低地饱压差下海上窄河道油藏提液技术研究

渤海地区地层压力与饱和压力压差小的窄河道油田已进入中高含水阶段,产量递减快、稳产难度大,提液为有效的增产措施。但窄河道油藏的流体渗流方式受河道边界的影响较大,提液过程中极易脱气,所以合理的提液幅度难以确定。基于考虑河道边界影响的窄河道流体渗流方程,确定了不同含水阶段的比采液指数;根据考虑气相的IPR曲线,确定了不同地层压力下的合理生产压差;结合比采液指数及合理生产压差,确定了该类型油藏在不同地层压力下不同含水阶段的合理提液幅度。应用该方法确定实际油藏提液能力,取得了很好的增油效果,为海上该类型油藏提液提供了理论依据和生产经验。     

泌123断块普通稠油油藏合理地层压力恢复对策研究

泌123断块普通稠油注水开发已经历20年,油田含水上升,地层压力下降;为了探索油藏合理地层压力恢复对策,应用不同的油藏工程方法从注采能力、合理采油速度、注采比与注水量、地层压力保持水平及与采收率的关系、压力恢复速度等六个方面进行了研究,确定了合理地层压力恢复技术对策,有效指导了油田开发调整。     

河流相隐蔽型油藏特点及开发技术界限研究

桩106块Ng组油藏是在弱构造背景条件下形成的河流相岩性透镜体隐蔽型油藏，其地质特点是厚度薄、河道窄、砂体分布零散、平面叠和程度低；油藏特征为油藏成因及油水分布关系复杂；其开采特点是不同的砂体具有不同产量递减及含水上升规律。因此，该类油藏的开发风险和难度很大。故其开发技术界限不同于构造型大油田。在对该类油藏特征研究的基础上，运用油藏工程方法，分别对油藏工程参数、层系、开发方式、注采井网、地层压力保持水平、单井日产油能力及日注水能力、合理注采压力系统等技术进行了优化研究。编制了开发方案。实施后取得了良好的效果。同时该技术该研究成果对同类油藏的开发亦具有重要的指导意义。     

注采压力系统及合理注采比研究的一种方法

注采比是表征油田注水开发过程中注采平衡状况．反映产液量、注水量与地层压力之间联系的一个综合性指标。在目前矿场实践中,有些具有边水能量补充的注水油田还未实现定量计算合理注采比。针对这个问题,应用油藏工程方法,结合具体油田开发数据资料,研究注采压力系统的适应性。进而在给定油藏合理地层压力、流压、产液量的情况下求得该油田的合理注采比,从而为油田开发综合调整提供理论依据。该研究成果对同类油藏的开发具有重要的指导意义。     

利用生产动态资料确定合理地层压力

确定油田生产过程中合理地层压力水平。对提高原油采收率、减少油田耗水量,降低套管损坏速度等方面有重要作用。合理的地层压力确定也是开发方案设计的重要内容,地层压力是否合理对开发效果和开发效益有着极大的影响。本文以王集油田为实例研究利用生产动态资料确定合理的地层压力的方法,包括静水柱压力法、累积注入量与地层压力关系、采出程度与含水关系方法等,各种方法适合不同开发阶段。所得方法应用到王集油田的生产实际,对提高注水开发效果、减少无效注水起到明显效果。     

渤海窄河道型油藏注水能力分析

BZ油田是典型的窄河道型注水开发油田,目前油田部分注水井的井口压力非常高,对油田开发产生不利的影响。结合窄河道地质油藏特征分析油田注入压力高的原因和注水井的注入能力很有必要。应用渗流力学理论,考虑窄河道油藏横向上厚度和渗透率的变化,推导出窄河道油藏注水井注入压力的计算公式,并通过数值模拟进行验证。公式分析表明:注水井井口压力高的原因是窄河道油藏薄注厚采模式的影响;利用该公式获得窄河道油藏极限注水量的理论图版,用来指导酸化措施的提出,取得了比较好的应用效果。     

边水油藏合理注采比确定方法研究

注采比是表征油田注水开发过程中注采平衡状况,反映产液量、注水量与地层压力之间联系的综合指标。边底水油藏注采比的确定需要有准确的水侵量为依托。利用物质平衡法计算边水油藏水侵量,并以此为基础,推导边水油藏地层压力恢复速度与注采比的关系式,实现了对注采比的计算和合理的预测。将上述研究成果用于新立村油田永8断块油藏的实际分析中,绘制出地层压力与注采比关系图版,应用效果理想,对边水油藏合理注采比的确定具有指导意义。     

