萨西过渡带油井流压与产量关系研究

针对萨南油田萨西过渡带区块的实际生产中,井底流压低于饱和压力的情况下出现的降低流压后产量不增反而降低的情况,为此本文依据油气层渗流理论及在低于饱和压力下油井的流入动态进行理论分析及公式推导,同时通过对所选萨西过渡带区块进行试验数据分析,从而得出萨西过渡带油井流压与产量的变化关系,确定了萨西过渡带区块油井生产的合理流压。     

抽油机变节奏运行控制装置在新区块的应用

针对新区块油井供液能力差及部分油井人工执行间歇制度不符合理论制度影响间歇采油效果的问题,2015年11月在A油田新区块开展了抽油机井变节奏运行现场试验。以合理流压及各含水级别合理沉没压力理论为基础,依据产量递减情况对区块单井进行逐步调整,取得了较好的效果,从短期看实现了周期间低产抽油机井液面波动平稳,从长期看保证油井低耗电、高泵效平稳生产运行。     

油井合理井底流压确定方法探讨

油井的生产具有一定的规律性,这与油气藏的类型以及油藏的不同开发时间段都有密切关系。开发油田需要最大限度的开发油田的的生产潜能,这是开发油田的根本目的,而对油井生产产量产生影响的一个重要因素就是油井井底流压。合理井底流压对挖掘油田的生产能力,提高油田企业生产效益有着积极地作用,但是目前对该项目的研究还处于起步阶段,尚未研究出确定油井井底流压的方法,笔者通过取样分析的方法读该问题进行了探讨,旨在研究出一种有效的确定井底流压的方式,为油井开采提供理论依据和支持。     

模拟回压量油在环状流程中的应用

本文主要以低渗透油田A区块的环状流程油井为对象，介绍了模拟回压量油方法的原理以及现场应用效果。通过现场与其它量油方法对比应用，该方法操作简单、耗费时间短、计算相对准确，能够满足油田生产实际情况的需要。对于低渗透、特低渗透油田环状流程的单井产能计算有较好的推广作用。     

不同区块机采井合理沉没度界限研究与应用

为达到油田稳产以及较高采出程度的要求,必须要有相应的合理注采参数。机采井合理流压界限是以地层压力不变、泵效最优化为目标来确定的,只考虑井筒内气体对泵效的影响,而没有考虑注采动态调整及地层压力的变化对合理流压范围确定的影响。因此,开展了不同区块机采井合理井底流压界限研究,考虑注采比动态调整、合理保持地层压力等条件,在确保产出最优化的情况下,实现在不同开采时期动态调整不同区块合理井底流压界限的目的,为机采井措施提供依据。     

塔河油田稠油井合理回压指导掺稀用油量研究

塔河油田生产的稠油富含胶质沥青质,黏度高、密度大。其中十区北及十二区超稠油区块只能用掺稀降黏开采工艺才能满足油井正常生产。但随着油田开发的推进,稀油量制约了本区域油井产能的充分释放,为此在总结前人经验数据之上,摸索出一套应用合理回压来指导单井掺稀用油量的方案。     

浅谈如何提高油井管理与挖潜效果

辽河油田是一个开发建设40余年的老油田,油田开发已进入中后期。由于地层压力的降低,老井产量递减快,单井产量低。老井稳产已成为一个进入开发中后期油田是否长期稳产的重中之重,提高单井产量已跃然成为油田稳产和创效的"牛鼻子"工程。通过提高油井的泵效、延长油井检泵周期、合理控制生产压差、优化油井生产参数、详细制定油井工作制度是确保油井长期稳产的关键所在。     

黄沙坨油田抽油机井合理套压确定方法

黄沙坨油田属于火山岩裂缝性稀油油气藏,1999年投入勘探开发,生产实践表明,油井套压过高或过低,对油层出液状况影响较大。本文以测试采油井恢复液面资料为基础,通过计算对比,提出了采油井的合理套压范围,并拟合了黄沙坨油田油井合理控套界限研究图版,通过对油井的套压和产量进行对比,分析油井的生产套压是否合理。生产实践证明,现场应用效果较好。     

