超前注水在哈拉哈塘油田的探索与应用

PVT资料结合生产动态表明哈拉哈塘油田新垦-热普中南部区块部分油井目前井底压力低于饱和压力,油井脱气严重,单井产油量较低。利用已取得的饱和压力资料与气油比、原油密度和天然气密度的相互关系进行拟合,求取了区块饱和压力计算的经验公式。利用饱和压力数据结合生产动态和测压资料可以准确分析单井油藏压力变化情况,对于判断油藏是否进入溶解气驱有一定的指导意义。首次对RPX1井实施了超前注水试验,结果表明该井受效较好,单井产油量得到明显恢复。超前注水的成功实施为本区块同类型的油井开发提供了新思路。     

马岭油田蔡家庙区合理流压研究与实施效果评价

针对马岭油田蔡家庙区长8油藏采油井流压过低,井底脱气,单井产量持续下降,流压过高,又不能发挥油藏潜力的现状。利用目前较认可的理论方法和统计归纳方法,确定该油藏合理流压,并通过实践验证的方法论证流压调整效果,为后期油藏流压调整工作给出更优化的建议。     

组合型IPR曲线预测中的Vogel方法应用分析

原始未饱和油藏随生产时间的延长,井底流压wf P或将降至饱和压力b P以下,从而导致溶解气的析出,油藏中出现两相流动,IPR曲线将由直线变成曲线。由此形成前半段为直线后半段为曲线的组合型IPR曲线。针对此种情况,应用Vogel方法对油井进行生产动态预测时,须根据测试点井底流压所处区间选取正确的方法求取生产指数J。本文将以饱和压力b P为分界点,将井底流压分作前后两个区间,对Vogel方法在组合型IPR曲线预测中的应用作简要分析。     

水驱油田生产气油比主控因素及其影响规律研究

在注水保持压力开采的条件下,生产气油比是应当是恒定不变的。但是以S-BEI油田为例,随着油田的开发进入中后期,生产气油比呈突然升高的趋势。针对这一异常现象,首先从理论上分析了生产气油比的影响因素,包括井网密度、井底流压以及饱和压力。从这三个角度出发,进行了数值模拟研究,研究结果表明,在含水率一定并且其它因素保持不变时,生产气油比随着井距的增大而降低。在含水率为97%时,井距为125 m时的生产气油比为50.96 sm~3/sm~3,而在井距为300 m时的生产气油比降低至45.92 sm~3/sm~3。含水率一定并且其它因素保持不变时,生产气油比随着井底流压的升高而降低,在含水率为93%时,井底流压为1.0 MPa时的生产气油比为67.40sm~3/sm~3,而在井底流压为5.5 MPa时的生产气油比降低至45.19 m3/sm~3。在含水率一定并且其他因素保持不变时,生产气油比随着饱和压力的升高而升高,在含水率为97%时,饱和压力为7.5 MPa时的生产气油比为45.50 m3/sm~3,而在饱和压力为11.0 MPa时的生产气油比升高至57.98 sm~3/sm~3。但是前期含水率不高时,这三个因素影响并不明显,随着含水率的升高,气油比的变化比较明显。     

萨西过渡带油井流压与产量关系研究

针对萨南油田萨西过渡带区块的实际生产中,井底流压低于饱和压力的情况下出现的降低流压后产量不增反而降低的情况,为此本文依据油气层渗流理论及在低于饱和压力下油井的流入动态进行理论分析及公式推导,同时通过对所选萨西过渡带区块进行试验数据分析,从而得出萨西过渡带油井流压与产量的变化关系,确定了萨西过渡带区块油井生产的合理流压。     

挥发性油藏原油性质变化规律及开发方式研究

在油藏开发过程原油性质及其变化是影响挥发性油藏原油产量下降快、注水难度大、采收率低的重要因素,利用数模、物模方法和生产实际相结合,研究得出地层压力下降使得轻组分溢出,粘度增大,水油流度比增大,加剧了含水率的上升;当地层压力下降到饱和压力以下时,原油中气体的挥发,使油相渗透率下降。因此在注水开发挥发性油藏时,必须保持地层压力在饱和压力以上。     

