旅大5-2油田合理生产压差确定

旅大5-2 油田生产层为疏松砂岩,胶结性差、流体携砂能力强,易出砂。科学确定生产压差,实施油井精细化管理,对于确保油井稳产,实现油田产能最大化意义重大。使用岩石力学方法确定旅大5-2 油田出砂临界生产压差,结合油藏地饱压差及油井实际生产状况研究结果,提出了旅大5-2 油田油井合理生产压差界限。     

北布扎奇油田油井合理生产压差的确定

为了进一步提高北布扎奇油田开发效果,针对该油田底水稠油油藏开发存在油井见水快、含水高、出砂严重的生产实际情况,在对生产数据进行统计分析的基础上,通过应用数值模拟法对最佳避射厚度,避免底水锥进,减缓油井出砂的合理生产压差进行了确定。     

渤中25-1南油田不同井型油井合理生产压差研究

渤中25-1南油田D、E平台的水平井、水平分支井和定向井均采用“裸眼+筛管”的方式进行防砂,这种防砂方式要求满足生产压差的精细管理与产能最大化之间的平衡。根据渤中25-1南油田实际情况,应用岩石力学方法确定了不同井型油井的临界生产压差、临界出砂半径;通过建立实际油藏数值模型,进行了不同井型油井累计产油量与生产压差关系的模拟计算分析,表明在相对较小的生产压差下生产可以获得较好的开发效果。综合分析评价井测试、岩石力学计算、数值模拟计算分析结果及防砂前后油井生产压差的差异,并结合相近油田开发经验,提出了渤中25-1南油田油井合理的生产压差界限,这对类似油田的开发有借鉴意义。     

江汉油田油井深抽最大下泵深度界限问题探讨

随着油田开发的发展，江汉油田油井深抽在油田原油生产中占有越来越重要的地位，且将为一个时期机械采油发展的总趋势。笔者结合机械采油生产实际，通过计算分析，探讨了确定油井深抽最大下泵深度界限需要考虑抽油设备安全使用最大工作能力、油层套管允许掏空度和油井生产时允许的最大生产压差三大因素。提出了综合考虑这些因素，确定油井深抽最大下泵深度的方法     

靖安油田大路沟二区合理生产压差确定

靖安油田大路沟二区长6油层属于储层丰度低,岩性致密,储层物性差,层内非均质性强的特低渗透岩性油藏,该区原始地层压力低,饱和压力较高,地饱压差小,加之边底水不发育,自然能量贫乏.结合油藏地饱压差及油井实际生产状况研究结果,提出大路沟二区油井合理生产压差界限,为下步油藏生产制度调整提供依据.     

海上油田不同开发井型合理生产制度研究

渤海中部25-1南油田D、E平台的水平井、水平分支井和定向井一般采用“裸眼＋筛管”的方式进行防砂,在开发过程中这种防砂方式要求满足生产压差的精细管理与产能最大化之间的平衡。文章应用解析方法计算了不同井型的理论产能,并结合各种测试资料、实际生产动态的对比分析,对渤中25-1南油田不同井型、完井方式油井的合理产能进行评价,找出了影响产能的主要影响因素;应用岩石力学方法进行了油田不同井型的临界出砂压差、临界出砂半径计算;通过建立实际油藏数值模型,进行了不同井型产量与生产压差关系的模拟计算分析,综合多种方法研究结果,提出了渤中25-1南油田油井合理的生产压差界限。研究结果为渤中25-1南油田或其它相近油藏选择合理的生产制度提供了科学依据。     

基于H-B强度准则的出砂风险预测方法研究与应用

随着海上弱胶结砂岩油藏的开发，储层压力衰竭以及含水等因素使得油井出砂风险随开采年限的增加而增大，因此出砂预测的精确性在油井完井方式的选择中显得尤为重要。文章引用了三维Hoek-Brown准则，考虑了储层压力衰竭对地应力的影响，通过室内清水浸泡实验得出岩石泡水后岩石强度的变化规律，总结出了一套适用于海上油田弱胶结砂岩储层的全生命周期出砂风险预测方法，并结合油田实例，绘制了弱胶结砂岩储层在整个油井生产周期中受地层压力衰竭和含水率上升影响的出砂临界生产压差版图。该出砂预测方法应用于南海文昌油田疏松砂岩储层时，预测结果与现场出砂情况吻合程度较高，根据该方法所绘制临界生产压差图版能够为油田确定合适的防砂时机、合理的防砂方式、适时调整生产压差提供理论依据。     

