开发后期范文

开发后期范文（精选9篇）

开发后期 第1篇

1 油藏概况

锦X块是一个在南北方向被两条北东东走向边界三级断层所切割, 东西方向分别被两条北东走向四级断层所切割, 形成由北东向南西倾没的断鼻构造。开发目的层为上第三系沙河街组的一、二段的于楼油层和兴隆台油层, 纵向上分于Ⅰ、于Ⅱ、兴Ⅰ、兴Ⅱ四套开采层系。于楼油层原始地层压力为9.75Mpa, 兴隆台油层原始地层压力为10.95Mpa。区块含油面积2.2Km2, 原油地质储量1619×104t, 属边底水层状砂岩油藏。

2 蒸汽吞吐开发效果评价

2.1 油层纵向吸汽均衡动用均匀

锦X块四套层系自下而上依次开发, 各层系动用均匀, 兴1油层采出程度最高为50.40%, 其次是兴2为48.49%, 于2于1分别为35.21%和36.12%, 纵向动用较为均匀。

2.2 采油速度高, 稳产期长

区块自1986年投产以来, 一直保持较高的采油速度, 1986年7月~1991年8月, 油藏分四套层系、按167m×167m正方形井网注蒸汽开采;蒸汽吞吐以1.5%的采油速度稳产了6年, 阶段采出程度8.8%, 1988年达第一次产油高峰31.6×104t。平均单井日产油12.5t/d。经过两次加密调整2000年达到年产油高峰 (39.2万吨) , 采油速度也达到最高2.42%;之后开始下降, 2004~2009年采油速度下降较快, 2010年之后递减趋势有所减缓, 采油速度趋于稳定, 2012年采油速度为0.62%。

2.3 吞吐周期产油量高, 油汽比高, 经济效益好

锦X块第一周期平均单井产油1156t, 平均单井注汽量2387t, 周期油汽比0.48, 且周期递减平稳。周期生产情况好于锦45块。截止到2012年12月, 区块共有油井317口, 开井227口, 日产液2552.5t/d, 日产油260.5t/d, 含水89.7%。累产油657.86×104t, 累产水1673.91×104t, 累计注汽1510.28×104t, 累计油汽比0.44。统计区块自1986年至2012年度油汽比, 值都大于经济油汽比0.15, 取得了极好的经济效益。

2.4 压降幅度大

锦X块自1986年以来主要以吞吐开采方式开发, 随着吞吐轮次的的增加, 地下亏空体积增大, 油层压力不断降低, 目前为2.6Mpa, 2000年以后压降一般在0.45 MPa/a, 近几年趋于稳定。

2.5 采收率不断提高

随着开发时间的延长, 区块采出程度不断提高, 目前区块采出程度40.63%接近标定采收率。

2.6 目前开发存在问题

2.6.1 开发年限长, 单井日产油低

至2006年进入“十一五”以来, 区块经过20多年的吞吐降压开采, 各种指标显示, 区块已经处于蒸汽吞吐开发后期, 产量开始快速递减, 目前单井日产油仅为1.2t。截止2012年12月, 区块开井227口, 其中日产油小于1.0t/d的油井125口, 占开井数的55.1%, 日产油大于2.5t/d的油井只有15口, 占总井数的6.6%, 可见目前大部分油井呈现低产。

2.6.2 措施井逐年减少、措施效果变差

由于区块开发时间较长, 油井采出程度较高, 导致老井措施效果越来越差, 尤其近5年来, 措施工作量逐年减少, 从2004年的52井次下降到2012年的4井次, 年增油由3.75×104t下降到0.14×104t;平均单井增油由721t下降到350t, 效果明显变差。

2.6.3 井网已经完善, 无产能接替

由于区块开发时间较长, 井网已经完善, 部署新井越来越少, 尤其近3年来, 区块没有新井投产, 区块无产能接替。

2.6.4 低产低效井多

锦X块目前共有油井317口, 平均吞吐15.5轮次, 平均周期产油496t, 平均周期产水3802t, 平均周期注汽2509t, 平均周期油汽比0.2, 平均周期单井日产油只有1.3t。在油藏开发管理中, 我们取值经济油汽比值0.15。统计区块2012年完成周期井共计159口, 其中油汽比小于0.15的油井58口, 占总数的36.4%。

2.6.5 井况日趋复杂, 油井在用率低

稠油开发井采用蒸汽吞吐的方式开发, 注汽、修井、检泵等作业工序均在套管内完成, 套管多次受热, 膨胀、收缩, 再加上油气水等流体的腐蚀作用, 造成油层套管的变形、破裂甚至错断, 作业时套管内偶尔也会有落物等井况问题出现, 如果得不到及时修复, 就会造成油井的开井数下降, 导致油井在用率低, 影响油藏开发效果。截至2012年12月锦X块共有油井317口, 有井下状况井208口, 占总井数65.6%, 其中带病生产154口, 占总井数48.6%。井下套变+落物井12口, 套变井191口, 套错或套漏5口。其中仅2012年以来新增套变井12口, 有4口井因套变影响堵补或分注措施未实施。

2.7 继续吞吐开发指标预测

采用注采特征曲线法对锦X块继续吞吐的采收率进行了预测, 预计继续吞吐采收率可达45.2%。还可生产原油73.4×104t, 采出程度4.53%。采用油汽比与采出程度关系曲线法对锦X块继续吞吐的采收率进行了预测, 预测继续吞吐采收率可达44.5%。还可生产原油62.6×104t, 采出程度3.87%。通过对区块今后吞吐年度产油量和油汽比预测, 区块还可吞吐10年, 累积产油77.10×104t, 采出程度4.76%, 吞吐采收率45.39%。综合上述三种方法, 预计试验区继续蒸汽吞吐最终采收率可达45.03%左右, 即继续吞吐还能采出4.39%。

3 结论

1) 锦X块自全面开发以来, 两次达到产油高峰, 最高年产油达到39.2×104t, 至2012年12月, 区块历经25年的蒸汽吞吐开发, 采出程度达到40.63%, 储量动用程度达到一类油藏开发水平。2) 锦X块目前井网完善, 大部分油井生产于楼油层并呈现低产低效, 综合递减达到10%, 已经处于开发后期, 应适时转换开发方式, 实现二次开发。

摘要：稠油断块蒸汽吞吐开发进入开发后期, 存在递减速度快, 采出程度高, 油井利用率低, 低产低效井多等各种难以解决的问题, 为改善区块开发效果, 有必要对区块进行整体开发效果综合评价。

关键词：蒸汽吞吐,开发后期,综合评价

参考文献

[1]刘贵满等.蒸汽吞吐开发效果及稳产形势分析[C].辽河油田开发技术座谈会文集.北京:石油工业出版社, 2002.

