小井距开发现河油田低渗油藏可行性研究

认为注采井网井距大，水驱控制程度差，采收率偏低是影响胜利油田现河低渗透油藏开发的关键，通过井间密度与水驱控制程度和采收率的关系等分析，提出了现河低渗透油藏开发的合理的井网密度。     

小井距开发现河油田低渗油藏可行性研究

认为注采井网井距大,水驱控制程度差,采收率偏低是影响胜利油田现河低渗透油藏开发的关键,通过井间密度与水驱控制程度和采收率的关系等分析,提出了现河低渗透油藏开发的合理的井网密度。     

水驱油田合理井网密度和注采井数比的确定

依据文献中最终采收率与井网密度和注采井数比的关系，并结合经济评价和注采平衡等方法，提出了一种确定水驱油田合理井网密度和合理注采井数比的方法。后通过对QL油田计算，表明该油田的注采井数比和在油价上涨的条件下井网密度还有进一步提高的潜力。     

确定低渗透油藏合理井网密度和极限井网密度的方法

合理井网密度及极限井网密度的确定是低渗透油田开发的一个重要问题.为此,以采收率与井网密度关系式为基础,考虑油田开发期限内原油销售收入的将来值、开发投资的将来值和开发期限内维修管理费用的将来值,利用投入和产出的平衡关系,得到了涉及水驱油效率、最终采收率及油藏参数等多因素条件下的低渗透油田合理井网密度及极限井网密度的计算方法.利用该方法对朝阳沟油田朝948区块的合理井网及极限井网密度进行了预测,计算结果表明,该方法能够满足油田需要,为油田加密确定井网密度大小提供理论依据.     

水驱油田合理井网密度和注采井数比的确定

在油田注水开 发方案设计和井网加密调整工作中,选用何种布井方式或井网密度,使油田水驱采收率获得最高、油田开发经济效益达到最优,这一直是油藏工程研究的主要问题之一。依据文献[1]中提出的采收率与井网密度和注采井数比的关系,并结合经济评价和注采平衡分析等方法,提出了一种新的确定水驱油田合理井网密度和合理注采井数比的方法。通过对QL油田进行计算分析,结果表明,在油价上涨的条件下该油田的注采井数比,包括井网密度,还有进一步提高的潜力。     

冀东油田复杂断块油藏水驱采收率计算方法

复杂断块油藏在我国油田开发中占重要位置,与整装砂岩油藏相比,其开发水平和开发程度都有较大的差距。对于冀东油田这类构造岩性层状复杂断块油藏来说,注采井网仍不能有效控制全部的地质储量,仍有很大一部分储量无法通过水驱开发。冀东油田复杂断块注水开发油藏注采井网以不规则点状注水井网形式为主,常规油藏工程计算采收率方法无法满足生产要求。将冀东油田复杂断块构造岩性油藏不规则点状注采井网分为4类13种油砂体井网配置模式,分别计算每种模式极限面积波及系数,进而计算区块水驱采收率和理论采收率。根据建立的复杂断块油藏水驱采收率计算方法,计算了冀东油田复杂断块油藏水驱采收率,与标定采收率相比,复杂断块油藏理论采收率计算方法的计算结果与动态法差别较小。     

海上油田极限井网密度评价方法研究

井网形式及井距大小是油田形成有效注采井网的基础,也是直接影响油田采收率、投资规模和经济效益的关键。因此,井网的合理性论证是油田开发规划设计中极为重要的一环,特别是对于稀井网、大井距开发的海上油田,显得尤为重要。基于中石油勘探开发研究院经验公式,引入实际油田的驱油效率,同时提出以水平井与直井间的产能比来表征替换比确定井网密度的方法,并通过井网系数的反演计算对公式进行改进,建立了新的采收率与井网密度的关系式;在此基础上结合海上油田井网经济评价模型,对油田井网的合理性进行研究。实例研究表明,该方法适用性强,能很好地反映采收率与井网密度的关系,可为油田加密调整提供理论依据。     

