累计产油量在半周期13天时最大,随后累计产油量随着半周期的增加出现下降趋势。各井组的注水半周期均确定为13天,不稳定注水量波动幅度确定为1.05。不稳定注水效果在短注长停时最好,B油田不稳定注水对注水周期13天比较适用,按照注水量波动幅度1.05的短注长停即注13天停26天方式进行。十年后开发指标预测表明,F3方案的含水率最低,累计产油量最高,预测结束时采收率为53.72%,且其采收率比基准方案高出1.65%。

高含水后期分层采油技术在石油工程中的运用探讨

石油是现代社会不可或缺的能源,然而,随着时间的推移,可采油田的资源将逐渐枯竭,因此,高含水油田的开发变得尤为重要。高含水油田通常面临着水油比高、采油效率低下的问题,这对石油工程带来了巨大的挑战。在应对这些挑战时,分层采油技术成为一种关键的工具,可以有效地提高采油效率和减少水的开采。基于此,旨在探讨高含水后期分层采油技术在石油工程中的应用,重点关注其原理、方法、优势和限制。我们将研究不同的分层采油技术,包括多管分层开采和单管分层开采,以及相关的转向剂和压裂剂选择。此外,我们将深入研究该技术的现实应用,探讨其在我国石油工程中的运用情况,并分析其效果和潜在挑战。

高含水后期分层采油技术在石油工程中的运用探讨

石油是现代社会不可或缺的能源资源,然而,随着时间的推移,可采油田的资源逐渐枯竭,使高含水油田的开发变得尤为重要。高含水油田通常面临着水油比高、采油效率低下的问题,这对石油工程带来了巨大的挑战。在应对这些挑战时,分层采油技术成了一种关键的工具,可以有效地提高采油效率和减少水的开采。基于此,旨在探讨高含水后期分层采油技术在石油工程中的应用,重点关注其原理、方法、优势和限制。我们将研究不同的分层采油技术,包括多管分层开采和单管分层开采,以及相关的转向剂和压裂剂选择。此外,我们将深入研究该技术的现实应用,探讨其在我国石油工程中的运用情况,并分析其效果和潜在挑战。