高含水后期注采系统适应性评价研究

油田进入高含水后期开采以后 ,部分区块层系由于油水井数比偏大或部分井区注采不完善 ,导致注水能力无法满足产液量的需要 ,暴露出许多问题 ,如注水压力偏高 ,油田套管损坏严重 ,油井地层压力和流动压力低 ,产量递减逐渐加快等。根据高含水后期开发阶段的主要特点 ,建立了以油水井数比、注水压力、地层压力、流动压力、注采比等为主要指标的高含水后期注采系统评价指标体系 ,通过理论研究 ,结合油田开发经验 ,对合理油水井数比、最高注水压力上限、最低流压界限等重要评价指标标准进行了研究。该项目以大庆油田萨中开发区为研究对象 ,将萨中…     

安塞低渗透油田重复压裂技术

针对安塞油田老井低液面、低流压、采液和采油指数下降、综合含水上升、产量递减率增大、裂缝主向油井与侧向油井压力差异大等生产特征,就如何提高油田开发效益和最终采收率,分析了安塞油田重复压裂改造工艺和压裂效果及影响油井产量降低的各种因素。找出了油井重复压裂改造工艺技术存在的问题,明确了低渗油层重复压裂措施发展方向。     

注水开发油田产量自然递减构成研究

将注水开发油田产量自然递减率分解成含水上升因子和产液量自然递减率２个部分,研究推导出其关系公式,并制作出了相应的图版,以便于分析产液量和含水对产量自然递减影响所占的比例,从而在油田开发中提出针对性的措施。将研究方法应用于明寨油田８年产量统计分析中,确定了油田的最高综合含水率。     

注水开发油田高含水期开发技术经济政策研究

对高含水油田开采技术经济政策界限的确定以及其他调整与措施，关系到油田的开发水平和总体经济效益。注水开发高含水期油田开发技术经济政策方法有：地质条件和开发效果双体系评价分类方法．原油成本分类与预测方法，油井经济极限指标的计算方法，油田开发项目经济开采年限的确定方法．经济可采储量的计算方法。基于水驱特征曲线的图版拟台方法。注水开发油田高含水期开发技术经济政策应用研究包括：中高含水砾岩油藏开发效果评价，可变成本的预测，油井经济极限指标、经济可采储量指标、含水上升率等指标的计算。     

安塞油田重复压裂技术探讨

安塞油田随着开发时间推进,老井出现低液面,低面,低流和采 指数下降,综合含水上升,产量递减率增大,裂缝主向油井与侧向油井矸力差异大等日益突出的矛盾,这直接影响油田开发效益和最终要收率,对油田造成严重威胁。     

鄯善油田中含水期开发技术政策界限研究

鄯善油田进入中含水期开发后，开发方案实施阶段确定的开发技术政策界限已不能适应或不完全适应油田开发的需要。现应用采油工艺原理、矿场统计法对油田主力区块的注采压力系统进行了研究和评价，并结合油田开发现状，对油田产量递减及含水上升控制界限进行了研究，为鄯善油田今后的开发调整提供了决策依据。     

安塞油田特低渗油藏重复压裂技术现状与研究方向

随着开发时间的推进，安塞油田老井出现低液面、低流压、采液和采油指数下降，综合含水上升，产量递减率增大，裂缝主向油井与侧向油井压力差异大等日益突出的矛盾，不利于油田稳产。近年来安塞油田在重复压裂提高单井产能方面做了大量前期技术研究和现场试验，形成了以暂堵压裂为主的重复压裂技术，通过注水前期培养和调整，在候市、王窑、杏河、坪桥区块实施连片整体复压，实现了单井增油量和有效期“双过千”。分析目前安塞油田重复压裂技术现状，明确低渗油藏重复压裂技术下步研究方向，以期不断提高重复压裂的工艺技术水平。     

渤海S油田水平井开发指标预测方法研究

水平井是渤海S油田开发后期的主力井型,但随着油田进入高含水开发阶段,井控储量逐渐降低,增加了对剩余油深入精准挖潜,对油井稳产策略精细制定,对后期油井开发指标精准预测的要求。国内外专家关于油田水平井关键指标研究的成果丰富,但大多没有具体到特定油田。对S油田水平井的含水上升模式进行研究,归纳总结出一套油田自适应的高含水期水平井关键指标预测技术体系。在近两年新投的4口水平井对新方法进行了可靠性验证,结果表明计算的相对误差在8%以内,说明依据S油田不同含水上升模式拟合的产量、含水及递减公式在油田内普遍适用,具有广阔的应用前景。     