孤岛油田稠油油藏井网优化研究

采用数值模拟对孤岛油田合理井网密度、井网加密时机、井网类型以及经济评价等方面进行了研究。研究认为:孤岛油田以300m井距井网开采,其采收率较高,经济效益最好;分阶段布井开发,在稀井网开发的基础上加密井网优于一次性采用密井网开发;油水粘度比不同,加密时机不同,其采收率不同;对稠油油藏高含水期加密井网开发效果较好;采用强化的注采系统开采,水驱控制程度高,最终采收率高。     

孤岛油田非热采单元采收率影响因素分析

孤岛油田目前处于特高含水期,油田综合含水91.9%,采出程度33.24%,与国内外中高渗大型油藏相比,开发效果较好,油田目前标定采收率36.3%.但非热采主要单元开发效果存在较大差异,通过分析认为,主要受流度、井网密度和开发方式影响,但影响程度各不相同,流度和开发方式是主要影响因素,密井网条件下,井网密度对采收率影响不大.流度是影响水驱采收率的主要因素,密井网条件下井网密度是影响水驱采收率的次要因素.     

人工裂缝对低渗透油田开发的影响研究

压裂技术是低渗透油田开发的一项主要的增产措施。文章利用数值模拟的方法，计算了低渗透油田面积注水条件下存在不同人工裂缝时的开发效果，分析了低渗透油田压裂后不同裂缝方位、不同裂缝导流能力对开发效果的影响，同时对比了注采井同时压裂和注水井压裂时的采出程度等开发指标。计算结果表明：正方形五点注采系统注水井压裂时，裂缝方位不同开发效果不同，裂缝方位与注水井排平行时驱替效果较好；裂缝导流能力并不是越高越好，存在最佳值；对注水井和采油井同时压裂时，采出程度高，在计算参数范围内，几乎是同条件注水井压裂时的两倍。在低渗透油田开发时，应合理的设计人工裂缝以改善开发效果、提高原油采收率。     

低渗砂岩油藏水平井开发井网模式优选

水平井开发油藏已成为提高储量控制程度和改善油田开发效果的重要手段,在我国许多油田开始得到普遍应用,根据水平井对油藏的适应条件,大庆、长庆等低渗、特低渗油田将水平井作为提高油井产能和油田产量的主要方式。利用数值模拟方法和矢量化井网概念研究了具有原生裂缝的特低渗油藏应用水平井开发的井网优化模式,以长庆油田元48井区长4＋5油藏为原型展开研究,主要包括井距、井网形式的模拟分析,水驱方向优选等,最后得到合理水平井开发井网形式。研究结果对同类油藏具有实际指导意义。     

低渗透裂缝型砂岩油藏加密调整数值模拟研究

针对低渗透裂缝型砂岩油藏新肇油田转成线性注水井网开发中暴露出的矛盾,利用采收率与井网密度公式计算新肇油田经济极限井距。根据井点信息,结合数字化沉积相研究成果,建立了新站油田相控地质模型,应用CMG数模软件中的双孔双渗模型开展新肇油田古634区块剩余油研究,主要开发指标历史拟合精度在5％以内,较好地适应新站低渗透裂缝性油藏,定性定量地搞清剩余油分布规律;针对剩余油特点,开展该区加密调整研究,设计不同的加密方案并通过数值模拟评价其开发效果,应用经济评价优选出合理的加密调整方式是油井间垂直距离50m中心加密油井。     

无因次注入-采出曲线法计算采收率方法改进

无因次注入-采出曲线法适用于水驱稳定阶段预测油藏最终采收率。在实际应用中,与其他采收率预测方法相比,其误差普遍偏大,参考价值较低。为提高无固次注入．采出曲线法预测采收率的实用性,对该方法进行了改进：据开发中后期注采平衡模型,当阶段产水量等于油藏废弃时的临界含水率乘以阶段注水量时,则确认水驱失效,重新推导了添加临界含水率限定条件的采收率求解过程。以X14油藏为例,演示了利用改进后的无因次注入-采出曲线法计算最终采收率的过程;在绥靖油田典型油藏中应用,预测结果的准确度相对改进前有了较大提高,验证了方法改进的可行性。     