开发后期 第2篇

东辛油区复杂断块油藏开发后期结构法采收率标定

胜利油田东辛油区的地质构造复杂多样,开发阶段进入了高含水、高采出程度的`开发后期.针对上述特点,在系统分析各采收率标定方法适用性的基础上,结合东辛油区开发实际,提出结构递减的新采收率标定方法.对依据油藏可采储量制定开发规划提供较为准确的参数,对其他区域类似油藏的采收率标定工作提供借鉴.

作 者：潘琦 张艳  作者单位：胜利油田东辛地质研究所 刊 名：内江科技 英文刊名：NEIJIANG KEJI 年，卷(期)：2009 30(11) 分类号：P61 关键词：采收率   产量递减   产量构成   可采储量  

开发后期 第3篇

关键词：中职教学；中职影视后期编辑；教学资源开发利用

如今，社会不断提升对职业发展的要求。中职院校面临着严峻的形势，为突出教育优势，为培养出具备丰富理论知识，强硬的技能水平，且适应专业变化及社会需求的现代化市场所需的技术型人才。中职学校根据影视后期制作专业发展的新特点，不断借鉴各高职院校的相关课程结构体系，依据不同职业岗位的需求来制定合适的课程，优化课程结构，提升中职教育的效果。

1 如今影视后期制作课程教学呈现出的弊端

1.1 所学内容与行业关联较少

所学内容与行业关联较少导致中职学生实践能力较低，很难将在影视后期制作课堂上学到的知识运用于实践工作中，课题教学内容不符合学生对知识的要求。由于中职学生的基础水平较低，为了加强学生的理解和接受能力，因此就要采用循序渐进的教学方法。教师在课堂上着重加强训练学生的技能，这让学生产生了矛盾心理，让他们觉得在电视中和电影中看到的不一样，好似学过，又好像没学到知识，从而质疑教学质量。这让学生对影视后期制作教学失去兴趣，也达不到教学要求的效果。

1.2 教学程序与学生心理要求有差异

中职学生的年龄小，思想单纯，对很多事都充满幻想与憧憬，他们觉得影视后期制作是时尚高端的职位。他们期待的学习生活是用计算机来制作电影电视片段，认为学习中的内容充满技巧性和乐趣性。殊不知，学校为了让学生能够学习到专业的技术，学校从由浅入深的角度来设定学生的课程，理论课在前，实践课在后，这与学生期待的课程存在差异，让学生做不了自己想做的事，对学习产生反感，从而失去学习的兴趣，影响教学进度及教学效果。

1.3 教学目标不明确

教師在教学的过程中，往往注重整个课程的教学目标，从而忽视每门、每堂课的学习目标。由于老师对教学目标不明确，在其教学过程中，极少提及每个知识点及每个小技巧的学习目标，从而导致学生在其学习过程中盲听、盲练，存在即使对所学知识很熟悉，也不知道如何运用的情况。这不仅打击学生的自信心，学生学习的积极性也因此受到不良影响。

2 中职开发利用“数字影视后期编辑技术”教学资源

2.1 开发利用学生资源

在小学阶段、初中阶段就已经学习了信息技术的中职学生对信息技术知识有一定的了解，有些优秀的学生在各式各样的信息技术比赛中荣获奖项，对这类优秀学生是一项极为重要的教学资源。学校可以通过访问家长、问卷调查、查阅学生档案等方式对学生学习情况进行分析，找出在多媒体制作方面具有极高天赋和极大兴趣的学生，对着重培养这些学生以此来提升其专业技能。怎样充分利用优秀学生这份重要的教学资源呢？首先，学校每年会挑选出几个在信息技术方面有极高天赋和极大兴趣的学生，让他们加入学校的学生会成立的“芒果电视台”。“华材电视台”将由学生自行管理和发展，由他们每周为学校制作出一期“芒果园新闻播报”的节目负责，表现优秀的学生还可以参加影视制作大赛及参加技能大赛项目的相关活动。这部分优秀学生也会在班上起模范带头的作用，营造良好的学习氛围，从而提升教学效果。

在教学的过程中，教学实践作为一项不错的教学资源，将这类资源运用于教学中对提升教学效果有极大的帮助。学生在课堂上会针对本课提出一些相关的问题。例如，在制作特效时会运用到AMC软件，学生会问道：“用After Effects软件可以完成这个特效吗？这个特效用Flash软件能制作出来吗？”这时，老师就可以借此利用学生的横向思维来引导学生，让他们自己实践。让他们通过实践来发现结论。运用此类教学方法，培养学生的实际操作能力与运用软件能力，这将会极大地提升影视制作的教学效果。

在上机的实际操作过程中，学生经常会犯几个错误，一是导入不正确。由于学生在导入素材时，导入的视频文件格式不正确，以致屏幕上会出现“素材导入格式不正确”的错误的提示。要成功地导入文件就要将文件转换成正确的格式。二是无法表现特效。由于在剪辑A、B两段素材时剪辑的长度不够，以致无法在足够的空间内将特效表现出来，这时就会在屏幕出现“资源不足”的提示，要制作出特效就要在A、B两段素材间剪辑出足够的长度，为特效留有渲染的空间。三是作品导出失败。由于学生在导出作品前，没有设置导出窗口的参数，以致有时在导出1GB以上字节量的Movie视频文件会出现播放视频黑屏的情况，要解决这个问题就要将导出参数设置为“Quick Time Movie”。

《AMC软件上机常见问题查询手册》是由笔者根据学生在上机实际操作过程中所犯错误和原因及解决方法进行记录整理汇编而成的书籍。将教学实践这一极为重要教学资源充实到教学资源库中，不仅可以让全班同学参考，也让下一届学生有了学习及借鉴的经验。

2.2 开发利用校本教材资源

要开发利用教学资源对校本教材资源进行开发利用不失为一个有效的方法。开发校本教材资源的过程中也要充分体现出“校本”的特色。例如，针对“校本”特色对教学目标及要求、教学重点及难点、教学内容及习题等进行开发和利用。《影视非线性编辑与制作》一体化案例校本教材就是历经三年艰辛，结合其教学实践所编写出来的教材。教材的每个章节针对学生对知识的了解及学习接受程度，对教学目标及要求做了明确的描述。教材的每个章节针对学生学习理解能力，对教学重难点做了明确的解释，以便学生能够更方便地学习，逐个突破。教材每个章节针对课题难易程度，设定有基础训练题及综合训练题，，以便学生能够循序渐进地学习，以提高学习成绩。

