低渗油藏不等产量源汇合理注采井距影响因素分析

低渗透油藏合理井距的确定必须考虑启动压力梯度的影响。根据等产量一源一汇渗流理论,推导出不等产量一源一汇主流线上启动压力梯度最小值,结合启动压力梯度与渗透率关系建立了低渗透油藏合理注采井距确定方法。通过实验及影响因素分析确定注采压差、地层渗透率和注采比对合理注采井距影响关系,得出不等产量一源一汇,最小压力梯度的位置与注采比的大小有关,注采比对合理井距影响较小,储层改造对提高合理井距经济可行。     

水驱合理注采比调整探究

本文以确定复杂井网条件注采关系计算方法为得基到础的、关以联杏度一数区据至回三代区,西认部4为35:个φ井A/组φB的=r注iA/采riB比情况及生产数据为论据,结合比较不同发育状况、注采比情况下采出井的地层压力变化,探究了在如何界定合理的注采比。     

确定区块合理注采井数比、合理注采比的数学模型及应用

本文综合考虑注采井数比对区块含水率的影响；注采比对地层压力恢复速度的影响及月注采比对月含水上升速度的影响，提出了一套确定区块合理注采井数比与合理注采比的数学方法。     

鄂尔多斯盆地水平井开发注采参数优化研究

目前鄂尔多斯水平井开发已经达到一定规模,但是相应的注采井网及配套设施有待进一步提高,文章分别从延安组及延长组油藏,现有的各类井网与其对应的投产方式进行论述,认为采用分段压开,分段注水的投产方式比较合理。其次,从注水时机、生产压差、注采比等方面对水平井开发模式进行了论述,认为超前6个月温和注水开发效果最好,延安组合理生产压差为3 MPa,注采比1.12,延长组合理生产压差4.5 MPa,注采比1.14。并最终汇总给出了鄂尔多斯盆地水平井开发注采参数优化总结。     

多井系统复合油藏平均地层压力计算方法研究

针对加密井网注采不平衡、复合油藏地层压力评价难的问题,进行了多井系统复合油藏平均地层压力计算方法的理论研究。根据物质平衡原理,建立了考虑注采强度影响的多井系统复合油藏拟稳定渗流数学模型,给出了平均地层压力的计算方法,验证了该平均地层压力计算方法的正确性,分析了平均地层压力的影响因素。研究结果表明：注采比与平均地层压力呈正相关,多井系统复合油藏平均地层压力的计算,需要考虑注采比影响,以便准确评价地层压力。将研究成果应用于喇嘛甸油田地层压力水平解释,注采比大于1,地层存在多余能量补充,该方法得到的平均地层压力介于关井末点压力和水驱平均地层压力之间更符合实际,为油田制定合理开发政策提供依据。     

陈家庄特稠油油藏高含水期开发研究及调整

针对陈家庄特稠油油藏高含水期的开发问题,通过理论分析与计算,确定了合理的注采比和油田提液幅度,并揭示了该油藏开发存在的深层次矛盾.实施提高注采比和提高产液量工程后,加上分层注水辅以堵水调剖、完善注采井网、应用高压一次充填防砂技术,取得了预期的效果.     

水驱开发油田合理油水井数比的计算

根据水驱开发油田合理油水井数比和注采比的准确定义,由极值原理,详细推导了油水井地层压力相同和不同时油田合理油水井教比的计算公式.该公式不仅适用于注采平衡条件下油田合理油水井数比的计算,亦适合干非注采平衡条件及低渗透油田合理油水井数比计算.以往采用的算法均存在缺陷:"吸水、产液指数法"建立在注采平衡基础之上,"吸水、产液...     

低渗透油藏注采井网优化及开发技术研究

文章根据研究区块实际情况,在确定合理井距的基础上,利用油藏工程及数值模拟技术相结合,开展了合理注采井网研究,确定了区块合理地层压力保持水平及转注时机,并对合理注采比进行了优化。最终认为,研究区块的最优开发井网为260m注采井距,采用反九点正方形井网,合理地层压力应保持25MPa左右。本文典型区块注采井网优化及开发技术研究为国内同类型低渗透油藏制定开发方案提供了借鉴。     

雁木西油田注水结构评价

吐哈盆地雁木西第三系油藏由于注采比偏低,表现为底水上升、产量递减;雁木西白垩系油藏由于注采井网不完善和上下油组注采不平衡,导致地层压力下降、产量递减。针对存在的问题,确定各个油藏的平衡注采比及压力恢复速度,对注采井网、油水井层位、单井配注提出了调整意见。在进一步完善注采井网、合理配注的基础上,第三系油藏2006年地层压力恢复0.35MPa,白垩系油藏2006年地层压力恢复0.4MPa,取得较好的效果。     