特高含水期油田合理经济极限井网密度研究

针对胜利油区目前高含水和特高含水的现状 ,为了适应市场经济对油田开发的要求 ,确保油田开发获得较好的经济效益 ,有必要对目前的合理经济极限井网密度进行研究。本文从经济效益的角度出发 ,根据胜利油田的实际生产资料 ,建立了采收率与井网密度的定量关系 ,考虑井的基本建设投资和投资回收期内生产经营费用 ,利用盈亏平衡原理 ,解出合理井网密度的表达式 ,并对胜利油田高渗透和低渗透两类共 5 0个单元的合理经济极限井网密度进行了测算验证 ,为油田开发决策和生产运行提供可靠的科学依据。     

低渗透油田注水并压裂数值模拟研究

在改进的黑油模型基础上，建立了一种油、水两相三维油藏裂缝数值模型，可以对垂直裂缝油藏不同井网条件下注水井压裂效果进行数值模拟。以朝阳沟油田为例，在反九点法井网条件下，裂缝处于有利方位和不利方位时，对注水井压裂后的注入动态以及对应油井的生产动态的影响进行了分析，并与油田的实际生产动态进行了对比。研究结果为注水井压裂效果评价提供了一种手段，对于经济有效地进行低渗透油田注水开发具有实际意义。     

超小井距在复杂断块油藏后期注水开发中的应用

枣园油田枣南孔一段油藏主要含油层位为孔一段的枣IV、V油组,油层平均有效厚度为58.3 m/19层;断块内有17条断层,划分为9个断块区,平均断块面积为0.19 km2。油层连通差,储层物性变化大,平面上注水井吸水状况不均衡,位于构造边部的采油井见不到注水效果,表现为低能低产,剩余油的潜力无法动用。通过室内驱替实验和理论公式计算得出,枣南孔一段油藏构造边部相对低渗区的合理井距为75 m;应用概率公式法、经验公式法及采收率-井网密度关系,计算平均井距75 m时井网水驱控制程度分别达到88.5%和89.6%,可提高最终采收率2.12%。超小井距注水首先在3个井组进行先导性试验,累计增油1 337 t,然后又在5个井组进行推广,受益油井产油量由39.1 t·d-1上升到54.7 t·d-1,增油15.6 t·d-1,累计增油2 172 t,预测油藏最终采收率从30.2%提高到31.3%。     

低渗透油藏水驱采收率影响因素分析

实验表明,低渗透油藏具有启动压力梯度,因此其渗流规律与中、高渗透油藏不同。通过对低渗透油藏中注水井排和采油井排的压水驱进行数值模拟,分析了低渗透油藏水驱采收率的影响因素,包括多孔介质孔隙结构、油水相对渗透率曲线、启动压力梯度、注入速度和注采井距。分析表明,低渗透油藏的水驱采收率受到启动压力梯度的影响,启动压力梯度越大,见水时间越早,产油量和产液量越小,阶段采出程度、无水采上率和驱采收率越低;而增大     

双河油田注采井组剩余油分布规律研究

根据双河油田Ⅴ下层系油藏特征建立非均质模型,得到不同模型剩余油分布模式;分析不同地质、开发条件对剩余油分布的影响。通过回归分析,得到注采井组生产井综合含水率达到95%时,采出程度、剩余油非均质程度与不同因素(提液速度、井距、平面渗透率级差、地层倾角、油层厚度)的关系式。分别应用回归公式和数值模拟对双河油田五点井网的采出程度、剩余油非均质程度进行计算,二者结果误差均小于10%。综合运用回归公式定量描述剩余油及井组剩余油分布模式对今后实际油田注采井组单元后期开发调整具有一定指导意义。     

水平缝四点井网整体压裂裂缝参数优化设计

大庆长垣内部油田经三次加密调整后,部分区块采用四点法面积井网布井,由于井距小、地下油水关系复杂,为了实施水力压裂增产改造,必须选择合适的裂缝参数,以避免油井过早被水淹.为此,针对四点井网以及水力压裂后形成水平裂缝的特点,结合萨南油田表外储层的地质特征,建立了水平缝整体压裂改造后油水井生产动态预测模型,以整体压裂改造后的增产量、采出程度和经济效益为目标,进行了裂缝参数(裂缝半径、导流能力)优化研究.该研究成果在萨南油田实际应用取得了较好的增产效果和经济效益,为这类油田整体压裂改造裂缝参数优化设计提供了理论依据.