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。     

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。     

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。     

水驱油田合理注采压力系统

合理注采压力系统优化研究是开发水驱油田关键环节之一。以往采用的算法均存在缺陷：①“吸水、产液指数法”未考虑注采不平衡问题、油水密度差异及体积系数;②“吸水、产液指数及注采比法”未考虑油水密度差异及体积系数;③“吸水、产液指数比及注采压差法”不具有理论和实际意义;④“考虑单井及地层压力变化法”未考虑注水井启动压力、采油井启动压力对油田开发效果的影响。为解决上述问题,基于水驱油田注采压力剖面,提出了优化研究水驱油田注采压力系统的新方法。与以往的算法相比,新方法综合考虑了注采不平衡、油水密度差异、体积系数、注水井启动压力、采油井启动压力梯度等方面的影响因素。结果显示,新方法可适用于水驱油田任何油藏类型、任何油层压力分布状况条件下的合理注采压力系统参数计算。运用新方法对胜坨油田胜一区沙河街组二段1-3砂组油藏进行了合理注采压力系统参数计算,得出了该油藏合理油、水井数比为1.42,合理地层压力保持水平为17.29 MPa,此时合理采液量为14 572.41 m³/d,比调整前增加12 452.41 m³/d,合理注水量为15 906.88 m³/d,比调整前增注13 566.88 m³/d,提液增注效果显著。研究结果表明,新方法具有较强的适用性和应用前景。     

水平井注采井网和注采参数优化研究

水平井注采井网开发低渗透、薄层油藏可以增大注水量、降低注水压力、有效保持地层压力、提高油藏的采出程度。结合M油田油藏地质特征,应用数值模拟和经济评价方法对该油田的水平井注采井网类型、方向、排距以及转注时机与注采比等开发指标进行优化,达到经济、高效地开发目的。结果表明,水平井注采结构采用完全正对排状井网可获得较好的开发效果,优化后的井距为100 m,水平井与最大主渗方向呈45°夹角,注采井排距为300 m,地层压力水平在85%以上时注水保压,推荐注采比为1.0。研究方法和研究结果可为同类型油藏水平井注采井网部署提供参考依据,具有很好的借鉴意义。     

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。     

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。     

注水开发油田地层压力评价中的问]题分析

从矿场实际出发,系统地分析了注开发油田动态监测过程中所取得的压力资料,在油田开发应用中存在的主要问题及井数加权法难以正确反映油藏实际压力水平的原因,提出了考虑油水井井数比、流动系数,孔隙体积、综合油水井压力资料评价注采系统压力水平的方法,同时指出,不同的开发阶段应采用不同的地层压力计算方法和地层压力评价方法,在注水开发过程中要考虑地层压力计算方法和地层压力水平评价方法在油田开发全过程中的适用性及可比性。     

鄯善油田中含水期合理注采比研究与应用

针对鄯善油田开发初期确定的注采比已不能适应油田中含水期地层压力和产液(油)量逐年下降的开发状况。以物质平衡和注采平衡原理为基础,从理论和实践两方面入手,运用多种方法并重点考虑了地层压力下降造成原油脱气及无效注水量的影响,确定了油田中含水期开发的合理注采比为1.2,根据研究结论并考虑恢复地层压力的需要,现场及时将注采比提高到1.25以上,并取得了较好的应用效果。     

低渗透油田高注采比机理研究

低渗透油田注水开发过程中,普遍具有注采比偏高的现象,这与物质平衡原理相悖。综合研究了新立油田地质特征和开发特点,认为高注采比主要受无效注水、垂直裂缝、弹性存水量、储层沉积特点和固井质量等因素影响,通过校正计算,合理地解释了低渗透油田高注采比现象,并对开发后期注采比变化趋势进行了预测,引入油层盈余率概念作为评价低渗透油藏注采平衡的1种新方法。     