《影视非线性编辑与制作》这本教材在介绍AMC软件基本技能操作时在各章节分别用案例的形式来阐述说明，此教材共分为九章，在本书的最后还附有《AMC软件上机常见问题查询手册》和《AMC软件中英文命令查询手册》以供学生参考和查询。AMC软件的基本工作界面、项目设置及管理的介绍在第一二章就有了记述。素材的管理和剪辑则在第3、第4、第5章分别介绍了出来，要使学生掌握基本的剪辑技能，在这三章中用9个涉及素材导入、素材管理、素材剪辑的案例来实现其目的。第6章则是介绍的技巧转场和无技巧转场的8个转场案例，在第7章用8个案例来介绍Title Tool和Marquee两种制作字幕的工具，在第8章则用16个特效的案例来介绍关键帧动画、键控特技、颜色调整、3D特效技巧、二次校色等核心的特效制作。第9章则用了2个文件输出的案例来介绍设置输出参数的相关问题。

这本教材对老师和学生来说都十分有用。老师可以根据这本教材来编写教学设计、制定电子教案及课件、录制教学视频和备课，学生可以利用此教材有针对性地学习本课的重难点，来学习教学目标及要求，从而提高学习成绩。本教材附录的《AMC软件上机常见问题查询手册》和《AMC软件中英文命令查询手册》可供师生参考及查询。如果师生合理利用这本教材，不仅会减少老师的备课效率，也会提高学生的实际操作效率，大大降低在上机操作过程中的错误率。

2.3 开发利用影视、图片素材资源

要激发学生的创作灵感，对影视和图片素材的质量和内容的要求十分高，优秀的影视及图片素材十分有效。优秀的影视及图片素材十分少，我们往往通过最便捷的途径——互联网来获取影视及图片素材，通过互联网获取的素材往往在质量以及内容上都达不到制作的要求。只有经过裁切、、剪辑、拼接以及处理色彩之后才能够进行利用，因此开发利用影视及图片素材资源十分必要。

要开发素材资源就要从生活中寻找灵感。对师生来说，源于校园生活的素材不仅真实而且内容丰富，师生可以通过生活中的所见所闻自己来制作素材。例如，在假期生活中，可以拍摄相关主题的素材，同样也可以自绘素材；在學校时，可以通过拍摄关于班级主题班会、技能节、校运会、招聘会等来获得素材，利用这些途径来获得灵感，从而制作出有创意、优秀的影视作品。

2.4 开发利用教师资源

教师要起到模范的作用，用自己积极上进、敢于拼搏的精神来影响学生，从而让学生对老师在专业上更有认同与归属感，对学习更有兴趣，从而提高他们的学习效率。要求老师有专业特长，通过参加各式各样的专业技能比赛来赢得荣誉，从而让学生在自己敬业的操守和专业的技能下受到潜移默化的影响，提高教学的效果。

除此之外，作为老师要通过积极参加体育锻炼来预防身体疾病，而且这也是一项可开发利用的教师资源。如今，许多专业老师都高度近视，有的还患有肩周炎、颈椎炎等身体疾病，产生这些疾病的原因是影视制作工作长期对着电脑，这一现状令人担忧。清华大学的体育老师，中国足坛著名金哨裁判孙葆洁，他有繁忙的公务，但是他却每天早上坚持绕着足球场跑5000米，他的坚持与执着深深地影响和激励着每一代清华学子，坚定“为祖国健康工作五十年”的信念。作为一名教师，要以身示范，和孙老师一样每天坚持锻炼，强身健体，使学生的坚韧与执着意识逐渐萌芽并成长，从而成为他们优秀职业素养的一部分，让他们受益终身。

对某些抽象、深奥的理论课，教师可以通过自制教具演示来让学生理解其含义。专业教师发挥其实践动手能力来制作教具，帮助学生理解抽象的理论知识。就拿“数字影视后期编辑技术”课程的精修（Trim）命令来说，这节课就十分抽象、深奥，其中它的内容分成双滚轮修剪模式和单滚轮修剪模式两种。老师曾经试图尝试过用多种教学方法，如用多媒体课件来帮助学生理解，想将这一理论给学生讲透，但是其抽象性还是让学生听得似懂非懂。老师们决定由几位动手能力强的专业老师自制教具以便让学生理解，他们用一卷废旧的电影胶片、几根木板条、铁丝、两个轴轮制作了一个直观的Trim演示教具。通过演示5分钟的Trim教具让学生明白了平时一节课都无法理解的Trim命令，提高了学生的理解接受能力，教学效果十分有效。

总之，要促进教学效果的有效性，我们要有开发和利用教学资源的意识与能力，使其发掘出更加优秀的教学资源，对教学资源进行二次开发以提高教学效率从而达到最好的教学效果。

参考文献：

[1]于玲玲.影视后期特效制作教学的创新探索[J].产学研荟萃，2012，7（18）：41-42.

[2]孙乐.浅谈中职校影视后期制作专业课程体系建设[J].华中师范大学，2011，14（12）：76-77.

[3]王会宁.重视教师自身资源的开发与利用——记一堂生动的音乐交流课[J].基础教育课程，2015（12）：17.

稠油油藏吞吐后期开发的技术对策 第4篇

锦州油田稠油油藏构造上位于辽河盆地西部凹陷西斜坡中上台阶, 以层状边底水油藏为主。含油面积31.37Km2, 石油地质储量12160×104t, 油藏埋深660~1286m。构造复杂, 为典型的复杂断块油藏, 断层及其发育, 地层倾角3~15°左右;油层分布稳定, 但纵向上分布零散, 呈砂泥岩互层状, 油层有效厚度在9.1~35.0m;油层物性差异大, 平均孔隙度19.0~32.4%, 渗透率0.31~1.2μm2;原油物性差别也比较大, 具有高密度、高粘度、高胶质十沥青质含量的特点, 原油密度在0.945~1.032g/cm3, 地层原油粘度在420~11233MPa.s, 含蜡量1.76~5.26%, 胶质十沥青质含量27.6~46.1%。

2 蒸汽吞吐开采特征

2.1 油井产能差异较大, 存在分区性

投产初期, 由于受边底水的影响, 平面上, 构造高部位油井产能高, 注蒸汽吞吐热采初期日产油在20t/d以上, 具有较高产能, 一周期油汽比0.87~3.5之间;构造低部位油井产能低, 热采初期日产油在6~10t/d, 产能较低, 一周期油汽比0.23~0.56之间, 而且生产1~3个周期后易水淹。