聚合物驱开发合理流压的研究

针对喇嘛甸油田聚合物驱开发过程中,流压对聚驱开发效果的影响及确定聚合物驱各阶段合理流压的难度较大的问题,根据聚合物驱油的机理,从理论研究入手,结合数值模拟方法,定性地研究了聚合物驱各阶段合理的流压,在此基础上,根据现场实际生产情况定量地确定了聚合物驱各阶段合理的流压界限值。根据研究成果,对喇嘛甸油田目前聚合物驱所有区块的流压进行了分析,并对流压不合理的井给出了调整建议。研究成果对聚驱开发各阶段的油井参数调整具有一定的指导意义。     

超前注水在哈拉哈塘油田的探索与应用

PVT资料结合生产动态表明哈拉哈塘油田新垦-热普中南部区块部分油井目前井底压力低于饱和压力,油井脱气严重,单井产油量较低。利用已取得的饱和压力资料与气油比、原油密度和天然气密度的相互关系进行拟合,求取了区块饱和压力计算的经验公式。利用饱和压力数据结合生产动态和测压资料可以准确分析单井油藏压力变化情况,对于判断油藏是否进入溶解气驱有一定的指导意义。首次对RPX1井实施了超前注水试验,结果表明该井受效较好,单井产油量得到明显恢复。超前注水的成功实施为本区块同类型的油井开发提供了新思路。     

十屋采油厂油井结蜡及清防蜡技术探讨

十屋采油厂秦家屯油田、七棵树油田油井结蜡严重,由于结蜡导致检泵井逐年上升,一度严重制约了油田的正常生产。文章通过对不同生产特点的油井进行分类,运用机械、热力、化学等多种方法进行综合清防蜡,结蜡井管理水平不断提高,取得了良好的效益。     

萨中开发区浅调剖应用效果分析

随着油田开发时间的延长,层间干扰加剧,地层的非均质性矛盾更加突出。萨中开发区虽然开展了细分注水,但由于隔层厚度、分层工艺等问题,使得部分注水层段中,存在无法单卡细分的高渗透层。为解决特高含水期开发中这一矛盾,应用浅调剖技术,吸水厚度比例增加6.7%,连通采油井见到了较好效果,平均单井日产油增加0.2t,含水下降0.3个百分点,取得了较好的效果。为今后浅调剖优化方案设计和进一步提高采收率提供了宝贵的经验。     

轮西缝洞型碳酸盐岩油藏注水替油工艺

轮西油藏为典型的缝洞型碳酸盐岩油藏。其储层特点、渗流模式与常规油藏不同,用常规注水方式来稳定地层压力和水驱油来提高采收率的方法难以奏效。为提高该类油藏的采收率,在分析轮西油藏缝洞单元内的油水关系及油井含水变化规律基础上提出单井注水替油工艺,给出了优选注水替油井、确定最佳注水时机及注水量的决策方法,并提出几点建议,为高效开发轮西油藏提供一种新方法。该工艺在LX10-H1井的实践结果表明：与未实施该工艺前相比较,油井关井时间由150天左右有效缩短至50~60天,而日产油量明显增加。     

宋芳屯油田芳17区块注采比优化研究

芳17区块是宋芳屯北部已投入开发的6个区块之一,由于开发时间长、已进入中高含水期,并且经过多次注采系统和注水结构调整以及压裂改造等措施,具有该油田砂体分布零散、油井流动压力高、累计耗水高,波及系数低的典型开发特征。因此,以芳17区块为典型区块,利用数值模拟方法进行注采比优化研究。在含水率为60%、70%、80%、85%、90%五个开发阶段开展了注采比优化研究,确定60%~90%之间的合理注采比范围为1.3~1.7;开展了反九点井网和五点井网注采比优化研究,结果表明井网加密调整后可以采用较低注采比开发。     

连续油管速度管柱技术的应用

重点介绍了连续油管速度管柱技术在实际中的应用,讨论了在行业应用中的注意事项。随着大庆油田不断的开发,许多自喷井和气井的产量变小,最终完全停止生产,而恢复井产量的一个方法是积液回到自喷的流体中去,安装一个直径较小的连续油管（速度管柱）。很多参数（当前和将来地层的压力,流体和天然气产出率,连续油管的直径和深度,井口,井底流压等）影响速度管柱的性能。通过评价速度管柱的设计是否能将积液井重新变成自喷井和自喷持续的时间,地层流入井内的流体性能和流出连续油管的液体性能,推广其运用,从而提高油气的产量。     

