鄯善油田中含水期注采压力系统建立与评价

注采压力系统是油田开发研究的重要组成部分,任何形式的开发调整和技术政策界限的制定必须在合理注采压力系统范围内进行,才能取得预期效果。针对鄯善油田进入中含水期开发后,低含水期以自喷井为主建立的注采压力系统已不能适应油田中含水期以抽油井为主的开发需要的矛盾,以油藏工程和采油工程基本原理为基础,从采油和注水系统（从地下到井筒到地面）入手,研究建立了中含水期合理的注采压力系统,对油田目前的注采压力系统进行了评价,结果表明,注采井数比保持在1：1—1：1．15范围内,才能使注采压力系统在中含水开发期内保持动态平衡。在此阐述的研究方法,对于同类油田注采压力系统方面的研究和指导油田合理开发调整具有普遍推广的应用价值。     

低渗透油田抽油井合理注采压力系统研究——以鄯善油田三间房油藏为例

注采压力系统是油田开发研究的重要组成部分,任何形式的开发调整和技术政策界限的制定必须在合理注采压力系统范围内进行,才能取得预期效果。针对鄯善油田进入中含水期开发后,在低含水期建立的注采压力系统已不能适应油田开发需要的矛盾,重新研究建立了中含水期合理的注采压力系统,并对油田目前的注采压力系统进行了评价。     

泌123断块普通稠油油藏合理地层压力恢复对策研究

泌123断块普通稠油注水开发已经历20年,油田含水上升,地层压力下降;为了探索油藏合理地层压力恢复对策,应用不同的油藏工程方法从注采能力、合理采油速度、注采比与注水量、地层压力保持水平及与采收率的关系、压力恢复速度等六个方面进行了研究,确定了合理地层压力恢复技术对策,有效指导了油田开发调整。     

砾岩油藏合理注采压力系统研究--以七中东区八道湾组油藏为例

注采压力系统指的是从注水泵站到采油井井口的各环节的压力配置 ,在这一压力系统中 ,地层压力和油井流动压力是决定整个压力系统的关健 ,也是油藏工程研究的核心。本文利用油藏工程方法对砾岩油藏高含水期油井和注水井的地层压力、流动压力等注采压力系统进行了研究界定 ,将为砾岩油藏的开发水平提供技术支持     

龙虎泡油田高含水期注水开发调整技术

在阐述龙虎泡油田初期天然能量开采、转注后实施“三分、五清”精细油藏管理和提压注水效果的基础上,针对油田高含水期注水开发中存在的井网对砂体控制程度低、剩余油分布相对零散、注采系统不完善等问题,依据油藏数值模拟、油藏工程方法及高含水期开发调整矿场试验结果,研究形成了反九点转五点注采系统调整、以挖潜零散剩余油为主的局部井网加密调整、中渗透油层高含水期提液增产调整和多油层高含水期聚合物深度调剖技术.高含水期注水开发调整技术控制含水率、递减率和提高采收率效果显著,对类似油田的开发具有重要指导意义.     

鄯善油田中含水期开发技术政策界限研究

鄯善油田进入中含水期开发后，开发方案实施阶段确定的开发技术政策界限已不能适应或不完全适应油田开发的需要。现应用采油工艺原理、矿场统计法对油田主力区块的注采压力系统进行了研究和评价，并结合油田开发现状，对油田产量递减及含水上升控制界限进行了研究，为鄯善油田今后的开发调整提供了决策依据。     

高含水后期注采系统适应性评价研究

油田进入高含水后期开采以后 ,部分区块层系由于油水井数比偏大或部分井区注采不完善 ,导致注水能力无法满足产液量的需要 ,暴露出许多问题 ,如注水压力偏高 ,油田套管损坏严重 ,油井地层压力和流动压力低 ,产量递减逐渐加快等。根据高含水后期开发阶段的主要特点 ,建立了以油水井数比、注水压力、地层压力、流动压力、注采比等为主要指标的高含水后期注采系统评价指标体系 ,通过理论研究 ,结合油田开发经验 ,对合理油水井数比、最高注水压力上限、最低流压界限等重要评价指标标准进行了研究。该项目以大庆油田萨中开发区为研究对象 ,将萨中…     

辽河油区注水开发油田产液量变化规律认识

辽河油区注水开发油田储层类型多样,油品性质多样,运用油藏工程方法,利用不同类型注水开发油藏无因次采出指数与含水关系,明确了不同类型油藏含水变化对产液量的影响规律,并进一步研究了注水开发油藏采液速度与采油速度的关系.分析认为:保持合理的采液速度是中、低含水期油田稳产及高含水期减缓递减的有效手段.该研究可为不同类型注水开发油藏采液速度的优化提供借鉴.     

