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。     

麻黄山西区块宁东油田3、5井区合理注水强度的计算

注水强度是油藏注水开发的重要参数之一,合理的注水强度有利于提高油藏的开发水平。应用采油速度法计算注水强度。传统方法只是单纯用采油速度来计算合理注水强度．但是有些油田边底水能量很强,且边底水锥进严重,如果单用合理采油速度来计算合理注水强度,容易造成合理注水强度过大,按此方案注水容易发生水淹;在本文中把原来公式稍作修改,综合考虑水侵量的影响,把水侵速度考虑进去,按此改进的方法计算合理注水强度比较符合实际情况。既能使注入水补充地层亏空。又不会发生水淹。     

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。     

动静态结合预测调整井地层压力的方法

对于地层构造和油水分布复杂、岩石物性纵向与横向上差异大的油气藏,由于长期的采油和注水,地层压力发生了很大的变化.在利用传统地层压力预测方法预测的地层压力进行开发中后期的调整井钻井设计时,将会影响安全钻井.提出了应用油藏数值模拟及现代油藏工程方法,利用实际生产数据和动态监测等资料预测调整井压力的方法.该方法基于调整井所在区块开发井的资料(测井资料、井史资料、地层压力测试资料以及生产数据)建立油藏精细地质模型,通过历史拟合,再现油藏开发的过程,获得当前地层的准确压力分布情况,确定出调整井井眼轨迹的压力分布,为复杂油气藏开发中后期安全、高效地钻调整井提供了依据.     

水平井开发异常高压低渗底水油藏采油速度研究

针对肯基亚克盐下石炭系双重介质油藏特低渗异常高压的特点,借助数值模拟手段,在单井双重介质地质模型基础上,考虑应力敏感、底水驱动,研究了水平井衰竭式开采的合理采油速度和开采特征。结果表明,影响采出程度的因素包括地层压力、底水能量和应力敏感等。采用衰竭式开发,有限底水将有助于获得较高的阶段采出程度;应力敏感程度越强,阶段采出程度越低;不同采油速度下阶段采出程度存在一个极大值。综合考虑阶段采出程度、地层压力和含水变化,肯基亚克盐下油田石炭系油藏的合理采油速度为2%~3%。     

长庆特低渗透油藏超前注水开发规律研究

考虑到超前注水压力敏感而导致介质变形引起的孔隙度和渗透率的降低,但仍属于特低渗油藏,存在启动压力梯度[1-3],理论推导超前注水呈双曲递减规律,超前注水和同步注水递减曲线特征基本相同,递减率Di=0.21;超前注水提前提高了原始地层压力保持水平,油井初期产能得到提高,同时,压力保持水平的提高,影响到油藏中后期开发油井含水上升速度加快。同步注水无水采油期(稳产期)特征比较明显,超前注水无水采油期短,水驱特征曲线表明超前注水水驱提前,同样采出程度,含水上升较快,最终采收率同步注水高于超前注水。     

表面活性剂降压增注在乌南油田的应用

在全面认识乌南低渗透油层岩石孔隙结构特征、地层流体性质等基础上,研究油、水在孔隙流动中的渗流特征及渗流规律、注入水对储层的综合影响、提高注水效率等。通过研究,对该油田注水采油的渗流过程以及注水水质指标的要求有一全面正确的认识,为油田确定合理的注采速度、合理注水水质以及增注降压提供依据。     

纯化油田中高含水期开发技术界限

针对纯化油田地质及开发特征，评价了该油田目前的开发效果，利用统计分析和油藏工程方法，确定了纯化油田中，高含水期开发的技术界限，包括合理井网密度，合理注采比，合理井底流压，合理采油速度，合理注水速度，合理注水压力，平均单井日产油量及经济极限含水率等开发指标。     