文中-文东油田低压高含水油井增产技术研究与应用

随着油田注水开发时间的延长,地层能量不断下降,主力油层水淹严重,部分油水井间形成水窜导致低压高含水油井逐年增多,剩余油分布零散,油井原油采收率无法提高,为此对低压高含水油井产生原因进行调查分析,并在室内用岩芯进行实验研究,2010年开发了适合文中-文东油田的低压高含水油井增产技术,并进行了先导试验。2011年通过对该技术配方和施工工艺不断完善,现场实施了9口井,平均单井日增油1.7t/d,年累增油1528.9t。该增产技术的实施,不仅降低了油井无效产液量,而且减缓了油层压力递减速度,提高单井产油量,还促进油田综合经济效益提升。     

油井产能预测评价新方法

评价油井产能对生产开发具有重要指导意义,而针对于非均质性极强缝洞型碳酸盐岩储层,常规产能评价方法有着诸多的不适应性。表现在井底流压测试困难,地层压力衰减较快,求取的采油指数也仅反映测试时产能特征。为更有效的对油井产能动态特征进行分析评价,通过油压及日产量构建产能分析图版,分析油井产能递减率,根据油藏驱动能量特征,将油藏区分为水压驱动油藏和弹性驱动油藏。并利用油压与日产量回归得到直线投影到横坐标得到的产能面积,与单井自喷期实际的日产油能力进行统计回归,得到产能面积与实际日产油能力的相关经验公式,即产能评价预测经验公式。依据此公式只需要判别油藏驱动类型,利用油压及日产量数据计算产能面积,即可求得自喷期单井日产油能力。该方法简单实用,可有效的对本区块油井自喷期日产能力进行评价预测。无需任何测试费用,同时也为类似油田油井产能评价分析提供一种技术思路。     

朝661-80区块封闭断层内部加密井的部署方法研究

朝阳沟油田朝661-80区块油藏为低渗透油藏,目前整装待加密区块已经很少,因此断层边部将是油田加密挖潜的对象。其中利用直井加密开发断层附近油藏的弊端日益凸显,大斜度井开发可行性研究的论证认为,该区块油藏部署大斜度井开发的优势明显。在断层走向剩余油分布规律的基础上运用数值模拟的方法设计断层附近不同布井方案,并对开发方案结果进行预测,结果表明在断层边部部署加密井较大幅度提高单井产能,且适当的部署大斜度井提高单井产量的效果更佳,此种布井方式对该区块提高单井控制可采储量与提高增采幅度具有重要意义。     

水驱油田生产气油比主控因素及其影响规律研究

在注水保持压力开采的条件下,生产气油比是应当是恒定不变的。但是以S-BEI油田为例,随着油田的开发进入中后期,生产气油比呈突然升高的趋势。针对这一异常现象,首先从理论上分析了生产气油比的影响因素,包括井网密度、井底流压以及饱和压力。从这三个角度出发,进行了数值模拟研究,研究结果表明,在含水率一定并且其它因素保持不变时,生产气油比随着井距的增大而降低。在含水率为97%时,井距为125 m时的生产气油比为50.96 sm~3/sm~3,而在井距为300 m时的生产气油比降低至45.92 sm~3/sm~3。含水率一定并且其它因素保持不变时,生产气油比随着井底流压的升高而降低,在含水率为93%时,井底流压为1.0 MPa时的生产气油比为67.40sm~3/sm~3,而在井底流压为5.5 MPa时的生产气油比降低至45.19 m3/sm~3。在含水率一定并且其他因素保持不变时,生产气油比随着饱和压力的升高而升高,在含水率为97%时,饱和压力为7.5 MPa时的生产气油比为45.50 m3/sm~3,而在饱和压力为11.0 MPa时的生产气油比升高至57.98 sm~3/sm~3。但是前期含水率不高时,这三个因素影响并不明显,随着含水率的升高,气油比的变化比较明显。     

欠平衡钻井技术在文古3井华北潜山地层的应用

文古3井是中石油一口重点探井。为了达到保护储层、及时发现油气层和加快文安潜山文古1断块潜山圈闭油气勘探步伐的目的,华北油田根据文古3井潜山地层的具体地质特征,在四开井段应用无荧光水包白油成功实施了欠平衡钻井作业,达到了流钻欠平衡勘探效果,而且钻进过程中欠平衡点火管线一直连续点火燃烧,表明华北油田欠平衡钻井技术初步走向成熟,为今后华北油田古潜山油气藏的勘探开发提供了技术支持和保证。