边水油藏合理注采比确定方法研究

注采比是表征油田注水开发过程中注采平衡状况,反映产液量、注水量与地层压力之间联系的综合指标。边底水油藏注采比的确定需要有准确的水侵量为依托。利用物质平衡法计算边水油藏水侵量,并以此为基础,推导边水油藏地层压力恢复速度与注采比的关系式,实现了对注采比的计算和合理的预测。将上述研究成果用于新立村油田永8断块油藏的实际分析中,绘制出地层压力与注采比关系图版,应用效果理想,对边水油藏合理注采比的确定具有指导意义。     

复杂断块BZ油田合理注采比研究

目前,BZ油田S–1区块注采矛盾越来越明显,累计注水亏空量大,导致地层压力下降,地层压力保持水平低,油田开发效果差。为此,运用数值模拟法和Logisitic生命旋回数学模型,研究了不同含水条件下油田的合理注采比,并建立了不同含水率下合理注采比的图版。研究结果表明,利用Logisitic生命旋回数学模型求得S–1区块合理注采比为1.22;利用数值模拟模型求得合理注采比为1.2～1.3。     

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。     

王家湾长2油藏合理注采比研究

注采比能够反映出产液量、注水量与地层压力之间的关系,研究油藏在注水开发过程中的合理注采比,对于稳定原油产量、控制含水上升、实现油田合理高效开发具有十分重要的意义。利用油藏工程方法中的水驱特征曲线和物质平衡原理,对区块长2油藏当前合理注采比进行了研究,并和现场实际数据进行了对比,绘制出地层压力与注采比关系图版。结果表明:两种方法计算的数值和矿场实际的注采比一致,能够指导王家湾区块的整体注水开发。     

萨南开发区水驱高含水后期合理注采比的确定方法研究

针对萨南开发区经过一次、二次及三次加密调整进入高含水后期开发的实际,将整个区块作为研究对象,以物质平衡原理与Logisitic旋回理论相结合,对合理注采比的确定方法进行了研究：一是运用物质平衡方法确定了压力恢复速度与地下注采液量差的关系;二是确定了不同含水时年产量与年注水量的定量关系;三是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萨南开发区“十五”期间的合理注采比,现场实践表明该方法的应用较好地指导了油田开发调整。     

古城油田B124区注水开发存在问题及解决措施

古城油田B124区普通稠油注水开发目前已进入中高含水期开发阶段,油层非均质性严重,平剖面矛盾突出,在注水开发过程中油田含水上升速度加快,地层压力保持水平低,稳产难度大。要通过综合治理,进一步完善注采井网,细分注水,改善水井吸水剖面,适时动态调配,确定合理注采比,逐步提高地层压力,保持稳产。     

低渗透油藏合理地层压力保持水平研究

根据采油工艺原理和相渗关系,推导出低渗透油田考虑启动压力影响因子的无因次采液指数与含水饱和度、含水率的关系式。在此基础上利用注采比原理,建立了低渗透油田不同注采比下的合理地层压力与含水率以及启动压力影响因子之间的关系。油田实例计算表明,在目前的注采比条件下,地层压力保持在110%左右可取得较好的开发效果。计算结果与油田实际生产相吻合,说明该理论和方法是可行的,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的科学指导意义和实用价值。     

裂缝性油藏线性流地层压力计算方法

针对注水开发裂缝性油藏压力恢复资料存在线性流特征的地层压力计算问题,根据物质平衡原理,建立考虑注水强度影响的裂缝性油藏线性流不稳定渗流数学模型,给出考虑注采比影响的裂缝性油藏线性流平均地层压力和边界压力的确定方法。 实例计算对比表明,对线性流特征的裂缝性油藏地层压力计算时,应考虑注采比的影响,以正确评价地层压力。 该研究可为油田制订合理的开发政策提供依据。     

油藏注采比计算方法综述

确定水驱开发油藏合理注采比是现代油藏管理的重要任务之一。水驱开发油藏的注采比是否合理直接影响着油藏地层压力保持水平及生产能力。通过大量调研,总结了前人确定油藏合理注采比的各种方法。矿场统计法、物质平衡法、注采比与水油比法、气油比与注采比法、考虑合理流压界限、合理采油速度、合理含水率的注采比法、不同井网条件下注采比与地层压力法、多元回归法、BP神经网络法8种方法。详细论述了每种方法的推导过程,对油田确定合理注采比具有一定的理论指导意义和实用价值。     

注采压力系统及合理注采比研究的一种方法

注采比是表征油田注水开发过程中注采平衡状况．反映产液量、注水量与地层压力之间联系的一个综合性指标。在目前矿场实践中,有些具有边水能量补充的注水油田还未实现定量计算合理注采比。针对这个问题,应用油藏工程方法,结合具体油田开发数据资料,研究注采压力系统的适应性。进而在给定油藏合理地层压力、流压、产液量的情况下求得该油田的合理注采比,从而为油田开发综合调整提供理论依据。该研究成果对同类油藏的开发具有重要的指导意义。     

塔河油田缝洞型油藏单井注水替油技术研究

塔河油田在碳酸盐岩油藏能量弱的定容性单井缝洞单元进行了注水替油试验,大幅度提高了原油采收率。通过全面分析塔河油田大量现场注水替油资料,提出了以下注水替油技术:选择通过机采手段无法正常生产的定容性油井进行注水替油,并优先选择溶洞型储集体油井;注水替油前要尽可能利用天然能量,在地层压力难以维持正常机抽生产时进行注水替油;在注水替油的第一个周期,周期注采比应控制在0.25～0.50;溶洞型储集体油井早期注采比应控制在1.0～2.0,中后期控制在0.5～1.0;裂缝性储集体油井早期注采比应控制在0.8～1.5,中后期控制在0.3～0.8;溶洞型储集体油井前期可适当提高注水速度,裂缝性储集体油井的注水速度不宜过高;注水压力应低于井口承压能力和地层破裂压力;注水焖井后开井产液量不能高于注水前正常生产时的产液量。这些技术为碳酸盐岩缝洞型油藏单井注水替油生产提供了理论依据和技术支撑。     