2.2 油井见水时间存在差异性, 油井见水后生产特点不一

总体上, 靠近边水、构造低部位油井先见地层水, 由于受沉积相的影响, 水淹呈指状、舌状推进, 主河道或高渗透带易水淹。油井见水后生产特点不一, 边水能量不大的油井见水后含水逐渐上升, 产量逐渐下降, 延长了油井生产周期, 吞吐效果变好, 但含水大于80%以后, 吞吐效果逐渐变差;断块边水能量大的油井见水后含水迅速上升, 吞吐效果差。

2.3 周期峰值产量高, 递减快, 随着吞吐周期增加, 日产油量及油汽比迅速下降

稠油油藏蒸汽吞吐开采属于单井注采, 对于边底水油藏, 其产量变化规律是, 开井生产初期压力、温度较高, 周期峰值产量高, 但随着压力、温度降低, 产油量递减快。随着吞吐周期数增加、压力的下降, 油井逐渐水淹, 油井水淹后, 周期平均日产油量及油汽比迅速下降。周期间平均日产油量与吞吐周期数呈线性递减关系, 周期间产量递减率平均为22.3%。

2.4 同一周期内, 初期含水高, 下降快, 随着周期数增加, 综合含水上升快

在同一周期内, 由于开井初期主要是排出井筒附近的冷凝水, 因此, 初期含水率一般在90%以上, 经过一段时间 (15天左右) 后, 含水率迅速下降至60%以下, 以后基本上趋于稳定, 但随着吞吐周期数增加, 周期综合含水率迅速上升。

2.5 周期产油量及油汽比随着油层厚度增加而增加

国内外油田稠油蒸汽吞吐资料表明, 周期产油量及油汽比的高低与油层厚度大小有关。在一定条件下, 随着油层厚度增加, 单井周期生产时间延长, 产油量及油汽比明显提高。

3 层状边底水稠油油藏吞吐开发技术对策

3.1 精细油藏数值模拟, 研究剩余油潜力

在油藏地质三维建模的基础上, 运用网格粗化技术, 得到适于油藏数模的静态模型, 同时将小层作为基本单元进行模拟研究, 提高模拟精度, 为油藏剩余油的描述提供更准确、可靠的依据。

通过分析, 锦州油田层状边底水稠油油藏水淹不够均匀, 在吞吐采油中后期仍旧存在剩余油富集带, 剩余油分布具有如下特点:

3.1.1 平面上构造高部位剩余油富集

由于受边水影响小, 构造高部位剩余油富集, 而在构造低部位水淹区连片状分布。但由于储层物性 (沉积相有关) 、粘度不同, 分布有差异。

3.1.2 现井网井间仍为高含油饱和带

借鉴锦45块的室内数模、物模研究可以看出, 于楼油层的加热半径为40m, 吞吐泄油半径为56m, 兴隆台油层的加热半径为51m, 吞吐泄油半径为66m。

3.1.3 断层边角地带及局部井网不完善地区剩余油相对富集

由于断层的密封性, 在断层的边角部位, 蒸汽难以波及而形成滞油区。同时由于井况等原因造成的井网不完善地区和平面的非均质性, 局部形成滞油区。

3.1.4 纵向上剩余油分布特征

油层纵向动用程度主要受原油物性、渗透率、渗透率级差、单层厚度及采油井段位置控制。其中层间非均质性影响较大, 利用C/O资料及调整井、侧钻井电测解释资料分析, 认为油层动用状况:纵向上动用好的油层占75.3%, 动用差的占4.2%, 未动用的油层占20.5%。说明仍有五分之一的油层未动用, 主要是低渗的薄层吸汽能力差或不吸汽, 纵向上具有一定潜力。

3.2 水淹区剩余油挖潜技术对策优化设计

在对油层水淹状况和剩余油分布认识清楚的前提下, 对油藏水淹区实施了综合治理配套技术, 使老井吞吐采油效果得到明显改善, 油藏开发效果提高。

3.2.1 水淹区实施加密、细分层系调整技术

区块水淹区综合调整的主要做法有三个方面:一是直井井网加密及优选射孔技术提高吞吐阶段采收率, 提高平面上的储量动用程度;二是根据部分断块含油井段长、油层厚度大、层间差异大、水淹严重的情况, 在井网加密的基础上细分层系开发, 提高纵向上的储量动用程度;三是针对未水淹薄油层利用直井无法实现经济有效开发的问题, 利用水平井技术实现开发。

3.2.2 实施大位移侧钻, 挖潜井间剩余油

对于套管未损坏的高含水井采用大位移侧钻手段在水淹区挖潜井间剩余油。几年以来, 共实施此类侧钻井28口, 成功25口, 已累增油6.64×104t, 使井网对储量的控制程度恢复了30.1%。

3.2.3 封堵出水层位, 提高纵向动用程度

利用监测资料有效地指导动态分析, 对具有隔层条件的高含水井及时采取封堵出水层位措施, 在水淹区挖潜取得显著成效。结合水淹规律研究成果, 在重水淹区测产液剖面28口, 变密度4口, 中子寿命测试12口, 利用监测资料及开发动态研究, 对135口井进行大修、堵水、分采和补堵措施, 日增油714t/d, 累增油13.8×104t, 累降水25.5×10t。

4 结论

(1) 边底水对吞吐阶段采收率的影响主要是由于储量损失造成的;

(2) 通过合理动用避水油层研究认为, 当年度水侵量降为高峰期的0.3倍时是动用避水油层的最好时机;

(3) 层状边底水稠油油藏在吞吐中后期水淹不够均匀, 存在剩余油富集带, 通过对水淹区实施综合治理配套技术, 使老井吞吐采油效果得到明显改善, 油藏开发效果提高;

某油田开发水平研究及后期开采建议 第5篇

某油田产层为三叠系延长组长2油层, 油层平均埋深为750米。沉积模式主要是三角洲平原相沉积, 曲流河河控平原亚相, 沉积微相主要以河道充填为主, 少量的堤岸沉积。

2油田开发历程

某油区的勘探开发大致经历了自然能量开发、局部注水开发、全面注水开发三个时期。

第一时期:自然能量开发时期。某油区几乎全部油井均由各类投资商在2000年12月以前所钻。由于在“三权”回收前, 个体投资商过分追求短期经济效益, 油区开发进入无序混乱状态。投资方主要依靠加深泵挂等措施强采强抽, 造成地层能量严重亏损。

第二时期:局部注水开发时期。2004年4月, 横山采油厂根据实际编制了某油田基础地质研究及注水开发方案, 2004年12月首批10口注水井在该油区南部开始试注水, 第二批于2005年6-7月转注15口井, 2006年2-7月第三批转注46口井, 至此某油田注水开发井网已经基本完善, 逐步进入合理的可持续发展的开发时期。