姬塬油田长6油藏超前注水分析与评价

姬塬油田长6油藏属于低渗透油藏,开发过程中采用超前注水技术。针对长6油藏采收率下降的现状,研究分析了超前注水的时机、地层压力、井底流压、注水强度和采液速度5个方面,确定了合理的超前注水参数。研究认为地层压力低、井底流压不足和采液速度低于合理值是造成产量下降的主要原因。     

新庄油田泌浅57区H3Ⅲ油组剩余油分布规律研究

新庄油田为断块、断鼻稠油油藏,目前油层动用不均,热采稳产难道大。本次研究充分利用泌浅57区的精细储层地质模型,结合油藏参数和生产数据,通过油藏数值模拟的方法来研究该区域剩余油分布规律。选取地质储量、全区产油量和产水量、单井产液量产水量进行生产历史拟合,得到了储量拟合结果、全区产油量产水量、单井产油量产水量拟合曲线和H3III油组各小层剩余油饱和度分布图。分析表明平面上井点蒸汽波及范围内含油饱和度低,远井地带油层动用差或基本未动用,为剩余油富集区。纵向上,隔层上部、相对低渗层和不连通层富集较多残余油,形成高剩余油富集带。并总结出稠油蒸汽吞吐中的的相分异和蒸汽超覆作用、层内夹层、单井常规蒸汽吞吐加热半径是剩余油存在的主要原因。本次研究得到了研究区H3III油组主力小层剩余油分布情况,为后续优化开采方式和调整注采参数提供了重要依据。     

注水开采油藏注采平衡系统研究

油藏进行注水开发后，建立合理的注采平衡系统，不仅可以充分发挥油水井的生产能力，节约能耗，同时为获得最大产液量创造条件。为了搞清在高含水采油阶段，油藏产液能力，吸水能力，含水上升等变化规律，可以结构合方面因素，如地层压力，流压，注水压力，采液（油）指数及油水井数的变化等，从油藏实际出发，在分析研究的基础上，利用注采平衡交汇图，进行注采平衡系统研究。     

挥发油藏脱气机理研究

挥发油藏开采过程中,当地层压力下降至饱和压力以下一段时间内,出现"气油比不升反降"的脱气特征对挥发油藏脱气规律进行总结:当地层压力低于饱和压力的一段时间内,由于含气饱和度小于临界含气饱和度,气相以分散气泡形式存在,液相溶解气含量逐渐下降,导致生产气油比下降;随着地层压力继续下降,当含气饱和度大于临界含气饱和度时,形成连续气相,气油比升快速高,产油量快速下降。     

曙一区超稠油油藏吞吐效果对策研究

辽河油田曙一区兴隆台油层为互层状超稠油油藏,是主要的储量接替和产能建设区域。该区域储层发育差,开发过程中存在注汽压力高、低周期采注比低、周期产油量低、油汽比低、吞吐效果差等问题。通过对油藏储层特征、油藏开发矛盾的研究,掌握制约互层状超稠油油藏开发效果的因素和机理,寻求改善开发效果的有效途径和技术手段。     

雁木西区块自喷流压下限时地层压力保持水平研究

利用前苏联克雷诺夫的油气垂直管流中的上升理论公式计算了雁木西不同气油比下不同含水阶段自喷流压下限。分析了地层压力、气油比以及温度对原油粘度的的影响；分析了储层中油气水三相渗流时的渗流阻力，研究表明地层压力应保持在饱和压力以上，防止由于地层压力低于饱和压力造成地层原油粘度急剧增加，防止油层中脱气形成油气水三相渗流导致油相渗透率降低、渗流阻力增大，避免高气油比对油井生产的影响；地层压力保持越高，油相流动能力越强，采油指数值越大，采油井生产能力越强。结合渗流阻力分析所得结论、采液、采油指数变化规律、生产压差对脱气半径的影响以及保证采油井自喷产液量达到10方／天，确定了雁木西不同油气比下不同含水阶段保持油井自喷所需保持的地层压力水平，并计算了目前条件下要使采油井重新自喷并达到经济产量不同注采比下的恢复年限。     