一种合理注采压力系统关系图版的建立——以A油田为例

在油田开发过程中,注采压力系统优化研究是水驱开发油藏研究工作的关键环节之一,合理与否直接影响油田开发效果。利用油藏工程计算方法,创建一种判别注采压力系统合理性的关系图版,即在充分发挥油井产能的基础上,考虑注采平衡关系,以破裂压力与注水设备许用压力为限定条件,计算不同含水阶段的注水井井口与井底压力;同时,构建不同地层压力水平、不同开发阶段、不同注采比条件下,注水压力与油井产量的对应关系曲线图版,直观判定注采压力系统的合理性。应用结果表明,该方法能够准确判别油田注采压力系统的合理性及安全性,符合油田实际生产需求,对不同类型水驱油藏压力系统的研究均有借鉴意义。     

水驱开发断块型油藏注采参数调整——以大庆油田北二西F断裂两侧断块为例

为了实现断块型油藏安全有效的水驱开发,需要保证断裂面两侧断块内现有注采关系下的平衡地层压力差小于断裂的最大静摩擦力。文中以断块为计算单位,把相同井网下注水井作为注液单元,采油井作为采液单元,求取断块内平衡地层压力。将断裂两侧断块内平衡地层压力差值与断裂最大静摩擦力进行比较,结果表明,F断裂两侧断块内现有注采条件下的平衡地层压力差满足安全生产的要求,但断块平衡地层压力比原始地层压力高,可以通过降低采油井的井底流压,使断块内平衡地层压力回落至原始地层压力。     

多因素调控的注采比模型与应用

根据水驱油理论和注采平衡原理，推导和建立了受多因素调控的注采比预测模型，经油藏数值模拟结果验证，该数学模型的预测精度较高。矿圹资料预测表明，该模型适用于在裂缝发育程度不同的各油田进行各含水阶段的注采比预测。在编制注采方案时，依据合理的注采压差、采油速度及含水率的调控值，能够预测合理的注采比及合理配置注水量，进而提高油田注水开发的经济效益。     

渤海Q油田隔夹层发育底水稠油油藏精细注采技术

渤海Q油田底水稠油油藏隔夹层发育区域水平井提液效果差、注入水驱油效果不明显,针对该问题开展了精细注采技术研究。采用油藏工程方法,推导了隔夹层参数对产量影响大小的控制系数的表达式,结合油水两相渗流产能公式研究了隔夹层对产液量的控制作用;通过数值模拟和正交试验分析了注入水驱油效果差的原因,研究了隔夹层对注入水驱油的影响;针对笼统注水隔夹层上、下部吸水极度不均的情况,提出了依托隔夹层的层内分段注水新技术,并确定出了分段注水时各注水段的最优注采比。隔夹层发育底水稠油油藏精油注采技术在渤海Q油田进行了现场应用,取得了很好的效果。研究与实践表明,相同含水率条件下,产液量越大所需生产压差越大;对于隔夹层发育的底水油藏,"层内分段注水+大泵提液"高效开发模式具有很好的增油效果,可为海上稠油油藏高效开发提供理论依据和生产经验。      

萨中地区合理注采比研究

通过大量生产数据分析与计算,建立了萨地中地区各套系合理注采比预测模型,萨中全区合理注采比预测宜采用注采比与水油比法,萨葡层宜采用物质平衡法,高台子宜采用多元回归法,根据预油公司可得出一定似设条件下（定产,定压和定含水上升速度）今后两至三年注采比较变化规律,数模计算结果与注采比较件拟合结果基本吻合,表明本项研究建立的数学模型是可靠的,依据理论分析计算,给出一次,二次加密调速井及基础井网,确定了合理的注水匹配关系,提出了调整注采比和注采结构的建议,在生产实践中收到了较好效果。     

大庆油田基础井网全面转抽后稳产途径的探讨

依据杏树岗油田北部的生产数据,采用历史拟合、数理统计等方法,分别整理出采液指数和吸水指数与含水率、地层压力、流动压力、注水压力等因素的定量关系。提出了大庆油田基础井网全面转抽后高含水期的稳产途径是:以不断提高产液量为中心,通过强化注水系统恢复和保持地层压力,在较高压力下保持注采平衡,并在不断提高产液量的过程中,加强分层注采强度的调整,控制含水上升速度。     

复杂小断块油藏水驱辅助注气吞吐提高采收率研究

复杂小断块油藏单纯利用注水或注气措施难以兼顾整个剩余油区域,挖潜效果有限。为提高复杂小断块油藏高含水期剩余油采收率,运用数值模拟方法探索了水驱辅助注气吞吐的开发方式,同时利用经济和效率双重指标分析了其油藏适应性。依据不同措施方案下典型模型的开发效果,确定了该方法的最优开发模式为:补充能量—闷井增能—闷井阶段—开发阶段,进一步确定了其技术界限:气水注入速度比为6.5~8.5、阶段二与阶段一增压比为0.1~0.3、注采比为0.4~0.6。将研究成果应用于胜利油田a-7区块,模拟预测表明该方法相比基础水驱开发采收率提高12.96个百分点。研究成果对复杂小断块油藏高含水期调整开发措施、提高采收率具有重要的指导意义。