第三时期:全面注水开发时期。2006年7月至今, 某油田采取全面注水的开发方式进行开发。全面注水开发后, 开发效果显著, 年产油量逐步上升, 年产油由2005年的8.08万吨逐渐上升到2015年的17.01万吨。

3注水开发效果

某油区的注水开发效果概括起来有“一增一减、一升一降和两个提高”的特点, 具体表现为:

一增一减:开发总井数基本未变, 采油井转为注水井, 注水井数逐年增加, 采油井数逐年减少。在2003-2015年采油井数由279口减少为233口, 注水井数由0口增加为97口。

一升一降:油田注水以后, 产油量上升, 含水率下降。注水后, 年产油量由2005年8.08×104吨增加到2015年的17.01×104吨, 增产8.93×104吨, 增幅达111%;综合含水率由2005年的75.4%下降为2015年的70%, 下降了5.4%, 下降幅度达7.16%。

两个提高:提高了采收率, 提高了经济效益。采收率的提高:2010年开展《某油区注水动态分析与调整方案研究》[2], 该项目标定了某油区的采收率。通过岩心实验法、水驱特征曲线法 (丁型水驱曲线) 和童式图版法相结合, 综合确定目前某油田水驱采收率可达31.34%, 这远远高于一般低渗透油田。经济效益的提高:如果按照注水受益前日产油稳产不递减对比计算, 在注水后已累计增油61.50万吨, 累计增加产值18.34亿元;如果按照注水受益前日产油递减规律对比计算, 注水后已累计增油80.25万吨, 累计增加产值24.55亿元。

4注水开发现状研究

(1) 进行油区基础地质研究, 深化油藏认识, 合理进行注水开发。 (1) 某油区物性相对较好。该区孔隙度为16.4%, 渗透率为18.95×10-3μm2。这些指标在低渗油田里相对为较高值, 有利于注水开发。 (2) 某油区基本不发育裂缝;储层非均质性不强, 渗透率在平面上、纵向上差异性小, 注水水驱效率高。 (3) 相渗实验分析表明该油藏是水湿油藏, 适合于注水开发。

(2) 制定科学的注水开发方案, 对照方案严格稳妥实施。 (1) 制定了科学合理的注水开发方案。根据油田开采特征和地质研究结果提出了该油田存在油井生产能力低、油田产量递减幅度大、油井生产层数少、油层完善程度低四项主要问题, 并提出解决这些问题的关键方法为编制注采方案, 实施注水补充能量进行开发[1]。通过相渗实验、水驱油实验等一系列研究, 认为该油田适合于注水开发, 并且适合于早期注水开发。 (2) 开发工艺参数及压裂规模设计科学合理, 确保注水均匀驱油。该区储层非均质性不是很强, 为了避免人为加大油层的非均质性, 压裂加砂规模一般设计为1-1.5方, 最多不超过2方, 避免了人工裂缝的过大, 为注水均匀推进建立了较好的井网井距。

(3) 适时调整注水开发方案, 积极补充地层能量, 有效弥补了地层亏空。自2004年某油田开始注水以来, 注水开发动态分析持续不间断的进行, 针对油藏注采矛盾分析出的突出问题, 及时提出了有效的调整方案和处理意见并进行实施。

(4) 开展小层划分和补孔工作, 提高了水驱储量控制程度、注采关系对应率是某油区能够实现较好注水开发效果的一个重要原因。该油田在转注之前对注水井均采用了补孔措施, 将油井对应层段砂体全部射开, 这不但扩大了该区纵向上的波及面积, 而且提高了注采对应率。

5结论与建议

(1) 某油田注水开发以来, 效果显著, 建议应该严格控制注水水质和注入量, 认真进行动态分析, 防止水线推进过速和水淹井过早出现。

(2) 从地质方面和矿场实验以及大范围实施来看, 某油田具有注水开发方面的优越性:砂体展布和连通性在鄂尔多斯盆地低渗透油田中品位较好。

(3) 某油田开采时间长, 井网基本完善, 在开采过程中能够合理选取注采井比和采油速度, 对整个延长油田注水区块开发有着重要的指导意义。

(4) 采油是高风险性的作业, 应该采取相应的安全技术措施, 主要应该注意采取“八防”, 并对采油全过程进行危险因素排查, 制定风险消减措施。

参考文献

油田开发中后期自然递减构成分析 第6篇

该油田属于常温常压油气藏, 平均井距236米, 标定采收率37%, 目前采收程度33%, 平均含水93%。从2011年开始, 随着地震解释技术的应用和提高, 该油田年均投产新井30余井次, 取得了较好的效果。但油田含水上升快, 递减大, 保持产量稳定意味着更多的新井投入, 虽然自然递减由2011年的23%降到了连续两年16%左右, 但还是趋势依然不稳定, 尤其跨年新井递减因素尤其明显。

二、影响自然递减的地质和生产因素

1、自然老井含水上升

老井含水上升是影响老油田自然递减的最主要因素, 不论高产井还是低产井都要面临含水的逐步上升。但是再生产实践中, 我们发现不同含水阶段递减幅度是不一样的。

以2014年1-3月生产数据为例, 含水在40-60%之间单井减产幅度最大, 两边则依次减小。含水80%以上单井递减幅度明显减小。

从统计情况可以得出:含水低于80%的油井占总井数的37.9%, 产量递减占总递减产量的73.5%, 因此可见以低含水为主要特征的高产油井自然递减是自然老井含水上升的主要组成部分。

一定程度上说, 低含水油井含水上升快, 递减快符合油田开发规律。

从多口井的累产油——含水统计曲线看出, 含水35-80%左右上升速度快, 与该水驱曲线一致, 由于高产井含水一般较低, 跨年度后含水上升迅速, 必然引起产量下降, 导致自然递减增加;此外从曲线初步认识:在目前的采出程度下, 油井累采不超过200吨将进入含水上升期, 若油井按产量15吨左右计算, 不超过3个月进入高速递减期, 产量高的话, 将会以更短的时间进入高速递减期。

2、能量下降因素

能量下降是自然老井递减的另一个重要原因。随着近些年明馆浅层注水完善工作的开展, 由于能量下降导致递减的比例逐年下降。分别从2011年的27%下降到目前的7.6%

通过对油田历年静压资料进行统计, 说明油藏能量保持水平较好。

从目前的情况来看能量下降无外乎两种情况:一是地层高压低渗, 注不进水, 造成油井能量下降, 二是地层连通差, 构造不完整造成注水不见效或无法注水补充能量。

3、停产井

近些年, 采油厂和作业区不断加大注采井网完善和油水井管护力度, 停产井数量得到进一步控制, 但是受地质因素、施工质量、以及设备因素导致的停产和泵效下降依然占有一定的比例。

