南堡油田1号构造南堡1-5区注采压力系统研究

合理的注采压力系统是油田高效开发的关键,南堡油田1号构造南堡1-5区是典型的复杂断块油藏,受储层发育条件及构造影响,进入中高含水阶段后采油速度降低,水驱开发效果不理想,断块间开发水平差异较大。本文利用油藏工程方法及采油工艺基本原理对不同开发阶段合理油井流压、合理地层压力、合理注水井井底流压进行研究并建立评价体系,得出各断块合理的注采压力系统及调整方案,认为合理的注采系统随开发阶段的不同变化,需要根据开发特征与目标动态调整。本次研究对提升区块各开发阶段的开发水平具有一定的指导意义。     

水驱油田合理注采规模的影响因素

合理注采比是表征油田注水开发过程中注采平衡状况的一项重要指标,反映了产液量、注入量与地层压力之间存在的关系,为研究合理注采规模提供重要依据。在高含水期油藏注水开发过程中,合理注采规模研究对提高油田开发水平和管理水平具有重要意义。在保证产量的前提下,为了地层压力保持水平、控制含水上升速度,以当前产量规模进行预测,对注采状况进行评价,以定产配注为原则,基于利用物质平衡方程确定的合理注采比,对注入量进行调整,从而确定合理的注采规模。     

特低渗透油田开发技术政策界限研究

针低特低渗透油藏开发难度大的问题,提出保持地层压力水平开采是提高采收率的关键,影响地层压力水平的因素有注采井距、超前注水、注采比等开采方式。从技术极限井距与经济极限井距两方面分析X区块井距合理性;应用数值模拟法对超前注水时机进行了优化,得出不同时机地层压力变化规律;根据物质平衡方程建立注采比与地层压力关系,对压力降与注采比关系进行回归,得出合理压降下的注采比。研究结果对指导特低渗储层建立合理的开发技术政策具有重要意义。     

断块油藏分类及开发井网布署与注采井网完善

拉张盆地发育的断层相互切割 ,将油藏分割成复杂的小断块 ,形成不同形态的断块油藏 ,按形态可分为四种类型 ,即半圆形 ,条带形 ,三角形 ,四边形断块油藏。不同形态的断块油藏 ,有不同开发井网和注采井网 ,本文通过断块油田开发实践 ,在断块油藏开发形态分类基础上 ,提出了不同形态断块油藏合理的开发井网及注采井网     

浅析合水油区宁51区长2油藏技术政策

随着开发时间延长,为有效地指导油田开发生产,本文通过开展油藏精细描述对开发技术对策进行研究,包括：合理注采井网、注采比、合理压力系统等。从而形成一套超低渗储层的油藏描述及开发对策研究思路与方法,指导超低渗储层的高效开发。     

油田某区块合理注采比研究

介绍一种预测某油田合理注采比的方法,将理论算法与实际生产情况相结合,通过对现行的水油比法研究合理注采比,并将其应用到零散砂体注水开发中,控制含水上升速度,提高地层能量补充。应用表明,根据油田实际地质特点、开发状况和计算不同注采关系砂体的合理配注强度,调节注采比,对地层压力水平进行能动控制,是实现整个开发注采系统最优化的一个重要方面,为注水方案的调整,延长油田开采期提供指导作用。     

东仁沟延10底水油藏合理注采比分析

底水构造油藏因具有不同程度的底水能量,因此其注采比的确定和一般无底水油藏差别较大。本文使用修正的水驱特征曲线法和考虑水侵量的物质平衡法,对注水示范区延10油藏当前合理注采比进行了研究,并用现场实际生产效果进行验证。结果表明:两种方法确定的合理注采与现场多年经验确定的适合生产需要的注采比一致,能够指导东仁沟区块整体合理注水开发。研究结果同时为其它底水油藏注采比的确定方法提供了借鉴。     

南三区西块SⅡ4以上套管易损层注采压力系统优化

南三区西部套损主要原因有三个:一是密集断层等地质构造引起的异常高压区,二是由于高压注水导致严重的注采压力不平衡,另外就是近些年出现的投入聚驱开发后导致的葡Ⅰ组的套损。本文针对注采压力不平衡诱发SⅡ4以上层段套损,将整个萨南油田水驱区块作为研究对象,以物质平衡原理与Logistic旋回理论相结合,对合理注采比的确定方法进行了研究:研究了压力恢复速度与注采比、含水的关系。最后应用该方法确定了南三区西块目前开发的合理注采比,并通过对SⅡ4及以上层段注水量调整,合理调整区块注采系统。     

改善复杂河流相稠油油田水驱开发效果对策

复杂河流相油田由于先天地质条件复杂,砂体连通性难以把握,同时海上开发这类油田仍以大井距多层合采为主,加剧了注采间矛盾。以渤海B油田为例,通过油藏工程方法评价油田注水开发存在的问题,然后选取典型井组通过油藏数值模拟方法,开展注水井排液时间及合理转注时机、合理注采比、合理油水井数比等方面优化工作,提出该类油田设计注水井排液1~2年后应适时转注,合理注采比应保持在0.9左右,油水井数比保持在1.4左右,同时应优化注采井网,考虑在物性较差的河道边部部署注水井,在物性较好的河道中部部署采油井,提高注入水利用效率改善水驱开发效果。     

油藏数值模拟在青平川油田柏洼沟采区注水调整中的应用研究

通过对储层物性及其平面展布规律的研究,青平川油田柏洼沟采区属于典型的岩性油藏,且其主力采层长2油层的物性受沉积相发育的控制.储层整体物性较差,且具有强非均质性.为了建立合理的油田开发方案,作者以储层物性参数为基础,对油藏进行了数值模拟并通过模型计算作出了对注水开发方案的调整.以保持地层压力为依据,针对单井不同的压力水平,先增大或减小注采比,使得地层平均压力达到原始地层压力的81％,再以注采比为1.02实施注采平衡进行生产的方案可以使得研究区的油藏采出程度达到最佳.     

