宁东油田5井区合理井网密度优选

运用多种方法对宁东油田5井区的合理井网密度进行计算,在此基础上部署六套井网密度方案.应用三维数值模拟技术对各套方案的开发指标进行模拟计算,优选出开发指标及经济指标均较好的方案.综合考虑各计算方法优劣,确定宁东油田5井区的合理井网密度.     

江汉油区注入水水质指标及确定方法

注水开发油田水质是一个很重要的问题 ,随着江汉油区的不断开发与发展 ,老油田含水率不断上升 ,含油污水越来越多 ;新油田陆续进入注水开发阶段 ,也需要有合理的注入水源。根据SY/T5329 -94碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法 ,结合江汉油区实际 ,在对江汉油区注入水水质普查以及大量室内静态和动态试验研究的基础上 ,制定了江汉油区注水水质指标 ,并给出了指标的确定方法。通过使用 ,为江汉油区注水稳产和水质达标起到了重要作用     

王场油田经济合理井网密度分析

王场油田是江汉开发调整的主要潜力区,确定经济合理的井网密度是降低成本、提高采收率的有效途径。在确立井网密度时应考虑井的基本建设投资和投资回收期内的生产经营费用,根据实际生产资料以计算与分析的方式,回归出主要生产区块采收率与井网密度的关系式。     

非均质油藏开发后期改善水驱效果研究——以王场油田王广区潜4~3油组为例

王场油田王广区潜4~3油组为江汉油区典型的非均质油藏。受储层非均质影响,水驱效果差,导致近年来自然递减率居高不下。通过在该区域展开油藏精细描述及注水开发实践研究,分析油区在注水开发中出现的问题,确定研究思路,提出一套合理有效改善水驱效果的治理方案,对油区其他同类油田开发调整具有借鉴意义。     

塞152区块注水压力快速上升机理研究与防治

安塞油田塞152区块2000年投入注水开发,原始地层压力6.12MPa。随着油田开发时间的延长、累计注水量的增加,注水压力快速上升,由初期5.6MPa上升到目前清水系统的14.5MPa,污水系统压力上升到18.5MPa,导致系统压力超过设计压力,地层吸水变差,水驱效率降低,严重影响开发效果。采用敏感性分析的方法,对水质伤害、注入水与地层水的配伍性进行分析研究,确定了塞152区块注水压力快速上升的形成机理,通过室内试验和筛选,进行注低浓度表面活性剂降压增注试验,收到较好的效果。     

压力监测资料在注水开发油田的应用

合理的压力驱替系统对低渗透油藏的高效开发至关重要,而影响此因素的注水参数、注水方式及注采综合调控措施的选取则与注水开发过程中各项压力监测资料息息相关。王窑区是安塞油田最早注水开发的区块,在长达20多年的开发过程中,逐步形成了以压力监测资料为主,结合开发动态资料确定调整措施的经验和方法,对安塞油田开发具有十分重要的指导意义,也为低渗透同类油藏提供借鉴经验。     

涠洲A油田海上薄互层断块油藏开发技术研究

北部湾盆地涠西南凹陷涠洲A油田流沙港组三段油气资源规模较大,但存在有效储层为薄互层、断块破碎和经济可行性差等问题。针对油藏开发现状,综合运用类比法、产能公式法、改进的谢尔卡乔夫公式法和水驱控制程度法来确定井网类型和井网密度,综合研究储层展布、储层物性和可类比断块油田,确定井距;对比分析天然能量开发、注水开发和注气吞吐开发方式,优选最佳开发方式。     

地质统计方法对井网适应性评价

通过引入钻井数学模型,对某油田的井网密度、砂体面积、砂体储量、砂体数量进行了地质统计。分别得到了单油砂体条件下,井网控制概率与井网密度关系,井网密度与水驱控制概率关系。运用加权处理,分别得到了油藏井网密度与井网控制程度关系,油藏井网密度与水驱控制程度关系。并应用上述模型对油田的井网适应性进行了实例分析。     

大庆油田中区西部合理注采比的确定

注采比是研究注水开发油田压力系统的重要依据。合理的注采比对于油田的产液量、注水量与地层压力之间的联系具有十分重要的意义。注采比是否合理也关系到油田的稳定生产和经济效益。针对特高含水后期合理注采比的确定,给出了物质平衡法和水驱特征曲线法,考虑实际地层压力状况,通过建立注采比与产液量、含水率等之间的关系,确定了中西部地层的合理注采比。结果表明,注采比保持在0.99~1.02范围内才能使注采压力系统在高水开发期内保持动态平衡,对大庆油田后期注水开发具有重要的指导意义。     

中区西部合理注水压力研究

注水压力是水驱油田注采压力系统中的重要参数,确定合理注水压力对调整层间矛盾、提高油田开发效果、降低套损等具有重大意义.合理的注水压力增加了吸水厚度和吸水层位,缓解了层间矛盾.注水压力过高导致吸水能力增强,降低了开发效果.高含水期的油藏注入压力一般通过实验获取.运用经验公式法和数值模拟法,在注水压力不超过地层破裂压力的情况下,计算该区块合理注水压力值,考察了脱气对原油黏度的影响进而对采收率的影响.该方法易于计算、精确度高,确定了中区西部合理注水压力值范围.结果 表明:中区西部合理注水压力为17.1～20.2 MPa时,有利于指导油田的高效开发.     