生产压差对疏松砂岩储层出砂影响规律研究

针对疏松砂岩油藏开发过程中油井出砂与提高产能之间的矛盾,在综合考虑流体渗流、储层变形或破坏等因素的基础上,基于连续介质力学理论,建立了一种流固耦合形式的疏松砂岩合理压差预测模型,并应用所开发的有限元程序模拟分析了渤海疏松砂岩油田某油井生产压差波动对砂岩储集层骨架应力和变形的影响规律,提出了适合该井区的合理压差.     

水平井合理生产压差确定方法筛选与优化

自从20世纪20年代末水平井技术问世以来,国内外学者针对水平井的产能预测、临界产量和见水时间预测等方面进行了较为深入的研究,但是针对水平井如何选取合理的生产压差进行开采的报道较少。通过整理分析前人研究成果的基础上,主要介绍了不同产量预测模型的筛选方法与技术思路,并形成了利用油藏工程法与统计学方法相结合确定油井合理生产压差的新方法。针对中国西部某油田,水平井在含水0%~30%、30%~60%和大于60%的合理生产压差分别取临界生产压差的(1.8~4.8)倍、(2.3~6.0)倍和(2.8~7.5)倍,该方法具有实际操作性,有利于指导实际生产需要,其技术思路可以推广应用。     

段六拨低渗透油田合理生产压差优化研究与应用

针对中含水低渗油藏含水上升快、层间差异大、部分低渗透储层难以动用的开发矛盾,以段六拨油田为例,通过应用Logistic旋回数学模型、模拟流入动态曲线方程,对低渗透油藏进行合理生产压差以及合理注采比评估,提出优化注水,调整油井开发思路,即在油藏合理注采比前提下,通过合理优化采油端生产压差,启动相对低渗透的弱动用储层,有效...     

采油过程中压力衰减对临界生产压差的影响研究

随着油田的开采,储层段的地层压力逐渐降低,若保持生产压差不变,必然会导致油井出砂,为了防止油井出砂而影响油田的产量,研究压力衰减对临界生产压差的影响就显得尤为晕要。以岩石力学中岩石的破坏准则为基础,分析了影响临界生产压差的主要因素,建立了压力衰减后的临界生产压差计算模型,并结合油田的实例,计算了原始地层压力下的临界生产压差与压力衰减后的临界生产压差并绘制图表进行对比,从计算结果中可以看出,随着地层压力的逐渐衰减,临界生产压差逐渐变小,这符合油田的实际情况,从而为油田的实际生产决策提供指导。     

临盘油田盘二区块油井出砂机理分析

通过对山东临盘油田盘二区块地质特征及生产资料的统计分析，研究了生产过程中油井出砂机理，结果表明，地层压力、生产压差以及含水率是影响油井出砂的重要因素，保持足够高的地层压力开采，设计合理的生产压差，控制产水率上升，能有效减少出砂，最终达到高产的目的。     

安丰平1井合理生产压差的确定

根据安丰地区K2t1^3的油井生产资料及其油井试油时产量较高，但油井在生产后见水较快的特点，以控制生产压差，避免油井早期见水为原则，利用水平井的产能模型与临界产量模型计算出安丰K2t1^3地区安丰平1井的合理生产压差，分析了污染对该水平井产能及生产压差的影响，并由此反映出水平井开发中油层保护的重要性。     

机采井不同开发时期合理生产压差研究

油井流入动态（IPR）曲线是油气层工作特性的综合反映,既是确定油井合理工作方式的依据,也是油井动态分析的基础。自Vogel提出IPR方法以来,通常应用沃格尔方程的几种演变形式预测油井产能,确定生产压差,达到充分发挥油层潜能、提高泵效的目的。现场实践表明,常规的流入动态曲线不能用于求取所有开发阶段的产能。在不同的开发阶段,须选择适应多相流体和多因素影响下的流入动态方程,预测不同流压、不同含水率下的油井产量。研究实例证明在满足油井协调的前提下,针对油藏和油井的实际情况,综合考虑泵效和经济效益因素,可确定合理的生产压差。     