据统计2012-2014年停产井数据, 因出砂停产影响的产量占停产总产量的35-45%。不考虑恢复后的递减情况, 仅检泵作业占产分别占2012-2014年度总递减的1.5%、1.4%、3.88%, 201年占比上升, 且出砂影响为主。

除了停产井影响老井产量之外, 部分低泵效井作业或者没有及时上修也同样影响老井产量, 对2014年一季度提泵效井进行统计发现出砂问题依然是目前影响泵效的主要问题

4、其它因素

措施无效对自然递减也有一定的影响, 但严密的论证可以提高措施成功率, 另外把措施井定在1.5吨以下能够有效的缓解自然递减上升的风险。

2014年1-3月措施无效油井6口, 影响产量419.48吨, 影响总递减的3.4%

此外还有一些季节性关井因素, 影响自然递减的1.4%

三、结论

老油田开发后期精细开采固井技术 第7篇

1 针对老油田后期开采存在问题的研究

1.1 问题之一——老油田剩余油在开发中具有很强的复杂性

老油田剩余油在开发过程中具有很强的复杂性特征, 这主要体现在剩余油的存在位置方面。比如说, 横向延伸很短的储层、低序级复杂断层、稳定性差与厚度较薄的断层、微断层夹角、层内夹层等。要对这些区域的油层进行精细开采, 需要对水泥浆体系、固井技术以及配套技术进行更新改革。

1.2 问题之二——老油田的井下压力层系出现混乱问题

老油田的井下压力层系出现混乱问题的主要表现是:一是存在低压高渗问题, 在进行固井操作的过程中, 反速低与小排量以及顶替效率低下等现象极易引发整个油井出现混窜问题, 固井操作的流程不顺利, 质量很低;二是多套压力层系的共同存在, 再加上安全窗口很低, 不仅对高压层的施工不利, 对低压层的施工也存在不利影响;三是高压低渗问题的出现, 使得高压层的流体渗入到水泥浆中或造成上下可以自由串通的管道, 这就在很大程度上阻碍了精细开采目标的实现;四是存在低压层或者欠压的问题, 这就使得在老油田进行钻井操作的时候, 极易形成厚度很大的钻井液滤饼, 最后导致钻井液滤饼与水泥浆之间很难进行胶结处理。

1.3 问题之三——老油田开采受到压裂与射孔的影响

老油田在开采过程中受到压裂与射孔的影响的主要表现是:射孔与压裂在油田开采的过程中发挥着至关重要的促进作用。但在进行射孔作业的时候, 其强烈的应力波会对水泥环造成很大的伤害, 其内部出现断裂现象或者水泥环与胶结界面出现脱开现象, 使得层与层之间出现窜通问题。压裂与射孔的施工会在一定程度上水泥石发生断裂现象, 破坏层与层之间的密封性。

1.4 问题之四——老油田的开采受到水泥浆的凝固环境影响

老油田的后期开采受到水泥浆的凝固环境影响的主要表现是:在水泥浆凝固的时候, 临近的油井与层系的注采情况会影响井下水泥环的封固速度与质量。同时地下水的矿化度与动态渗流会对水泥石产生强烈的腐蚀作用。

2 针对影响精细开采固井质量的因素的研究

2.1 因素之一——地下的动态水

地下的动态水对精细开采固井质量影响的主要表现是:老油田的含水量很高, 地层的渗水率与异常高压具有很大的差异性, 地下的动态水与地层水的流速与压力相结合, 对水泥环界面产生的影响很大。它使得界面的胶结质量逐步下降, 随着时间的推移, 胶结质量会变得越来越差。

2.2 因素之二——钻井滤饼与钻井液体系

钻进滤饼与钻井液体系对精细开采固井质量影响的主要表现是:在油井中的钻井液特性不能很好地适应油藏与地层的时候, 就会引发糖葫芦井眼、井眼的扩大率可能超标等问题。再加上地层的渗透率与钻井液体系具有很大的差异性, 其所形成的滤饼的强度与厚度也具有很大的差异性, 这两点最终导致二界面与水泥浆之间的胶结质量逐渐下降。

2.3 因素之三——水泥浆系统中的界面强度与膨胀收缩度

水泥浆系统的界面强度与膨胀收缩度对精细开采固井质量的影响的主要表现是:纯粹水泥浆在由液体转变为固体的时候会发生化学收缩与失水收缩等两种变化, 水泥浆在收缩之后, 其与界面之间的胶结强度会逐步降低。加入膨胀剂, 不仅可以增强水泥石与界面之间的胶结质量, 而且可以有效补充水泥石的收缩性质。膨胀剂包括气体膨胀剂与晶格膨胀剂两种。

2.4 因素之四——水泥石

水泥石对精细开采固井质量的影响的主要表现是:由于水泥石本身属于脆性材料, 其抗冲击的能力较差。而在其中加入纤维材料, 可以在很大程度上提升水泥石的韧性与抗冲击能力。利用橡胶粉末与纤维材料以及水泥石配制的水泥石, 其抗震强度比以往提升了20%, 界面的强度比以往提升了1.5倍, 抗冲击性比以往提升了18%。

3 针对老油田后期精细开采固井技术的研究

3.1 措施之一——采取措施优化精细开采固井设计

要优化精细开采固井设计, 需要做到以下三点:一是要充分利用封隔器的辅助封隔技术, 即根据老油田的开发要求与地层的间压差, 在压力等级与渗透率差异性很大的情况下, 将水泥浆的充填封隔器或者水力式管外的封隔器将窜通与漏失的通道进行阻断处理, 从而有效保障老油田的开采工作与层间的密封工作;二是要充分利用钻井的液滤饼, 即在用钻机钻开油气层前, 将凝饼形成剂放入钻井液里, 并将激活剂在注入水泥浆之前放入, 从而使得液滤饼凝化成强度不断增大的凝饼, 最终达到提升二界面固井质量的目的;三是充分利用完井固井的技术, 比如说侧钻水平井、鱼骨状分支井、阶梯水平井以及绕水锥水平井等, 而其中的完井固井的方式包括封隔器辅助式的完井固井方式, 筛管顶部的注水泥方式以及尾管完井固井的方式等。