以注水井为中心的注采试井精确解

为了更好地研究注水井与生产井之间的关系，文章提出注采试井。以渗流力学理论为基础，借鉴生产井试井分析方法和手段，从单井的参数分析发展到井间关系分析。文章采用数学积分变换方法，建立渗流模型，用注采比、注采井距、注采污染系数比、注采窜流系数比等参数刻画注、采井闻关系。文章首先建立无穷大地层油水两相双重介质续流污染的注采无量纲模型，然后分别对注水井无量纲模型和生产井无量纲模型求解，最后得到注采无量纲模型的精确解。     

敖包塔油田合理注采比研究

根据渗透力学原理，分析地层压力与注采比、地层压力与流压、地层压力与产流量之间的相互关系及其影响因素。在机理研究的基础上，运用数理统计方法定量地分析了地层压力的变化以及各种因素对地层压力的影响程度，在此基础上建立了地层压力定量计算的数学模型。根据模型，可以在给定某油田油井地层压力、流压、产液量合理值情况下求得该油田在某一时期的合理注采比，从而为油田开发综合调整方案的编制提供理论依据。为了方便现场管理，应用所建立的数学模型，在给定油井地层压力、流压、产量可能出现的数值范围的情况下，制成了合理注采比测算表和标准图版，使用时只要给出某油田某一开发阶段合理的地层压力、流压、产量，即可在表或图中直接查出合理注采比的值。     

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。     

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。     

对内部注水小断块油藏提高采收率的认识

对江苏油田内部注水油藏（主要指切割注水及封闭断块注水）在开发中出现的见水早、含水上升快、水驱波及系数及采收率低等问题地进行了分析,指出单层突进及粘性指进是造成这一现象的根本原因。分析了影响单层突进及粘性指进的因素,提出了控制单层突进及粘性指进的措施及提高水驱波及系数和采收率的方法,如：先期分注;常规井距下注采比控制在0.8以内等方法。认为内部注水油藏适当放大注采井距不仅可以节约投资,而且有益于控制单层突进及粘性指进并提高采收率。     

高饱和油藏水驱开发合理注采政策研究

高饱和油藏的饱和压力较高、地饱压差小,油藏水驱开发效果易受到开采制度的影响。基于实际高饱和油藏的特点,综合应用油藏工程分析和典型模型数值模拟的研究方法,研究了高饱和油藏的开发特点、多相渗流对油藏生产能力的影响;在此基础上,计算分析了在不同开发阶段、不同地饱压差条件下,注水时机、注采比对开发效果的影响,确定了高饱和油藏的...     

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。     

利用开发测井资料计算注入水的波及体积

应用地应力的理论，分析了注水井注入水的走向。在此基础上，提出了单井注入水的水淹面积为一椭圆菜，其波及体积为一椭圆柱体，建立了计算波及体积的数学模型。最后结合产吸剖面资料的地层倾角资料进行了实例说明。     

渤海小气顶油藏油气界面下移规律及应用

为了有效防止油气区的原油、天然气相互窜流,以渤海B油田小气顶油藏(气顶指数小于0.5)为例,基于数值模拟和油藏工程方法研究了小气顶油藏的油气界面下移规律.在此基础上,绘制出不同工作制度的油气界面下移规律图版,综合考虑油田的生产压差,筛选合理的工作制度.研究结果表明:采油速度、注采比等是影响油气界面下移的主控因素;小气顶...     

油井合理井底流压综合判定方法

合理井底流压是充分发挥油井产能、提高油田开发效益的保证,但现在缺乏一种合理的综合性判定方法。在分析生产气油比、产层出砂、应力敏感和层间干扰等4个因素对合理井底流压影响规律的基础上,根据模糊变换原理建立了油井合理井底流压综合判定数学模型。利用该数学模型,可定量计算考虑不同因素、不同因素权值影响下的合理井底流压。实例计算表明,所建立的油井合理井底流压综合判定数学模型具有较高的计算精度,可为油井设计合理流压、配产提供理论指导;利用实例的数据分析了合理井底流压对渗透率变异系数、生产气油比、泊松比等参数的敏感性,结果表明:渗透率变异系数越大,为维持储层的渗流能力,需要保持越高的井底流压;生产气油比越高,为确保抽油泵泵效,需要保持越高的井底流压;对于泊松比较大的疏松砂岩储层,为防止地层出砂,需要保持较高的井底流压。      

哈德4油田自喷生产特征研究

哈德4油田开发初期地层压力较高,大部分油井均能自喷生产。利用PIPESIM软件对哈德4油田的哈德1井做了不同压力水平保持条件下不同含水时期油井自喷生产特征研究,预测了该井不同液量下的停喷压力,并通过系统节点分析研究了不同地层压力条件下不同油嘴的协调产量和影响参数的敏感性。该研究结果将为确定合理的油藏压力保持水平、合理的采液量以及及时进行采油方式转换提供决策依据。