磺河南地区无能量补充井的单井注水吞吐开发

黄河南地区油田属复杂小断块油藏,由于在开发中得不到有效的能量补给,致使开发效果极差。而单井注水吞吐开发方法利用油层的亲水性,发挥毛管力吸水排油的作用实现水驱,能有效地补充地层能量,恢复地层压力,提高采收率。单井注水吞吐要分多期进行,每个周期又分注水、闷井和采油3个阶段。注水量与注水速度与地层压力的恢复关系密切;闷井的目的是使注入水与原油进行充分交换,有利于原油采出;采油阶段为初期含水高,随采油时间的增加逐渐下降,然后再慢慢上升。油层润湿性和渗透率是影响单井注水吞吐开发的主要因素,油层水的润湿指数越大,油层的润湿性越强,自吸排油性就越强,采收率也就越高。渗透率越高,油水渗流能力就越强,注水平衡时间就越短,因而就会获得较高的采油速度。该方法在马11-108井实施后,效果十分显著。     

RFT测试压力分析及其应用

在油田的开发过程中,针对块状和层状两种油气藏类型,利用重复式电缆地层测试器（ＲＦＴ）测量地层压力剖面,分析地层压力在砂岩纵向上和横向上的分布规律及井间压力连通情况;依据单层压力亏损状况及注水效果,确定有利的开发层位,制定合理的开发方案和注采方案,以提高油田原油生产能力。     

黄河南地区无能量补充井的单井注水吞吐开发

黄河南地区油田属复杂小断块油藏,由于在开发中得不到有效的能量补给,致使开发效果极差.而单井注水吞吐开发方法利用油层的亲水性,发挥毛管力吸水排油的作用实现水驱,能有效地补充地层能量,恢复地层压力,提高采收率.单井注水吞吐要分多期进行,每个周期又分注水、闷井和采油3个阶段.注水量与注水速度与地层压力的恢复关系密切;闷井的目的是使注入水与原油进行充分交换,有利于原油采出;采油阶段为初期含水高,随采油时间的增加逐渐下降,然后再慢慢上升.油层润湿性和渗透率是影响单井注水吞吐开发的主要因素,油层水的润湿指数越大,油层的润湿性越强,自吸排油性就越强,采收率也就越高.渗透率越高,油水渗流能力就越强,注水平衡时间就越短,因而就会获得较高的采油速度.该方法在马11-108井实施后,效果十分显著.     

靖边油田墩洼油区延9油藏注水开发效果评价

针对靖边油田墩洼油区延9低渗透油藏,层内非均质性强,部分注水井吸水不均,水驱规律复杂,注水调控难度大的问题,通过研究其注采对应关系,油水井生产能力,注水情况、采油速度、油藏压力保持水平、注采井网适应性的研究,对研究区的注水开发效果进行了研究,结果表明:油藏注水时间短,地层亏空严重,油水井数比过高,达到4.18,大部分面积没有水井控制,水驱控制程度只有45%左右,存水率为负的50%,导致采油速度低,目前采油速度只有0.26%;目前压力保持程度低,压力系数为0.43。目前油藏注水开发效果差,采出程度低,潜力大。     

尼日尔G油田气顶油气藏开发策略研究

气顶油藏的开发方式具有多样性,影响因素较多,容易出现油气水互窜、层间干扰、气油比持续上升等问题,开发难度较大。以尼日尔G油田气顶油藏开发为例,在对气顶边水油藏开发机理研究的基础上,细化单砂层油气藏类型研究,提出先采油、后采气、细化出开发单元、优化采油速度。数模结果表明,2%的采油速度开发效果最好,有较长的稳产期,采出程度高;依据气顶指数,划分不同能量小层,避免不同能量的油藏合采数,维持稳产。依据能量大小及开发井位置,优化开采方式与工作制度;通过油气层连通状况分析,确立开采同一连通砂体最优井距为700m以上,可避免井间干扰。为保持高产井稳产,适时边部井转注补充地层能量,且采取低部位注水优于等深度注水的开发策略。     