数模技术在薄层边底水油藏开发的应用——以陆9井区K2h2^3油藏为例

应用油藏数值模拟技术，对陆梁油田陆9井区呼图壁河组K1h2^3。油藏进行了全油藏和井组模拟。在建模时对主要生产层位进行了细分层，以较准确的描述油气水分布和注采对应关系。通过对全区及各单井主要指标的生产历史拟合，修正了地质模型和生产动态模型。更好地反映了该油藏的非均质性，进一步认识该油藏水驱油运动规律及剩余油分布特征。在此基础上，结合地质油藏工程研究成果，对薄层边底水油藏的开发方式、采油速度、合理产液量、合理压力保持程度、合理注采比等开采技术政策界限进行了研究。确定了该油藏应立足于注水开发，平均单井合理产液量约为20m^3／d，合理采油速度应控制在1．6％，合理注采比为0．8左右，合理压力水平应在9．5Mpa以上。应用该数模研究成果，对油藏开发参数进行优化，油藏各项开发指标得到有效控制，并取得了良好的生产效果，油藏连续两年实现高产稳产，综合含水稳中有降，油田递减趋势明显减缓，区块地层能量得到恢复，预期采收率可提高3个百分点。     

塔中油田CⅢ1油气藏开发特征及影响因素

塔中油田CⅢ1是上有凝析气顶、下有边底水的块状油气藏,从单井试采及上产,降压高产、全面注水开发等3个不同阶段的开发特征入手,分析影响开发效果的各种因素,研究了该油藏的地层压力变化取决于采油速度;生产气油比受地层压力影响明显;地层能量消耗造成地层流压下降等特征,同时提出保持和恢复地层压力的合理注水量、合理的采油速度和合理开发的地层压力界限值。该项研究对同类型油气藏开发有借鉴意义。     

海上复杂河流相油田高效开发技术研究与实践

渤海BZ油田是位于渤海南部海域的大型复杂河流相砂体稠油油田,具有河道宽度窄、单砂体油层厚度薄、储层横向变化快、纵向上多期河道砂体相互交错叠置的特征。油田投产初期采用一套层系进行开发,地层压力下降快,产油量递减大,为了实现渤海BZ油田的高效开发,研究形成了复杂河流相窄条状砂体的精细刻画技术、注采井网优化技术、注采均衡调整技术、滚动挖潜技术。这些技术应用后取得了很好的开发效果,确保了渤海BZ油田的高效开发。     

油田注采压力系统研究及应用

合理注采压力系统是指既能满足油田提高产液量的地层能量的需要,又不会造成原油储量损失、降低开发效果的压力系统。运用注采平衡的原理,对临盘油田合理流动压力、合理注水压力和合理地层压力进行系统研究,确定了该油田的合理的压力系统,为今后油田开发提供了参考依据。     

敖包塔油田合理注采比研究

根据渗透力学原理，分析地层压力与注采比、地层压力与流压、地层压力与产流量之间的相互关系及其影响因素。在机理研究的基础上，运用数理统计方法定量地分析了地层压力的变化以及各种因素对地层压力的影响程度，在此基础上建立了地层压力定量计算的数学模型。根据模型，可以在给定某油田油井地层压力、流压、产液量合理值情况下求得该油田在某一时期的合理注采比，从而为油田开发综合调整方案的编制提供理论依据。为了方便现场管理，应用所建立的数学模型，在给定油井地层压力、流压、产量可能出现的数值范围的情况下，制成了合理注采比测算表和标准图版，使用时只要给出某油田某一开发阶段合理的地层压力、流压、产量，即可在表或图中直接查出合理注采比的值。     

窄河道致密砂岩气藏采气速度优化——以ZJ气田沙溪庙组气藏为例

窄河道致密砂岩气藏具有河道砂体薄窄、储层物性差、气井控制储量规模小、压力及产量递减迅速的特点,地质条件及开采规律均与层状致密砂岩气藏存在较大差异,需开展针对性的采气速度优化研究。以ZJ气田沙溪庙组气藏为例,综合考虑河道砂体、测井、储层物性特征参数,将主力河道划分为3种类型;结合气藏工程及经济评价方法对各类河道中气井配产及采气速度进行优化,并分析了造成窄河道致密砂岩气藏采气速度高于层状致密砂岩气藏的原因。结果表明:窄河道致密砂岩气藏中水平井合理配产比为1/6~1/3,最优采气速度为4%~6%;河道砂体窄、动用储量规模小,是造成此类气藏采气速度偏高的主要原因。适度提高采气速度,可有效缩短单井的投资回报期,提高窄河道致密砂岩气藏开发的经济效益。     