3.2 措施之二——采取措施优化老油田选钻井的方案

要优化老油田选钻井的方案, 需要做到以下三点:一是要根据老油田油藏的地址特性与压力梯度等数据分析结果, 从众多选钻井方案中选取抑制性较强、润滑性好以及防塌的钻井方案;二是要根据老油田开采的实际特点, 选择合适的钻井参数与钻头, 并有效控制井眼的发展轨迹与扩大率;三是要提前做好承压堵漏的措施, 为提升精细开采固井的质量提供一个安全稳定的井眼环境。

3.3 措施之三——采取措施制定精细开采固井技术的施工方案

要制定精细开采固井技术的施工方案, 需要做到以下五点:一是要做好补水增压与放漏失的准备, 以防出现虚滤饼与厚滤饼现象的发生;二是要根据老油田的开采状况选择使用柔性稍微膨胀, 可以有效抗冲击的水泥浆系统;三是要在进行精细开采固井施工的过程中, 停止开采与停止注水泥浆的活动;四是要选择加入膨胀剂的水泥浆体系以提升界面胶结的强度;五是要老油田开采的实际情况与地址气候条件, 做好特殊机械设备的准备工作。

3.4 措施之四——采取措施调研老油田地下的实际状况

要调研老油田地下的实际状况, 需要做到以下两点:一是要在开始钻井之前, 对该区域的地质条件、地下压力体系、注采的实际情况等进行细致地了解, 并做好数据的记录工作;二是要在不能进行整体停注停采的基础上, 针对低压高渗、高压低渗、多种压力并存以及异常蹩压的实际状况进行研究, 进而明确精细开采固井技术与钻井相关地层的补偿与泄压的时间段。

4 结语

老油田在后期开采的过程中会遇到一系列的问题, 但通过利用地质勘探、工程开发以及固井技术的改进, 可以在很大程度上解决开采难题以提升老油田的开采率。在此过程中要坚持实事求是、与时俱进的做事原则, 并要结合油田实际的发展运行状况, 充分利用并发展精细开采固井技术。

摘要：随着社会主义市场经济的发展与改革开放进程的不断发展, 我国油田开发事业逐渐发展起来。但经过多次高强度的开采, 逐渐形成了异常高压、多压力层系共同存在以及迪亚高渗的局面, 给老油田开发后期的开采带来了很多的困难。因此, 将从老油田开发后期存在问题的角度出发, 对后期精细开采固井技术进行有效性研究。

关键词：老油田,开采问题,精细开采,固井技术,研究

参考文献

[1]齐月魁, 徐学军, 李洪俊, 付建华, 尹伟, 王长在.提高大位移井固井质量方法[J].石油钻采工艺, 2009, (S1) .

[2]喻支农.河南油田张28井油层套管固井技术[J].石油天然气学报, 2009, (03) .

[3]贾永江.塔河油田水平井复合尾管固井技术研究与应用[J].西部探矿工程, 2008, (10) .

[4]廖富国, 王仕水, 胡卫东, 刘德平, 陈代炜.佛耳5井超高密度尾管固井技术[J].钻采工艺, 2009, (05) .

[5]连吉弘, 康建平.大位移井固井技术分析[J].长江大学学报 (自然科学版) 理工卷, 2010, (01) .

[6]刘永胜.塔河油田小井眼小尾管固井技术[J].地质装备, 2011, (02) .

[7]张宏军.胜利油田开窗侧钻井完井固井工艺技术的改进与发展[J].钻采工艺, 2009, (03) .

开发后期 第8篇

关键词：黄陵区块,开发水平,注水开发

1黄陵区块地质概况

随着勘探开发的进一步深入, 鄂尔多斯盆地黄陵地区作为主力区块之一, 屡有新的发现, 对油田稳产增产都起到关键性的作用。黄陵地区位于鄂尔多斯盆地南部, 北接伊陕斜坡, 南邻渭北隆起。晚三叠世早期, 受古特提斯洋扩张和华北板块逆时针旋转的共同作用, 鄂尔多斯盆地整体处于应力拉张松弛状态, 并逐步向内陆坳陷型湖盆转化, 此时的湖盆面积大, 水体浅, 湖盆底部平坦, 沉积稳定, 在盆地西南部沿坳陷边缘发育大量浊流沉积。

2注水开发效果

黄陵区块的注水开发效果概括起来有“一增一减、一升一降和两个提高”的特点, 具体表现为:一增一减:开发总井数基本未变, 采油井转为注水井, 注水井数逐年增加, 采油井数逐年减少。一升一降:油田注水以后, 产油量上升, 含水率下降。两个提高:提高了采收率, 提高了经济效益。表1为更新措施后的效果对比。

3注水开发现状研究

3.1进行油区基础地质研究, 深化油藏认识, 合理进行注水开发

1油区物性相对较好。这些指标在低渗油田里相对为较高值, 有利于注水开发。2某油区基本不发育裂缝;储层非均质性不强, 渗透率在平面上、纵向上差异性小, 注水水驱效率高。3相渗实验分析表明, 该油藏是水湿油藏, 适合于注水开发。

3.2制定科学的注水开发方案, 对照方案严格稳妥实施

1制定了科学合理的注水开发方案。根据油田开采特征和地质研究结果提出了该油田存在油井生产能力低、油田产量递减幅度大、油井生产层数少、油层完善程度低四项主要问题, 并提出解决这些问题的关键方法为编制注采方案, 实施注水补充能量进行开发[3]。通过相渗实验、水驱油实验等一系列研究, 认为该油田适合于注水开发, 并且适合于早期注水开发。2开发工艺参数及压裂规模设计科学合理, 确保注水均匀驱油。该区储层非均质性不是很强, 为了避免人为加大油层的非均质性, 压裂加砂规模一般设计为1-1.5方, 最多不超过2方, 避免了人工裂缝的过大, 为注水均匀推进建立了较好的井网井距。

适时调整注水开发方案, 积极补充地层能量, 有效弥补了地层亏空。开始注水以来, 注水开发动态分析持续不间断地进行, 针对油藏注采矛盾分析出的突出问题, 及时提出了有效的调整方案和处理意见并实施。

开展小层划分和补孔工作, 提高了水驱储量控制程度、注采关系对应率是某油区能够实现较好注水开发效果的一个重要原因。该油田在转注之前对注水井均采用了补孔措施, 将油井对应层段砂体全部射开, 这不但扩大了该区纵向上的波及面积, 而且提高了注采对应率。

4结论与建议

1) 油田注水开发以来, 效果显著, 建议应该严格控制注水水质和注入量, 认真进行动态分析, 防止水线推进过速和水淹井过早出现。

2) 从地质方面和矿场实验以及大范围实施来看, 某油田具有注水开发方面的优越性:砂体展布和连通性在鄂尔多斯盆地低渗透油田中品位较好。

3) 油田开采时间长, 井网基本完善, 在开采过程中能够合理地选取注采井比和采油速度, 对延长整个油田注水区块开发有着重要的指导意义。

4) 采油是高风险性的作业, 应该采取相应的安全技术措施, 主要应该注意采取“八防”, 并对采油全过程进行危险因素排查, 制定风险消减措施。

参考文献

[1]纪宝君.大庆采油八厂水平井开发技术研究[D].西南石油学院, 2005.

