砾岩油藏开发区块分类评价方法

依据克拉玛依和百口泉油田砾岩油藏地质和开发特点,进行分类参数优选,经计算得到参数权系数及综合评价指标,对评价指标运用概率累计曲线分析后,将已开发区块分成了4类.并对各类区块进行了综合评价,在分类结果基础上制定了相应的开发调整对策:综合一类区块大力实施以挖掘剩余油为核心的局部井网加密调整,并通过加密直井选择性射孔达到层系开采的目的;综合二、三类区块主要实施井网加密与注采系统调整相结合的综合调整;综合四类在实施井网加密、注采系统调整、结构调整的同时进行非常规采油,如热力采油等.     

喇萨杏油田注采系统适应性评价及调整方式研究

喇萨杏油田进入高含水后期开发以后,部分区块层系注采系统不适应的矛盾越来越严重.针对高含水后期注采系统的主要特点,研究建立了高含水后期注采系统适应性评价方法,对喇萨杏油田高含水后期注采系统的适应性进行了评价,研究确定了注采系统调整的主要方式,对典型区块的调整效果进行了分析. 喇萨杏油田高含水后期注采系统调整可以归结为反九点面积井网、四点法面积井网及注采井网不完善等3种类型的调整模式. 高含水后期进行注采系统调整可以取得较好的调整效果,提高水驱采收率0.9个百分点左右.成果对油田高含水后期注采系统调整工作具有重要的指导作用.     

常规稠油油藏剩余可采储量研究

目前研究剩余油的方法很多,水驱特征曲线法适用于中高含水期水驱油藏;渗饱曲线法是结合相对渗透率曲线和驱替特征曲线求得两相区平均端含水饱和度,进而计算出剩余可采储量,该方法在相渗曲线资料较为齐全的油藏应用效果较好;无因次注采曲线法预测的是含水100%时的开发指标。以古城油田B124区块为例,应用多种方法进行了剩余可采储量计算与评价。研究表明,由于古城油田B124区块相渗资料少,渗饱曲线法不适用于该区块;水驱特征法和无因次注采曲线法预测的剩余油可采储量较接近,其均值可作为该区块的剩余可采储量值。     

大路沟二区长6油藏合理开发技术方案探讨

合理的开发技术方案是注水开发油田在精细注采调整过程中的重要依据,综合运用油藏工程方法,区块开发动态法、数值模拟法等科学方法探讨了靖安油田大路沟二区裂缝性低渗透油藏合理的注采比、压力保持水平及油井井底流压.探讨结果为制定该区注采调整方案提供了依据,研究方法对同类型油藏合理开发技术方案的确定具有借鉴意义.     

水驱开发效果评价新方法及其矿场应用

为明确注水开发效果的影响因素,有效指导油田综合调整,提出应用图版评价开发效果的新思路。依据谢尔卡乔夫公式和Arps产量递减方程,考虑储层物性、流体性质、相渗特征、井网密度、采出程度等因素,建立了一种开发效果评价图版。在海拉尔盆地A区块的应用实例表明,该图版评价结果与实际油田开发特征相匹配,对不同类别区块的开发规律及注水矛盾区分明显。在开发效果评价研究的基础上,制定了A区块综合调整措施,取得了良好的实施效果。该方法简单实用,具有一定的推广价值。     

国内海上注水开发油田注采系统调整潜力

海上部分注水开发油田的吸水指数随着含水率的增加呈递减趋势,注入能力的下降、注水井点及注水量的不足将直接影响油田未来的产液量。通过注采系统调整,优化油水井数比可以有效改善水驱效果。在考虑生产压差、安全注水压差及压力保持水平基础上建立了注采系统调整评价方法,定量评价了海上三大类注水开发油田未来注采系统调整潜力。结果表明,注采系统调整的重点在陆相稠油及陆相整装中低黏油田,年增油量可达到(50~260)×10~4m~3。     

三元复合驱工业应用跟踪评价及措施调整方法

大庆油田先后在不同地区开展了5个三元复合驱先导性矿场试验, 6个三元复合驱工业性矿场试验,均比水驱提高采收率18百分点以上。2014年开始规模化应用,受多因素影响,区块、单井间开发效果存在差异。为了满足复合驱技术不断扩大应用规模的情况下保证开发效果,通过深化复合驱开发效果认识,建立分类开发效果标准曲线及跟踪评价方法,明确复合驱动态变化规律及各阶段合理的调控指标,确定跟踪调整对策,制定注入井分层、调剖、注采井压裂、解堵和注采参数调整等措施的调整时机和技术界限,固化调整设计模版,复合驱技术逐步标准化、规范化,已结束的工业应用区块提高采收率达到20百分点以上,到2018年已连续3年产油量突破400×10~4t。研究成果可以为其他高含水开发阶段的老油田挖潜和陆相砂岩油田的高效开发提供技术支持。     