关于油田开发中几个技术问题的探讨

本文仅就耗电一项,从油田注水、采油等几个主要环节来分析研究其内在联系,对开发中一些术问题提出几点看法,供商榷:①油田是否一律都要早期注水,一定把油层压力保持在原始压力水平上;②油田是否一定要维持低压自喷采油,用抽油机采油时,是否仍需大幅度地提高地层压力。     

港西油田港172断块气顶边水油藏高效开发技术研究

港172断块是一个气顶边水构造油气藏,通过对其气顶和边水能量的研究分析,确定了该断块的开发程序。首先充分利用气顶和边水能量,开发动用纯油区;此后边外注水补充地层能量开发动用缓冲区;最后在开发过程中深化认识油藏,合理调整开发方案。投入开发以来,该油藏获得了连续7年的高速高效开发。从采油速度、稳产年限、采收率等油藏开发主要指标分析,港172断块属于一类开发水平,预计最终油藏水驱采收率可达40.8%。开发实践表明,这套开发方式不仅使该类油藏有较高的开采速度,而且确保达到了良好的开发效果。     

低渗透油田超前注水技术研究及应用

针对低渗透油田存在启动压力梯度和介质变形的特点,在借鉴国内外油田开发经验的基础上,研究了利用超前注水技术开发低渗透油田的机理及相关参数确定方法。研究表明,超前注水可建立有效的压力驱替系统,降低因地层压力下降造成的地层伤害,降低油井初始含水率,有利于提高最终采收率。合理确定压力保持水平,注水压力,累计注水量,注水强度,注水时机,油井投产时机,采油井合理流压等参数,可以提高单井产量。现场实践表明,应用超前注水技术开发低渗透油田可取得好的效果,对同类油田开发具有借鉴和指导作用。     

埕岛油田馆上段开发方案优化研究

针对埕岛油田馆上段开发过程中出现的压力下降快、平面上井组压降不均衡、油井含水上升较快、油田产量递减快等问题，运用数值模拟等技术，对注水方式、合理注采比、采油速度、储量动用程度等进行了优化研究，提出了细分注水层段、提高采油速度、提高储量动用程度等开发对策。     

丘陵西山窑组特低渗弱挥发油藏水驱开发效果

针对西山窑组弱挥发性特低渗油藏特点，通过早期注水保持地层压力开发，研究确定了油藏地层压力保持水平为原始压力的0．93倍，初期采用1．2以上的注采比，注水系统压力35MPa等开发技术界限。开发过程不断完善井网和注采关系，控制微裂缝开启和含水上升速度，注水后81％的油井见效，油藏水驱储量动用程度70％左右，地层压力保持在原始压力的0．9倍以上，油藏以2％采油速度稳产6年，预测最终采收率26．8％，取得了较好的水驱开发效果。     

油藏合理地层压力保持水平与含水率关系

地层压力是判断地层能量充足与否的一个重要标志。根据采油工艺基本原理和相渗关系推导出无因次采液指数和采液指数与含水率的关系式,在此基础上通过对油藏相对渗透率曲线的归一化处理,利用注采比原理,建立了不同采油速度下的合理地层压力与含水率以及注采比之间的关系,并给出油田应用实例。研究结果表明,无因次采液指数或采液指数取最小值时,合理地层压力保持水平会急剧降低。该方法对于分析中、低含水开发阶段注水工艺和采油速度具有一定指导意义。     

正交设计方法在低渗透油藏开发技术中的应用

针对低渗透油藏开发中的问题。从影响注水开发效果的主要因素入手,利用正交设计方法对油藏井网密度、地层压力水平、生产压差、单井注采强度、注采井数比、采油速度等关键的注水开发技术政策进行研究,通过不同油藏地质和流体参数的敏感性分析得出。注入水粘度对开发效果的影响最强．储量参数和渗透率参数在变化范围内对开发效果的影响不是很大。正交设计的极差结果分析显示,影响低渗透油藏开发的显著因素最强的是井网。其次为产液速度、井距、注采比、压力恢复水平、井底控制压力。