[2]张玉林.大庆西部外围特低渗透油田开发技术研究[D].大庆石油学院, 2002.

[3]段生发.喇嘛甸油田厚油层剩余油分布及挖潜措施研究[D].大庆石油学院2002.

[4]张凤莲.升132区块加密调整方法研究[D].大庆石油学院, 2003.

开发后期 第9篇

1 陆相砂岩油田地质特征研究

上文提到我国油田以陆相砂岩为主, 所以本文在油田地质特征研究上主要以此类油田为例:

第一, 陆相砂岩油田在分布上也较为广泛, 在河流沉积地带、三角洲地带以及环海地带等都有分布。经探测其含油面积巨大, 所以储油量是相当丰富的, 据估计大概在数亿吨甚至更大。

第二, 陆相砂岩油田地质具有流体性差的特点, 油田含油层厚, 储油的砂岩层数也多, 且各含油层在密度特征也表现不同, 储层内油质虽然各不相同但是总体粘度都很高, 加之原油的凝固点低和比重高的特点, 所以极具开发的价值和意义。

第三, 陆相砂岩油田的边水活跃程度低, 再有就是自然能量并不强, 油层的地饱压较小, 所以会出现小气顶。

随着油田开采的不断深入, 和地区环境和气候的变化, 地质状况也在发生着变化, 地层内部的沉积也随之有变化, 所以对油田地层的研究对技术方案的调整有重要意义, 因为油田开发技术要根据油层的性质和状态, 以及渗透性能等来不断改进和调整。

2 注水油田高含水后期面临的问题

根据上文对油田地质特征的分析, 结合油田的开采条件, 笔者认为油田开发应当是分阶段和层次的开发, 每个阶段都要根据具体情况和科学技术的发展适时的进行技术调整和完善。在油田开发的初始阶段, 多是采用基础井网, 井距较大且在开发层系上粗;随着油田开发进入中期阶段, 含水量升高, 在开发上就强化了注水过程, 但是简单的强化注水随着油田开发的进入高含水阶段也面临着诸多的问题。

第一, 注水油田进入到高含水后期开发阶段含水量显著上升, 对水的消耗也日益增多, 所以出水和注水都呈现一种上升趋势, 这在我国的大庆油田多个油井地区都有明显的体现, 对这一问题虽然采取了一定的措施进行控制, 但是开发的深入还是使得这一问题越来越严重。

第二, 注水增加使得设备损坏严重。进入高含水后期开发需要强制高压注水和更多、更复杂的井下作业, 使得油井套管损坏严重, 原本就经过长时间使用的油井套管在这样高压和频繁使用中就加剧了损坏, 很多套管已经达到了使用的极限即将报废。

第三, 油田开发的成本不断加大。首先是来自于设备上的损耗, 需要不断进行维修和及时更换, 加大了投入需求;其次, 油田高含水后期的开发, 在注水管道和原油输出管线上都要进行调整, 这就需要进行大量的地面工程改造和相关设备的引进和采购, 随着开采进程的加快, 工程的改造也就更加频繁, 这是一项巨大的投资和工作量;再次, 油田开采的操作成本与含水量密切相关, 所以在成本控制的研究上需要以含水量有效控制为基础。原油开采耗能不断增加, 根据对全国各地区的油田开采调查研究可以看出单位原油所需能耗不断增加, 在上个世纪80年代单位原油耗煤仅需100kg/t, 但是到90年代就上升到了140kg/t, 耗能的增加使得开采的成本相应的提高。

3 注水油田高含水后期开发技术调整策略

根据我国油田进入后期开采阶段所面临的问题和需要, 笔者在此提出了以下两点措施建议, 来完善我国目前油田高含水开发的技术系统:

3.1 周期注水的技术应用

我国油田开发现阶段采用的强制注水对高含水后期的油田开发并不是科学合理的选择, 效率也非常低, 通过研究和借鉴国外油田高含水后期的开发技术, 笔者认为应当采用周期注水的方式。这一技术对提高驱替效率和采收率作用明显, 这一技术是以地质地层情况为基础的, 根据地质研究建立模型分析相关流线分布和压力, 来制定注水周期和注水量方案;通过周期注水来调节地层内的液体状态, 是需要根据油井内含水量的变化对注水进行调整, 来为原油开采提供适宜的地下环境和条件, 从而提高采油率。周期注水技术需要经过不断的实验和论证, 这是目前为止应用于高含水油井开采的最为有效的方式, 但是还需要进进一步的研究和改进。此外, 还要适当应用现代科学的技术来完善高油田含水后期的油田开采体系, 例如凝胶、压裂等技术的应用, 来形成与该地区油田开采相适应的配套技术体系。

3.2 单井管理为重点的管理方式调整

我国的油田开发最初在开采管理上是以关注整体效果为主的方案设计, 所以技术方案也是针对区块油田做出的, 这一的管理方式也在前期的开发中起到了很好的效果。但是随着开采的进一步深入, 在高含水阶段的油井其剩余油分布就较为分散, 剩余油主要分布在井间, 所以对后期高含水油田的开采就需要对剩余油动格外关注, 井间距也有相当大的变化, 所以管理的重点应当转移到单井上来。开发应当是以改善单层开发效果为基础, 以单井和井组为单元来进行技术方案的调整, 力求做好单井的流线分析, 提高单井的开采能力, 以此来促进整体区块的经济效益的提高。

4 结语

综上所述, 注水油田在进入高含水后期阶段, 最初的强制注水的开采方式已经不再适宜, 在技术上应当进行调整, 这就要在分析地质地层的基础上制定周期注水的方案, 配合其他现代化的科学技术工艺来完善高效的油田开采体系。与此同时在管理上优化单井管理, 提高整体的开采能力和油田企业的经济效益, 在技术上不断加大研究力度, 力求使我国的油田企业不断走上现代化的轨道。

参考文献

[1]1胡永乐, 王燕灵, 杨思玉, 贾文瑞, 注水油田高含水后期开发技术方针的调整[J].石油学报, 2004 (9) [1]1胡永乐, 王燕灵, 杨思玉, 贾文瑞, 注水油田高含水后期开发技术方针的调整[J].石油学报, 2004 (9)