濮城油田沙二上1油藏特高含水期提高采收率技术研究

濮城油田河二上1油藏经过20多年的高速开发，主力层水淹严重，单井产油量低。通过对该油藏沉积特征研究，结合一些技术手段．开采状况取得了明显的效果。     

低渗透油藏水平井与直井混合井网形式优选

水平井与直井混合井网在低渗透油藏开发中获得了广泛的应用。为了确定混合井网的合理井网形式,本文利用数值模拟方法,对不同井网形式下的单井产能、累积产油量、综合含水率等参数进行了研究。结果表明,混合井网开发低渗透油藏以交错井网效果最好。通过分析剩余油分布及地层压力场,进一步证实了交错井网的优越性。     

葡萄花油层合理流压确定室内实验研究

低渗透油藏储层存在应力敏感的现象。本文通过室内物理模拟方法,研究岩心油相、水相渗透率随上覆压力损失及恢复规律,以及岩石弹塑性与渗透率保持规律之间关系的研究。模拟结果表明:天然岩心油相、水相渗透率均随着上覆压力的增大而降低,且岩心渗透率越低渗透率损失越大。在此基础上,确定了葡萄花油层投产阶段合理井底流压。     

确定捞油井捞油周期的方法探讨

针对边远低渗透油田产量低的油井,实施捞油生产制度,将油井的产油量,通过提捞的方式,提捞出井口,应用储油罐拉运。确定合理的捞油周期,加强对低产油井的管理,掌握液面恢复的时间间隔,达到最佳的捞油生产的效果。     

五里湾油区26-7井区、探54井区压力系统设计

合理压力水平是指既能满足油田提高排液量的地层能量的需求,又不会造成原油储量损失、降低开发效果的压力水平。也就是指在现有井网及工艺条件下或经过井网及工艺调整后,不同含水时期存在一个最大生产压差,对应有一个最大合理注水压力和一个合理最小井底流压,这个合理生产压差即保证了油藏注采达到平衡,又可满足实现最大排液量的提液措施的需要,同时又保证了油藏内原油不会外溢(不会造成油层储量损失),因此,合理压力水平是注水开发油田经济、高速高效开发的保证。在研究确定出合理压力水平之后,就可判断目前油藏压力水平是否合理,是否达到最大合理压力水平,以保证最大产液的需求,以及井网调整和工艺技术改进的余地有多大。从而,指导矿场实际开发调整工作,以保证油田更有效、更经济地投入开发。要确定合理压力水平,首先应确定合理最小井底流压和最大合理注水压力,然后根据注采平衡原理确定出油藏合理压力水平。     

低渗透油藏重复压裂机理研究与应用

针对低渗透油藏特点，研究了低渗油藏重复压裂技术。提出了复压井压前选并选层的原则以及压裂时机的确定。在重复压裂时以提高砂液比施工技术为基础，以扩大压裂规模为思路。现场应用9口井，有效率达到100％，达到了油田控水稳油的目的，对老油区的改造起到了积极的作用，展现了良好的应用前景。     

直罗油田大东沟井区长2油层合理注采参数研究

直罗油田大东沟井区长2属于裂缝性低渗透油藏,需注水保持地层压力进行开采,根据油气水三相渗流理论确定最低允许流动压力并绘制最低允许流压随地层压力的变化图版,结合油田开发经验确定合理生产压差和最大井口注水压力,进而采用物质平衡方法计算注采比,利用达西定律计算合理注水强度,最后建立同时考虑流动系数和井网密度的采油速度统计公式,进一步绘制采油速度综合预测图版并预测合理采油速度。     

数值模拟方法论证深层致密油藏二氧化碳驱关键注入参数

HZ区块阜三段油藏为封闭-半封闭层状未饱和复杂断块油藏,油藏埋藏深,属典型深层致密油藏。地层原油饱和压力低,为天然弹性能量驱动。试采显示油藏天然能量不足,地层压降快,单井产能低,储量难以有效动用。以HZ阜三段油藏为实例,应用油藏工程方法和油藏数值模拟技术,对HZ区块阜三段深层致密油藏进行了CO_2驱参数优化,优选出了CO_2驱方式及关键注入参数,并对推荐开发方式下的主要开发指标进行了预测。研究结果显示,针对HZ区块低渗多层复杂断块油藏开发模式可采用直井或大斜度井压裂开发,推荐采用4注12采的注CO_2驱井网进行开采。预测末期年产油1.36×10~4m~3,采油速度0.68%。采出程度为21.40%。