鄯善油田提压增注试验方案研究

针对鄯善油田目前注水能力低，并且井口提压没有余地的情况。通过注采系统评价，研究了注采压力系统适应性，注采能力变化，进行了井层的注水分类评价，论证了进行提压增注试验的必要性。立足主力区块，确定了在西Ⅰ、东Ⅰ两个区块顶部进行提压增注试验，多角度确定了提压下限值，界定了不同吸水层合理注水强度，并编制了提压增注试验方案。     

大庆油田外围扶杨油层分类评价及调整对策

依据油藏地质特点将大庆油田外围扶杨油层已开发区块分为四类,并结合动态特点分析了各类区块注水开发效果。评价了各类区块井网加密和注采系统调整的效果,在此基础上制定了各类区块开发调整对策。     

白豹油田白111区块延10油层组开发存在的问题及政策调整

白豹油田白111区块为一典型的边底水岩性构造油藏,进入中高含水期后地层压力保持水平低、水驱效果差、采液强度和注水强度偏低,需对注采结构进行调整。针对白111区块砂体分散、储层单一、各井区为独立油水系统的地质特点,通过油藏工程、动态分析等方法对油藏合理井底流动压力、合理采液强度、合理注水强度以及合理注采井数比等开发技术指标进行研究和论证,确定了油藏目前开采状况下最优的开发技术政策界限,并结合油水井相关生产动态信息提出开发调整方案来指导油藏高效开发。结果表明,当井底流动压力在4～6 MPa之间、采液强度为0.5 m~3/(d·m)、注水强度为2.6 m~3/(d·m)、注采井数比为1∶2.5时,油藏开发效果较好。方案调整后,对区块未来10年的开发指标进行预测。结果显示,10年后的年产油量和采油速度与方案调整之前相比均有所提高,预计含水上升率由8.3%下降到1.4%,采出程度由15.1%提高到16.5%,油田在中高含水期阶段达到提液增油的目的。该预测方法为侏罗系油藏开发的持续稳产提供了有效途径,也为其它此类边底水中低渗透油藏的高效开发提供了理论依据。     

姬塬油田长63超低渗油藏注采效果评价

姬塬油田长6₃油藏属于超低渗油藏,现有井网难以形成有效的驱替压力系统,油藏趋于衰竭开采,亟需对现有井网的注采效果进行评价,为后续井网加密调整提供理论支持。为此,优选出水驱储量控制程度、地层压力保持水平、注采静压差、见效比例、见水比例、投产满2年单井产能、水驱储量动用程度、水驱体积波及系数和动态采收率9个评价指标,引入综合权重,建立了基于未确知测度的超低渗油藏井网注采效果评价模型,对研究区长6₃油藏进行了井网注采效果评价。评价结果表明,姬塬油田长6₃油藏井网的注采效果差,需要立即进行井网调整。评价结果符合油藏目前的生产状况,证明了评价模型的准确性,为超低渗油藏现有井网注采效果评价提供了一种新的思路和方法。     

低渗透砂岩油藏注采井网调整对策研究

低渗透油藏注水开发后,注采井网难以满足后续开发需求。应用油藏工程和数值模拟预测等方法,对低渗透油藏合理油水井数比、注采井网调整方式、调整时机以及调整后新、老井合理注水调整方法进行系统研究,形成了低渗透油田井网调整技术。考虑低渗透储集层的渗流特性、启动压力梯度导致油水井地层压力的差异,推导了适应低渗透油藏的油水井数比计算公式。根据储层裂缝发育状况以及剩余油分布特征,选择水驱面积波及系数较高的井网进行调整。敖南油田合理的调整方式是将裂缝不发育井区反九点法井网调整为五点法井网,裂缝发育井区转线性注水。对不同调整时机下的开发效果预测表明,调整越早,效果越好。井网调整后要适当控制老井注水,加强新井注水,使地层压力分布更加合理。研究结果表明,利用上述调整对策对低渗透油藏实施注采井网调整是可行的,可以为低渗透油田井网调整提供新的技术支持。      

玛湖凹陷致密砾岩油藏CO2异步吞吐提高采收率

CO2具有增能和降黏的特性,CO2异步吞吐是提高致密油藏采收率的有效途径之一,通过注气井组"注—采—焖"相互配合,可提高井间储量动用程度,有望成为准噶尔盆地玛湖凹陷致密砾岩油藏提高采收率的接替技术.综合考虑地层压力、饱和压力及最小混相压力,设计双岩心并联的CO2异步吞吐实验,以明确储集层物性、注采压差和吞吐时机对开发效...     