喇嘛甸油田合理地层压力研究

对于注水开发砂岩油田，保持合理的地层压力既关系到油田开发效果，又影响到油田开发总体效益。从喇嘛甸油田室内高压物性、相对渗透率曲线实验和现场实际情况出发，研究了不同地层压力开采时，溶解气对原油粘度进而对采收率的影响。以此为基础，进一步用经济评价方法确定了喇嘛甸油田合理地层压力及油井流压水平。分析认为，喇嘛甸油田应保持饱和压力开采，水驱最终采收率最高，经济效益最好，且有利于保护套管。     

哈德4油田自喷生产特征研究

哈德4油田开发初期地层压力较高,大部分油井均能自喷生产。利用PIPESIM软件对哈德4油田的哈德1井做了不同压力水平保持条件下不同含水时期油井自喷生产特征研究,预测了该井不同液量下的停喷压力,并通过系统节点分析研究了不同地层压力条件下不同油嘴的协调产量和影响参数的敏感性。该研究结果将为确定合理的油藏压力保持水平、合理的采液量以及及时进行采油方式转换提供决策依据。     

浅水三角洲相多期窄河道砂体结构研究——以渤海海域渤中25-1南油田为例

多期窄河道砂体结构研究一直以来是渤海油田开发中急需解决的难题之一。以渤中25-1南油田为例,在砂体构型研究理论的指导下,利用现有钻井、测井、地震及野外露头等资料,明确了浅水三角洲砂体的地质模式,建立了精细地层格架。通过利用钻井剖面上间断的分流河道间砂体、分流河道砂体顶面高程差异、分流河道砂体沉积规模差异等3种单井对比模式,结合波幅变化、出现复波等地震响应特征,井震结合分析单期河道砂体的储层结构,划分出单期河道砂体。研究表明,单期窄河道砂体厚度与砂体宽度呈对数相关,平均宽厚比为35。单期河道砂体宽度为200~400m,延伸范围可至整个工区。研究成果有效指导了油田优化注水、产液结构调整及井网部署,为油田开发打下了坚实的地质基础。     

水平井开发大气顶弱边水油藏早期采油速度研究

针对渤海锦州25-1南油田沙河街组井区I油组油藏具有大气顶弱边水的特点,在精细地质模型的基础上,利用油藏数值模拟方法,研究了水平井衰竭开发大气顶窄油环弱边水油藏的合理采油速度和开采特征.同时也分析了在不同生产压差时的地层压力损耗、气油比、开采速度和采出程度的变化规律.综合考虑到海上油田生产主要受平台产气处理能力和平台寿...     

Hurst指数在油田压力变化分析中的应用

地层压力的预测对于保护油层、合理设计井身结构和钻井液密度具有重要意义。以国外K油田18 a的地层压力测试数据为基础,借鉴分形理论中R/S分析法的基本原理,提出了运用Hurst指数预测地层压力变化的新方法,研究并预测了K油田地层压力的变化趋势。为油田开发中后期安全、高效地开发提供了依据。     

海上复杂断块油田合理注水压力研究

合理注水压力是海上注水开发复杂断块油田控制地质性溢油风险的关键参数,根据复杂断块油藏特点制定合理注水压力,对实现海上复杂断块油田安全高效开发意义重大。文中重新定义了复杂断块油田合理注水压力,综合考虑地层破裂压力和断层临界失稳压力,利用渗流力学理论及数值模拟技术,研究出与"通海底"断层不同距离、不同注采关系下注水井的合理注水压力为15.9~22.4 MPa,并根据研究结果提出了注水井井位设计建议。该研究在渤海蓬莱油田注水管理中取得了较好的应用效果,可以为海上其他复杂断块油田的安全注水管理提供参考。     

渤海S油田厚稠窄边底水油藏水平井合理生产压差研究

针对渤海S油田5井区油藏具有储层厚度大、地层原油粘度稠、平面上呈窄条状分布等特点,在精细地质模型的基础上,利用油藏数值模拟方法,研究了水平井开发"厚稠窄"边底水油藏的合理采油速度,分析了在不同生产压差时的含水率、日产油量、含水率和采出程度的变化规律,确定了"厚稠窄"边底水稠油油藏水平井开发的合理生产压差,并提出了"厚稠窄"边底水油藏水平井高速高效开发的新思路。