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低渗透油藏单井产能预测新方法 总被引:1,自引:0,他引:1
准确预测低渗透油藏的单井产能是合理开发低渗透油藏的重要决策依据。根据长庆油田低渗透油藏的孔渗特征,利用数值模拟方法对影响产能的储集层因素进行了敏感性计算,通过正交分析确定出单井产能与油层厚度、渗透率以及含油饱和度的关系,提出多因素的单井产能预测公式。经实际验证,方法简便、可靠。 相似文献
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海上油田的经济合理和经济极限单井控制储量与油藏特性、开采工艺、经济条件等因素密切相关,用科学的方法确定经济合理和经济极限单井控制储量,对于指导油田开发和调整具有非常重要的意义。文中基于陆上油田通常研究的经济合理和极限井网密度分析原理,提出和推导了基于海上油气田开发投资条件下的单井控制储量分析与计算方法。 相似文献
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邴绍献 《油气地质与采收率》2011,18(6)
可采储量是决定油气田开发是否经济可行的重要指标,影响单井可采储量的因素非常多,且这些因素之间相互影响、相互牵制,形成复杂的关系.综合运用多因素方差分析、正交试验设计、灰色关联以及层次分析等方法,对水驱油藏单井可采储量各因素的定量权重进行深入研究.研究结果表明,影响单井可采储量物质基础的因素权重最大,包括井距和有效厚度;其次是与单井可采储量关联关系较大的开发动态因素,包括初始产油量、初始含水率与开发时机;最后是影响水驱开发采收率的因素,包括非均质性等级、残余油饱和度、地层原油粘度和渗透率等.单井可采储量影响因素权重定量研究为单井可采储量定量预测模型的建立提供了重要的理论基础. 相似文献
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产能是制定油田合理开发方案的重要参数,准确地分析油藏产能数值,将能提高认识油藏的精度,指导油田的开发工作。本文全面地分析了南八仙油气田油藏的产能,同时分析了影响产能的主要因素,这对今后合理高效地开发南八仙油藏有一定的指导意义。 相似文献
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陈映赫 《大庆石油地质与开发》2018,(3):78-81
低渗透油层渗流阻力大,存在启动压力梯度,常规的单井产能计算方法难以适用于低渗透油层油井。合理计算和评价低渗透油层油井产能,科学分析产能的影响因素,对于提高低渗透油层开发效果具有重要意义。运用渗流理论,根据低渗透油层的渗流物理特征,考虑非达西渗流特征,结合计算机辅助计算,推导了低渗透油层平面径向流和一源一汇注采井之间压力分布及产能计算公式,分析了压力分布特征及产能影响因素。由于低渗透油藏油井大部分压裂求产和投产,因此利用坐标变换方法推导了低渗透油藏直井、压裂直井的单井产能公式。产能公式可对低渗透油藏油井产能进行定量评价和影响因素分析,为提高单井产能及油田开发效果提供理论依据。 相似文献
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针对并购低渗透油气田存在风险的问题,在井少、测试井少、地质资料少等原因导致无法应用数模技术预测产能时,通过研究影响产能预测的因素,利用低渗透油藏渗流理论,建立了生产过程中初期、中后期不同开发阶段考虑启动压力梯度、高速非达西效应、脱气、出砂等导致相渗剧烈变化的影响因素下的直井产能模型。该模型提出了“四维性”因素概念,对不同井底流压下各因素的影响进行了量化评价。实例研究发现,不同生产阶段该模型与常用模型相比产能计算精度可提高34.30%,研究成果对并购国外油气田时快速准确预测单井产能有重要意义。 相似文献
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中原油田深层低渗复杂断块油藏开发技术政策 总被引:5,自引:2,他引:3
根据中原油田深层低渗复杂断块油藏开发状况,建立该类油藏最小含油面积、开发投资、收益、油藏开发经济可行性、油藏递减规律、经济规模储量等计算模型.开发经济技术界限研究表明:边际油藏最小含油面积为0.02 km2;油井经济界限产量受油藏埋藏深度、原油价格、吨油操作成本的影响,其中油藏埋藏深度、原油价格是影响油井经济产能的敏感因素;最小储量规模受油藏埋藏深度、采收率、原油销售价格、吨油操作成本等影响,其中油藏埋藏深度、原油销售价格是影响经济规模储量的敏感因素.由于原油价格不断上涨,原来评价为低效或无效的小规模储量可能已变为可开采的经济储量.对卫360块沙三段中亚段6-7油藏总体评价结果表明.该油藏处于经济开发的边缘. 相似文献
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�������������Ŀ��������о� 总被引:6,自引:1,他引:5