水驱油田基于液量的分结构开发指标预测方法

根据油田开发实际资料分析提出了油田开发指标分析中的几个结构分析指标（结构含水、产液结构含水上升率、含水结构含水上升率及结构递减率）的概念，研究了由多个不同结构构成油田的开发指标的变化规律。通过数值模拟和前缘驱替理论计算以及实际开发指标的结构分析，论证了油田开发指标预测应采用分结构的预测方法，并根据水驱特征曲线、产量递减曲线等油藏工程方法建立了水驱油田基于液量的分结构开发指标预测模型。经检验该预测模型达到了较高的预测精度，可应用于年度规划、长远规划的编制以及年度配产工作中的开发指标预测。     

产量自然递减类型的综合判断及构成分析

对目前常用的产量自然递减类型判断方法进行了研究,并根据Arps产量递减理论及油田实际生产数据,对各种方法进行了评价,通过实例说明了综合判断法具有较好的可行性。同时将油田产量自然递减率分解成产液量自然递减率和含水上升因子2个主要部分,分析了产液量和含水对产量自然递减率影响所占的比例,并预测了开发指标。     

杏北开发区不同开发模式下的合理储采比研究

储采比和递减率是油田开发过程中的两个重要指标。从储采比和递减率的定义出发,推导出指数递减和双曲递减条件下储采比的理论变化公式,分析不同开发模式下储采比和递减率的变化关系。结合杏北开发区水驱的实际情况,研究了不同稳产模式和定储采比模式下的储采比与递减率、稳产年限和开发年限的关系,确定出了杏北开发区水驱合理的储采比。     

节点分析技术在温米油田的应用

油田进入中高含水期后，提高油井产量的手段不仅仅停留在储层改造方面，还应充分挖掘井筒潜力，尽可能维持合理井底流压值进行开采。合理井底流压的确定采用节点分析技术，并以此为基础，建立一套科学的井底流压计算模型，确定单井合理井底流压，优化生产系统。     

尕斯库勒油田E_3~1油藏经济极限含水研究

文章主要针对尕斯库勒油田E_3~1油藏进入开发中后期面临油井含水上升、产量递减的问题,运用盈亏平衡分析原理,建立油井含水经济极限模型,利用吨液成本分析法,合理界定单井经济极限含水,对油田产液结构合理调整,以便进行分类管理,降低原油单位成本,提高开发效果,达到延长后期开发油田经济寿命和提高经济效益的目的。     

大庆油田今后开发的趋势

本文依据大庆油田的地质开发条件,应用室内实验、矿场试验资料及有关问题的研究成果,对今后一个时期内油田的含水上升率、液油比增长率、产量递减率及可采储量等重要开发指标的影响因素及变化趋势做了定量分析,对保持油田今后继续稳产的可行性及油田压力系统调整等主要开发技术问题进行了探讨。     

不同类型油藏配产配注因素影响及模式分析

对于注水开发的油田,为了保持地下流动处于合理状态,根据注采平衡、减缓含水率上升等,对油田、油层、油井、水井确定其合理产量、合理注水量。本文主要研究了优化配产配注的受不同地质、开发因素控制的模型及相应的调控方法,并实际应用,在一定程度上减缓了自然递减率。     

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。     

复杂断块油田油井流入动态曲线预测方法

复杂断块油田油水关系复杂,随着开发的不断深入,油井产量受含水率、井底流压影响较大,为了保持稳产,需对开发方案进行阶段性调整。油井流入动态曲线既是分析油井动态的基础,又是确定油井合理工作方式的依据,因此,准确预测油井流入动态对油井的方案设计和调整至关重要。综合考虑含水率、井底流压对油井产能的影响,利用相渗曲线和新型IPR...     

渤海某油田南区多元热流体吞吐试验井生产特征研究

针对渤海某油田南区采用常规开发方式油井产能低、采油速度低、预测采收率低的问题,结合海上油田开发特点,开展了多元热流体吞吐热采试验。对多元热流体吞吐试验井生产特征进行了分析总结,矿场试验证实各井注热动态正常,油田产量、单井产量增幅明显,含水下降快,回采水率较高,回采气率较低,流温、流压呈指数递减趋势,表明海上稠油油藏进行多元热流体吞吐开发增产效果明显。     

降低杏河西自然递减率方法研究与探讨

杏河区是安塞油田主力生产区块,杏河西位于杏河油藏西部,储层非均质性强,自然递减率逐年增大已成为影响该区块稳产的重要因素,如何控制以及降低自然递减率已经成为该区块面临的主要问题。影响自然递减率的因素主要有储层非均质性、含水上升率、采油井措施及油井产液量。分析研究表明,改善储层非均质性、控制含水上升率以及油井措施规模、提高单井产液量可以有效降低区块自然递减率。     

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。