水驱油田合理注采压力系统

合理注采压力系统优化研究是开发水驱油田关键环节之一。以往采用的算法均存在缺陷：①“吸水、产液指数法”未考虑注采不平衡问题、油水密度差异及体积系数;②“吸水、产液指数及注采比法”未考虑油水密度差异及体积系数;③“吸水、产液指数比及注采压差法”不具有理论和实际意义;④“考虑单井及地层压力变化法”未考虑注水井启动压力、采油井启动压力对油田开发效果的影响。为解决上述问题,基于水驱油田注采压力剖面,提出了优化研究水驱油田注采压力系统的新方法。与以往的算法相比,新方法综合考虑了注采不平衡、油水密度差异、体积系数、注水井启动压力、采油井启动压力梯度等方面的影响因素。结果显示,新方法可适用于水驱油田任何油藏类型、任何油层压力分布状况条件下的合理注采压力系统参数计算。运用新方法对胜坨油田胜一区沙河街组二段1-3砂组油藏进行了合理注采压力系统参数计算,得出了该油藏合理油、水井数比为1.42,合理地层压力保持水平为17.29 MPa,此时合理采液量为14 572.41 m³/d,比调整前增加12 452.41 m³/d,合理注水量为15 906.88 m³/d,比调整前增注13 566.88 m³/d,提液增注效果显著。研究结果表明,新方法具有较强的适用性和应用前景。     

歧口18-1 油田晚期注水研究

在边水能量微弱的天然条件下,歧口18-1 油田投产后衰竭开采7.5 a,导致地层压力由30.5 MPa下降到注水前的14.8 MPa,远低于28.9 MPa 的原油饱和压力。地层压力大幅度下降对油气储层及流体产生了一定的伤害,使流体脱气形成油、气、水三相流动,大大降低了原油相对渗透率,从而降低原油产量。根据室内岩心实验结果,并类比国内外相似油田开发经验,运用物质平衡及油藏数值模拟方法进行研究,结果表明,在注水初期以不低于6 的日注采比注水,既能使地层压力得到一定恢复,又能使晚期注水仍取得较好的开发效果。     

孤岛油田中二中强注强采水驱规律研究

以孤岛油田中二中强注强采试验区资料为基础，以数值模拟为手段，着重研究了不同注采强度下正韵律油层对剩余油饱和度分布规律的影响，不同采液速度、不同提液时机、不同压力水平、不同井网系统对强注强采开发效果的影响。确定了孤岛油田中二中强注强采的最佳生产指标。     

裂缝性低渗透油藏注采系统调整技术研究

裂缝性低渗透油藏,在正方形井网反九点注水方式开发过程中,表现出与裂缝走向一致的注采井见效快,含水上升快,甚至暴性水淹,而与裂缝走向垂直的注采井见效差,地层压力低、油井产液能力低。为此,通过对裂缝性低渗透油藏由反九点注水转线状注水渗流特点、油水井数比影响因素和注采系统调整作用的探讨,结合外围朝阳沟和头台等裂缝性低渗透油田注采系统调整效果,提出了适合外围油田不同裂缝走向与井排方向夹角井网转线状注水的合理调整方式,为裂缝性低渗透油田注采系统调整提供了理论和实践依据。     

利用液面推算油层静压方法初探

胜坨油田进入特高含水期后,开采难度日益加大,各种动态监测技术的综合运用显得尤为重要。油井压力的录取是油田开发重要的动态监测手段,压力资料是确定油藏合理注采比、制定注采调整方案的重要依据。在分析传统的推算静压方法的基础上,探索出不停井用利动液面推算静压的新方法。只要取得油井动液面或套压资料,就可以应用该方法推算油层静压,减少高产井关井造成的产量损失。     

基于支持向量机的二氧化碳非混相驱效果预测

目前国内缺乏一种快速、准确预测CO2非混相驱油效果的方法,为了解决这一问题,选取剩余地层压力与混相压力之比、孔隙度、渗透率、油藏中深、地层平均有效厚度、地层温度、原油相对密度、含油饱和度、原油黏度、渗透率变异系数、注采比、注入速度和水气交替注入比等13个地质及工程参数作为输入参数,平均单井日增油量作为输出参数构建了预测CO2非混相驱效果的支持向量机预测模型.以国内6个CO2非混相驱项目和1个CO2混相驱项目为学习样本,2个CO2非混相驱项目和1个CO2混相驱项目为检测样本检测了支持向量机预测模型的准确度,结果表明,3个检测样本的预测值与实际值的平均相对误差为5.57%,满足工程要求.利用该模型预测了腰英台油田CO2非混相驱井组的增产效果,与实际增产效果相比,相对误差仅为1.30%.这表明,采用支持向量机方法对CO2非混相驱油效果进行预测可行且有效.      

高饱和压力,高油气比油藏注采比的计算方法

利用物质平衡方法和容积法,提出了计算高饱和压力、高油气比油藏注采比的计算方法,并对有关参数的确定进行了理论推导论证和经验总结。结合文东油田的开发实例进行了实际有效的和实际应用,计算结果更加准确合理地反映了文东油田目前开发的实际注采状况,实际应用效果明显,这咱方法对油田开发政策的确定具有一定的指导意义 。