长庆气田属低渗、薄层、地层—岩性圈闭定容气田,气层非均质性严重。针对长庆气田气层特征,从井网方式(包括方向、井距)与气层连通性、相对排气半径、采气速度、单井控制储量、非均衡开采的关系以及经济极限井距等方面研究了气田开发的井网问题;提出了在基础井网上抽稀、分批钻井、逐步调整加密形成最终开发井网的部署方案,该方案适合于长庆气田的地质特征。经测算,气井的经济极限井距为2km;高产区采气速度与低产区采气速度之比应在3以下为宜;不同产能井区的相对排气半径差别较大,单井控制的有效排气面积可以相差较大。经过调整、加密的最终井网其井距接近于经济极限井距,可获得较好的单井产能和较高的气藏采收率。 相似文献
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四川盆地安岳气田须二段致密砂岩气藏开发已取得丰硕的成果,然而通过系统梳理与分析地质资料、单井历史生产数据、气井压力资料、排水采气工艺措施效果,发现气藏开发中后期受气藏水侵严重、油管积液、反凝析油污染、治水效果不佳等多方面影响,导致气田目前产量递减快,单井产能下降,间开井和停产井增多,整体开发效果变差,针对目前存在问题,文章研究提出开发中后期产能挖潜对策:研究水淹规律,确定水侵模式;测井二次解释,弄清赋存模式,找准层间潜能;开展一井一策,判定影响因素,提出可行性实施工艺方案,实现难动用储量的高效开发。 相似文献
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用不稳定试井确定气井产能方法的评价与研究 总被引:5,自引:3,他引:2
油气井的产能在油气田的开发中具有重要的地位和作用,它是油气田开发方案设计、油气井合理配产的重要依据。目前确定油、气井产能的主要方法是稳定试井方法,即回压试井、等时试井、修正的等时试井和一点法试 井。这些方法的不足点是测试时间长,而用不稳定试井确定气井产能,则极大地提高了确定气井产能的工作效率和经济效益。因此,研究用不稳定试井资料确定气井产能的方法具有重要的实际意义。文中讨论了用不稳定试井确定气井产能的三种方法的理论依据和实际意义、计算精度与应用条件、优点与不足,不同方法间的内在联系、共同点与区别点。在此基础上提出了用不稳定试井资料确定气井产能的新方法,即用压力恢复曲线法与 压降曲线法相结合确定气井产能的新方法。算例表明了该法的可行性和精度的可靠性。 相似文献
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崖13—1气田是中国海洋石油总公司南海西部公司与美国阿科石油公司合作开发的中国第一个海上特大气田。该气田气藏为高温、高压的低孔中渗一中孔高渗储层。气藏由Y3断层分为南北区,两区气水界面不一致,气藏的大部分边界由断层遮档,仅小部分边界与边水相通,气藏驱动类型以弹性气驱为主,弱水驱为辅。气藏流体含10%的二氧化碳,测试时当压力降至280MPa时,便有凝析油产出。论述了该气田总体开发方案的主要内容,其中包括开发基本原则、开发层系划分、开采方式、气井产能确定、采气速度、开发井网、开采条件、开发程序还介绍了编制特点、开发动态特征、经济评价等。该总体开发方案目前已投入实施,显示出良好的动态特征,预计能以年357×108m3采气规模稳产20年。 相似文献
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刘忠群 《石油与天然气地质》2016,37(2):261-266
大牛地气田属致密砂岩气田,剩余未动用储量品位差、有效厚度薄、纵向叠合程度低,采用水平井开发效果较好,但国内没有成熟的开发技术和经验。因此,优化研究水平井开发技术政策,完善气藏工程配套技术显得尤为重要。为此,基于经验公式、动态分析、数值模拟、经济评价等方法,对水平井整体开发动用条件下的产能评价、单井设计、井网井距等开发技术政策进行了优化研究,明确了层系划分原则,确定了多种产能评价方法,明确了气井配产比例为无阻流量的1/5~1/3,水平段长1 000~1 200 m,轨迹应垂直于最大主应力方向并尽量位于储层中部,压裂缝设计应参照定量计算模型,井网采用排状交错井网,井距800~1 200 m,废弃地层压力8 MPa,采收率40%。形成的气藏工程优化技术,已应用于大牛地气田水平井整体开发方案中,为方案成功实施提供了技术保障。 相似文献
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体积压裂水平井三线性流模型与布缝策略 总被引:1,自引:0,他引:1
低渗透致密储层进行大规模压裂改造在地层中形成多条裂缝及复杂裂缝网络是获得经济产能的主要手段,通过有效的方法对压裂水平井裂缝分布评价、压裂改造体积及压裂后产能预测对压裂施工效果分析具有重要意义。为此,在充分结合致密油储层特点和压裂改造设计思路的基础上,针对压裂措施后形成的分级多簇的裂缝排布及裂缝有限导流渗流特征,建立了水平井体积压裂三线性流数学模型,应用Laplace变换,求得定产条件下封闭边界单条裂缝的拉氏空间解;通过Stehfest数值反演及多裂缝叠加原理,得到了体积压裂水平井井底压力和产量的表达式;同时,结合美国巴肯致密油储层生产特征参数对模型的正确性进行了验证。对产能影响因素研究结果表明,裂缝排布方式对储层改造体积影响较大,级簇比越大累积产油量越高;增加裂缝条数可以有效提高储层动用效率,在进行水平井体积压裂措施设计时应充分考虑裂缝级数或簇数增加导致产量下降问题。研究结果对致密油储层水平井体积压裂设计及产能评价具有重要意义。 相似文献