低渗透油藏极限注采井距的确定与附加压力损耗分析

由于流体在低渗透油藏中渗流存在启动压力梯度,使注采井距理论上存在一个最大值。利用考虑启动压力梯度影响的一源一汇稳定渗流理论,获得了不同注采压差和油层渗透率对极限注采井距以及注入水有效影响范围分析的表达式,可以计算出给定注采压差、渗透率条件下,低渗油藏的最大注采井距,并分析了注采压差、极限注采井距与附加压力损耗三者之间的关系,从而为合理注采井网的部署提供依据。     

注水开发油藏合理压力系统评价

油田在进入高含水期开采后,进行注采系统的调整包括两个方面：一是调整油田现有井网系统;二是调整油田的注采压力系统。本文应用注采平衡分析的方法,采用理论分析和动态分析相结合的方式,确定了注水开发油藏合理的压力保持水平,为油田的开发规划、综合调整及日常生产管理提供重要的依据。     

双河油区产量动态特征及低产成因分析

经多年开发双河油区长6油藏地层压力下降,产量持续递减,严重制约了油藏的有效开发。以Arps产量递减方法为基础对研究区产量递减规律及其递减原因进行分析研究,结果表明,双河油区长6油层组产量递减属于双曲线递减,注水量下降及供液不足是产量递减的主要原因。同时针对近年来低产低效井比例逐年增加的现状,从地质、开发等因素对低产低效井成因进行分析,针对储层物性差,天然能量较弱,注采井距偏大,注采对应率低。提出了4种相应的调整对策：整体压裂,加强注水,减小注采井距,增加注水井及注水井补孔压裂。这对于减缓油田产量递减,提高油田原油采收率,改善开发效果具有重要意义。     

北16井区改善注水开发效果研究

针对北16井区构造复杂,储层非均质性强的特点。在油藏注水开发中,部分水井欠注,注采压差大,渗流阻力大等问题。采取了高压注水,分注,调剖等措施,以调整注采结构,完善注采系统。该措施实施后有效控制了含水上升速度,提高了注水波及系数,使得该区块注水开发效果得到改善。     

高含水后期剩余油挖潜研究

近年来,由于大规模的勘探开发和强注强采,各大油田已近入商含水开发后期。油减开发中存在一系列问题,怎么样提高采收率成了首要任务。文章主要从三个方面入手,介绍了高含水开发后期提高采收率的方法。（1）实施事故井的大修恢复,完善：三类注采井网;（2）建立高效的注水开发方式;（3）开展二氧化碳驱油技术,提高采收率。     

多层合采砂岩油藏动态干扰及其影响因素

多层合采砂岩油藏中分部的含水率过高的话,那么多层合采沙岩油藏的干扰系数直线的上升。但是随着多层合采砂岩油藏生产压差增大其中低含水期也会随之减小,那么相反随着生产压差增大高含水期也会随着渗透率的降低而随着降低。从我国油井卡层及周边注水井分层调配后产生的动态干扰因素进行分析,并确定油井含水率达到什么标准才可以使周边注水井继续的进行分层调配。     

注采劈分方法在油藏剩余油分布研究中的应用

本文立足现有的动静态资料,对主力油层的注水和采出状况进行了初步分析,在选定的注采系统内采用注采劈分方法对天然能量开发区和注水开发区的产量、产水量和注水量进行了合理劈分,达到了油藏剩余油定量分析的目的。实例表明,本方法简单,合理,是一种定量研究油藏剩余油的有效方法。     

文72-134块油藏精细描述与调整挖潜

通过文72-134块油藏精细描述,应用新技术对油藏储层进行预测,从而实现滚动扩边增储;同时在滚动增储的基础上,整体部署注采井网并实施完善,实现了储量整体动用,并成功注水开发,提高了油藏的水驱控制和动用程度,取得较好的经济效益。     

秦家屯油田SN77-78区块综合治理研究

秦家屯油田SN77-78块位于松辽盆地南部东南隆起区梨树断陷西部,投入注水开发以来,目前出现注采对应关系差,储量动用程度低,储层非均质性严重,平面及层间矛盾突出,部分注水井吸水能力低、注水压力高,油井见水后,含水上升快,产量递减快等一系列问题,文章通过区块开发历程,区块开发现状,区块整体开发效果评价等分析,确定通过压裂、完善注水层位等手段,达到改善水驱开发效果,提高油田采收率的目的,具有重要的意义。     

低渗透油田水驱开发效果评价—以N区块为例

低渗透油田开发进入中后期,合理评价注水效果是制定合理精细注水政策的前提和基础。通过地层压力与饱和压力关系分析压力保持水平级别,利用相对渗透率曲线得出含水率与采出程度理论曲线,通过与实际曲线位置关系评价开发效果好坏。利用水驱指数与注采比关系,计算得出不同注采比条件下标准图版,将实际曲线与同类油藏存水率、水驱指数标准图版对比评价水驱开发效果。研究表明,N区块生产能力较好,采液量、注水量差异与地层压力变化保持一致,利用含水率与采出程度关系图版、存水率图版、水驱指数图版评价油藏开发效果较好。