机采井不同开发时期合理生产压差研究

油井流入动态（IPR）曲线是油气层工作特性的综合反映,既是确定油井合理工作方式的依据,也是油井动态分析的基础。自Vogel提出IPR方法以来,通常应用沃格尔方程的几种演变形式预测油井产能,确定生产压差,达到充分发挥油层潜能、提高泵效的目的。现场实践表明,常规的流入动态曲线不能用于求取所有开发阶段的产能。在不同的开发阶段,须选择适应多相流体和多因素影响下的流入动态方程,预测不同流压、不同含水率下的油井产量。研究实例证明在满足油井协调的前提下,针对油藏和油井的实际情况,综合考虑泵效和经济效益因素,可确定合理的生产压差。     

海上中高含水油田提液潜力动态计算方法

提液是海上中高含水油田减缓产量递减的一项有效措施。基于生产动态数据的油井提液动态分析方法克服了传统方法对区域静态资料的依赖性和局限性,但常规动态法只能计算无因次采液指数,难以量化提液潜力。基于渗流理论,首先建立油井无因次采液指数与含水率的定量表征关系,在此基础上研究油井无因次历史最大合理生产压差确定方法,并进一步提出油井最大产液量实时计算方法,从而达到动态法直接量化油井提液潜力的目的。应用实例表明,W油田实施提液后各井产液量基本达到了计算值,证实了该方法的合理性。该方法仅需要油井产液量和产油量2个基本生产动态数据就可以直接量化油井提液潜力,克服了海上油田区域静态资料不足的问题,具有数据基础简单、结果合理、操作简便和可实施性强等优点,可广泛应用于海上中高含水油田提液潜力评价。     

安丰平1井合理生产压差的确定

根据安丰地区K2t13的油井生产资料及其油井试油时产量较高,但油井在生产后见水较快的特点,以控制生产压差,避免油井早期见水为原则,利用水平井的产能模型与临界产量模型计算出安丰K2t13地区安丰平1井的合理生产压差,分析了污染对该水平井产能及生产压差的影响,并由此反映出水平井开发中油层保护的重要性.     

边底水油藏合理生产压差优化方法及其应用

边底水砂岩油藏开发中,对油井临界产量和无水采油期等方面的研究都较为深入,但对油井见水后合理生产压差的优化方法却研究不够.为此,在系统试井方法的基础上,提出了以整个油藏作为研究对象,根据油井综合含水率上升的总体特点,把含水率划分为几个阶段,研究各个阶段含水上升率与生产压差的相互关系,从而确定不同含水率阶段油井合理生产压差的新方法.这种研究是建立在大量生产数据的基础上,因而具有很强的可操作性.此方法的有效应用能充分挖掘油藏在中高含水期的产油潜力,使相应油藏的采收率有较大幅度的提高.这种方法在陈堡、周宋、永安等边水、边底水油藏的应用中都见到了良好的效果.     

羊三木油田馆-油组油层出砂影响因素探讨

羊三木油田三断块馆陶组一段油层组为胶结疏松的高渗透砂岩稠油底水油藏，大部分采油井出砂严重，影响正常生产，研究其出砂原因及其规律对提高油田开发水平至关重要。统计分析现场资料，研究吨油出砂量与原油性质、射孔程度、生产压差和储集层性质的相关关系，确定油层控制出砂的参数有利值为：原油密度小于0．96g／cm^3，射孔程度小于40％，生产压差小于4MPa，泥质含量为10．5％～16％，孔隙度小于30％。以此为依据优化11口油井生产制度，控制出砂排液生产，见到良好效果。高渗透砂岩稠油底水油藏出砂主要与储集层物性参数及生产压差有关，原油性质及射孔程度的差异也是油藏出砂的影响因素之一。图3参6     

P油田出砂规律研究

P油田在开发早期油藏评价阶段试油、试采过程中,部分井、层有出砂现象。为减缓油井出砂对生产、作业带来的不良影响,确保油田开发方案顺利实施,在研究地层出砂机理的基础上,结合油藏地质特征开展了一系列的研究,建立了符合P油田的出砂判识模式,提出了临界生产压差和临界采油强度,不但为控砂采油提供了理论依据,而且提出了油井进行防砂的正确时机,对现场生产具有良好的指导作用,同时还可为同类油田的开发提供良好的借鉴和参考。