利用注采平衡法确定水驱油藏合理地层压力

针对在实际矿场应用过程中,现有注采平衡法确定水驱油藏合理地层压力存在的不足,提出了一种新方法:在一定注采井网、生产参数条件下,首先应用注采平衡法求取极限生产条件时注采平衡对应的地层压力P_R;再结合实际油田对最大产液量需求确定合理地层压力区间;按照0.85P_RPP_R、P_RP1.15P_R、P0.85P_R、P1.15P_R四种情况,系统描述了注采平衡法确定合理地层压力的基本原理。实例应用表明该方法简单可靠,确定的地层压力可同时满足水驱油藏油井提高产液量的需求和与注水井增大注水量的需求目前该方法已在渤海油田全面推广应用,成功指导了合理地层压力的确定,为油田下一步调整挖潜提供依据。     

留107断块注采井组平均地层压力计算方法

针对注水开发油田无法采用Honor法和MDH法求取注采井组平均地层压力的问题,以试井资料为依托,采用MDH+Y函数法求取注采井的地层压力,再依据势叠加原理计算注采井之间的地层压力,进而结合压力降落速率及阻力加权平均方法求取注采井组的平均地层压力,绘制注采井组地层压力等值线图。应用此方法,求取大王庄油田留107断块L107-18X井组的平均地层压力为29.23 MPa,该井组压力分布等值线图表明,注入水推进速度沿L107-13井方向最快,沿L107-17X井方向最慢,与示踪剂监测结果相符。该方法可以获取可靠的注采井组平均地层压力,评价水驱开发效果,为水驱开发油田开发方案调整和措施设计提供科学依据。     

雁木西油田第三系油藏注水效果评价

雁木西油田第三系油藏水驱控制程度和水驱动用程度均比较好,但由于注水结构不合理导致注水利用率低、平面水驱状况不均衡。根据第三系油藏存在问题,确定了考虑气体亏空时的平衡注采比和不同注采比下的地层压力恢复速度,并进一步确定不同井组合理的注采比范围,制定了下步技术对策,为油田注采调整、挖掘剩余油指明方向。     

低渗透油藏高注采比原因分析

新立油田已开发区块属于低渗透-特低渗透油藏,注水开发过程中,普遍具有注采比偏高的现象,这与物质平衡原理相悖。通过结合新立油田地质特征和开发特点研究,认为高注采比主要受无效注水、垂直裂缝、弹性存水量、储层沉积特点和固井质量等因素影响;通过校正计算,合理地解释了低渗透油田高注采比现象,并对开发后期注采比变化趋势进行了预测,引入油层盈余概念作为注采平衡评价的一种新方法。     

大庆油田地层压力评价方法研究与应用

针对目前大庆油田单井地层压力计算方法及注采系统或区块油藏地层压力评价方法中存在的问题，分析了导致单井推算平均压力及区块地层压力与实际压力水平存在较大偏差的原因，并根据测试井的地层特性，给出了单井平均压力的推算方法及区块油藏压力的评价方法。通过实测资料验证，该方法具有一定的科学性，能够真实反映地层压力。     

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。     

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。     

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。     

海上多元热流体参数优化及选井原则研究

多元热流体吞吐技术对渤海稠油油藏的开采具有较好的适用性,但前期作业中未考虑注采参数、选井原则等因素对开采效果的影响,其在增产方面仍有上升空间。为了进一步提高多元热流体吞吐开采稠油油藏的经济效益,建立了基于渤海A稠油油田的油藏数值模型,在数值模拟结果的基础上,利用灰色关联度的数学方法得到了注采参数的敏感性排序,研究了关键注采参数和地层主要参数对油藏开采效果的影响规律,形成了最优注采参数组合和地层选井原则。计算得到了注采参数的敏感性排序为:注入温度蒸汽注入强度焖井时间复合气体注入强度地层压力注汽速度。形成了地层选井原则:油藏厚度≥10 m、长水平井段、渗透率≥3 000×10~(-3)μm~2、正韵律地层。基于研究成果开展的6井次现场试验表明研究成果符合油藏实际,可获得较好的开采效果。     

卫城油田卫22块合理注采压力系统研究

从提高有效注水的角度出发,对卫城油田卫22块的合理注采压力系统进行研究。确定了合理井网密度、极限井网密度、合理注采量(包括合理注采井数比、注采比和注水量)及合理压力界限(包括合理地层压力界限、合理流动压力界限和合理注水压力界限)。该研究方法对处于中高含水阶段的低渗油蘸具有较好的应用效果。