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。     

白豹油田白111区块延10油层组开发存在的问题及政策调整

白豹油田白111区块为一典型的边底水岩性构造油藏,进入中高含水期后地层压力保持水平低、水驱效果差、采液强度和注水强度偏低,需对注采结构进行调整。针对白111区块砂体分散、储层单一、各井区为独立油水系统的地质特点,通过油藏工程、动态分析等方法对油藏合理井底流动压力、合理采液强度、合理注水强度以及合理注采井数比等开发技术指标进行研究和论证,确定了油藏目前开采状况下最优的开发技术政策界限,并结合油水井相关生产动态信息提出开发调整方案来指导油藏高效开发。结果表明,当井底流动压力在4～6 MPa之间、采液强度为0.5 m~3/(d·m)、注水强度为2.6 m~3/(d·m)、注采井数比为1∶2.5时,油藏开发效果较好。方案调整后,对区块未来10年的开发指标进行预测。结果显示,10年后的年产油量和采油速度与方案调整之前相比均有所提高,预计含水上升率由8.3%下降到1.4%,采出程度由15.1%提高到16.5%,油田在中高含水期阶段达到提液增油的目的。该预测方法为侏罗系油藏开发的持续稳产提供了有效途径,也为其它此类边底水中低渗透油藏的高效开发提供了理论依据。     

注水开发油藏注采平衡系统研究

油藏进行注水开发后，建立合理的注采平衡系统，不仅可以充分发挥油水井的生产能力。节约能耗，现时为获得最大产液量创造条件。为了搞清在高含水采油阶段，油藏产液能力，吸水能力，含水上升等变化规律，可以结合各方面因素，如地层压力、流压、注水压力，采液（油）指数及油水井数的变化等，从油藏实际出发，在分析研究的基础上，利用注采平衡交汇图，进行注采平衡系统研究。     

孤东油田特高含水期注采结构优化研究与应用

孤东油田经过多年的高速开发、强注强采 ,地下矛盾十分突出。为探索特高含水期改善油田开发效果的途径 ,在深化油藏开发特点认识的基础上 ,应用精细油藏描述技术、数值模拟技术 ,以及开发测井和油藏工程方法 ,进行了剩余油分布规律研究、合理地层压力水平研究、扩大水驱波及体积途径分析、注采结构状况分析研究等。在降压强排试验的基础上 ,调整注采结构 ,使油田地层压力得到控制 ,注采结构得到了优化 ,控制了含水上升速度 ,油田开发趋势明显好转 ,强化了油田稳产基础 ,走出了稠油疏松砂岩油藏高含水后期开发的新路子     

油藏开发中后期找油新技术研究

目前国内多数油田开发进入中后期,含水上升迅速,含油减少,特别是在二次采油推动下,井间注采关系更加复杂多变,迫切需要认识储层产液状况新技术改变传统测量模式,在低含水时找水堵水,高含水时找油堵水。优选高灵敏度含水率传感器,设计开发出油井单层找油仪器,旨在寻找油田高含水期油层组内潜力油层,建立合理开发制度,提高油田采收率。     

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。     

喇萨杏油田注采系统适应性评价及调整方式研究

喇萨杏油田进入高含水后期开发以后,部分区块层系注采系统不适应的矛盾越来越严重.针对高含水后期注采系统的主要特点,研究建立了高含水后期注采系统适应性评价方法,对喇萨杏油田高含水后期注采系统的适应性进行了评价,研究确定了注采系统调整的主要方式,对典型区块的调整效果进行了分析. 喇萨杏油田高含水后期注采系统调整可以归结为反九点面积井网、四点法面积井网及注采井网不完善等3种类型的调整模式. 高含水后期进行注采系统调整可以取得较好的调整效果,提高水驱采收率0.9个百分点左右.成果对油田高含水后期注采系统调整工作具有重要的指导作用.     

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。     

影响杀菌剂的杀菌效果因素研究

该项目针对水驱油田进入高含水后期开发以后 ,各类油层水淹程度已经很高 ,挖潜难度加大 ,随着井网加密调整、注采系统调整、聚合物驱油面积不断扩大及油水井套损、异常高压井层等诸多开发问题 ,而原有的开发综合调整技术及采油工艺配套挖潜技术已不能完全满足高含水后期油田开发和生产的需要 ,必须应用最新精细地质研究成果和动态开发资料 ,深入分析油田地下形势 ,研究油水分布规律和分层系井网注采关系及层系间井网互补关系 ,并通过大量的矿场实践 ,建立一套高含水后期科学、高效的油田开发调整模式 ,这对指导油田的合理开发 ,实现可持续发…     

鄯善油田地质特征及开发技术研究

本文立足于鄯善油田低渗透油藏开发特征,以及注水开发后高含水阶段油气资源开发特征,通过加强注采井管理、合理保持注采压力、确定最佳注采比、明确注水系统压力界限、掌握储层含水规律等技术措施,对增产稳产措施进行了探究。     

古城油田B124区注水开发存在问题及解决措施

古城油田B124区普通稠油注水开发目前已进入中高含水期开发阶段,油层非均质性严重,平剖面矛盾突出,在注水开发过程中油田含水上升速度加快,地层压力保持水平低,稳产难度大。要通过综合治理,进一步完善注采井网,细分注水,改善水井吸水剖面,适时动态调配,确定合理注采比,逐步提高地层压力,保持稳产。     

孤东油田特高含水期注采结构优化研究与应用

孤乐油田经过多年的高速开发、强注强采,地下矛盾十分突出。为探索特高含水期改善油田开发效果的途径,在深化油藏开发特点认识的基础上,应用精细油藏描述技术、数值模拟技术、以及开发测井和油藏工程方法,进行了剩余油分布规律研究、合理地层不平研究、扩大水驱波及体积途径分析、注采结构状况分析研究等。在降压强排试验的基础上,调整注采结构、使油田地层压力得到控制,注采结构得到了优化,控制了含水上升速度,油田开发趋势