利用Gompertz模型预测水驱油田合理注水量和注采比

基于经济增长和油气资源增长的Gompertz模型,建立了适用于水驱开发油田不同含水时期的合理注水量关系式,绘制了合理注水量图版,并确定了油田的合理注采比。实例分析表明,P油田在目前综合含水率为85%的情况下,合理累计注采比应保持1.44左右。     

坪北油田中高含水期合理注采比确定

注采比可反映油田产液量、注水量和地层压力三者之间的关系,是研究注水开发油田地层压力的重要依据.制定合理的注采比对于稳定原油生产、控制含水上升、实现油田高效开发具有重要的意义.应用油藏工程方法中水驱特征曲线法和Logistic模型法,理论推导注采比与综合含水之间的关系式,确定坪北油田中高含水期合理注采比.计算结果表明,现...     

沙南油田高效开采技术政策研究

在该油藏大量动静态研究成果的基础上，根据国内外相似油田开发实例，运用数理统计、渗流力学、油藏工程及数值模拟的方法，结合矿场实际资料，对油藏进行天然能量、井网密度、注水系统、采油系统、最终采收率等参数的研究，获得了油田高效开发的技术界限。     

马王庙油田马50井区改善注水开发效果的对策

马王庙油田马50井区注水开发效果较差,目前采出程度只有7.7%,采油速度只有0.56%,综合含水已高达81%,其主要影响因素包括油藏构造复杂、储层具有不同敏感性等。要进一步改善马50井区注水开发效果,应采取开展精细构造解释、及时进行有效注水、进行高压注水和脉冲注水、加强储层伤害机理的研究。     

一种确定井网密度的新方法

根据单井产能公式法采油速度可以决定井网密度.由油田数据回归又可以得到采油速度关于井网密度的函数关系式.这样将其带入产能公式就可以得到关于井网密度的方程.解方程得到技术井网密度值.最后综合考虑经济井网密度来划分井网密度区间,再根据油田实际需要最终确定井网密度值.     

荆西油田陵76井区改善注水开发效果调整措施

陵76井区是江陵凹陷荆西油田主力生产区块之一,由于注水开发效果较差,油井产量递减快,含水上升快。为了改善注水开发效果,提出了一套开发调整措施,并进行了酸化解垢矿场试验,效果较好。     

特低渗油田注水效果存水率和水驱指数评价法

特低渗油田在开发中后期,注水效果的评价对开发调整极其重要,地层存水率和水驱指数与特低渗透油田的注水效果究竟有什么样的关系?以安塞油田H区块为例,通过对地层存水率和水驱指数两项指标的曲线绘制及研究分析,评价了安塞油田H区块的注水开发效果,并利用室内实验以及油田动态资料进行验证.研究认为在特低渗透油田注水开发过程中,实际存水率、水驱指数曲线落在标准曲线之间,油田注水开发效果理想;落在标准曲线之上或之下,注水量偏大或偏小,注水开发效果不理想.存水率、水驱指数对特低渗油田的注水开发效果起到了客观准确的评价作用.     

马王庙油田马5O井区改善注水开发效果的对策

马王庙油田马50井区注水开发效果较差，目前采出程度只有7．7％，采油速度只有0．56％，综合含水已高达81％，其主要影响因素包括油藏构造复杂、储层具有不同敏感性等。要进一步改善马50井区注水开发效果，应采取开展精细构造解释、及时进行有效注水、进行高压注水和脉冲注水、加强储层伤害机理的研究。     

陆梁油田J2x4底水油藏数值模拟研究

陆梁油田西山窑组J2x4油藏为一低幅度构造、砂泥岩薄互层、油水关系复杂的底水油藏.针对该油藏开发初期含水上升快的现状,利用数值模拟方法,对合理注采比、合理注水时机、合理射开程度等油藏的合理技术政策进行了深入的研究.模拟结果确定合理注采比为0.7,1.5年后注水和50%的射开程度可获得较高的采出程度.数值模拟结果对油田实际开发有指导作用.     

新沟油田新一区开发效果评价及技术政策研究

在对地质特征重新认识的基础上,利用开发动态资料对新沟油田新一区开发规律、开发效果进行详细综合分析及评价,找出了影响开发效果的因素及开发过程中存在的问题。针对问题研究了新一区合理的开发层系、开发井网、生产压差及油井产能等具体问题,确定合理的开发技术政策,为区块综合调整和合理生产管理提供可靠依据。