海上大型河流相油田高含水期开发调整技术与实践
海上油田开发初期采用稀井网大井距、大段合采的开发方式,且测试资料有限.大型河流相油田具有储层条件复杂、稠油油田储量比例大的特点,进入高含水期后,面临注采矛盾突出、含水上升快、产量递减加剧等问题,亟须进行开发调整,而陆上油田已有开发调整经验无法直接应用.以渤海海域蓬莱19-3油田为例,分析了海上大型复杂河流相油田高含水期开发存在的问题,总结了开发调整过程中采取的关键技术及策略.实践表明,开发调整技术体系的成功应用使得蓬莱19-3油田油井初期产能提高了3～5倍,采收率提高了8％～12％,为渤海油田在”十三五”期间安全高效开发提供了技术保障,也为渤海油田中长期发展提供了有力的技术支撑.利用有限的钻井和测试资料，开展了精细储层构型表征技术研究和剩余油定量表征技术研究，为油田开发调整策略研究做好充足的技术支持，保证开发调整方案的可靠程度。
海上河流相油田 高含水期 开发调整策略 储层构型 剩余油
张章 徐中波 李林 张俊 杨洪伟 康凯 申春生 李廷礼
中海石油(中国)有限公司天津分公司渤海石油研究院
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398-407
2016-10-01（万方平台首次上网日期，不代表论文的发表时间）