杏子川油田杏2005井区注水开发效果分析与评价

本研究以杏子川油田杏2005井区作为研究对象,精细开发层系划分,从开发特征、注采比、水驱状况分析三个方面评价研究区的注水开发效果。研究结果表明:研究区油井投产初期产量高,稳产时间短,采油速度较稳定,后期含水上升率变慢;累积注采比在1～5之间的井组有26个,数量最多,占总数的63%,研究区总的注采对应率为72%,主力产层3号砂体注采对应率最高,达94.4%,水驱动用程度为71.7%。研究成果为该区的可持续开发提供了一定的技术支撑。     

中山川油区储层物性特征及评价研究

瓦窑堡油田中山川油区位于陕西省子长县境内。从1997年瓦窑堡油田油气勘探开发跳跃式发展,中山川油区于2003年开始大规模勘探开发,目前该研究区块实施注水。储层非均质性是影响注水开发效果的主要因素之一,因此有必要对该区的储层非均质性进行研究,为中山川油区进一步实施挖潜措施提供决策依据和技术支持。     

杏子川油田王家湾西区、东区长2油层组注水效果分析

研究区油层边底水较为发育,油井普遍含水较高,产液量下降速度较快.要获得较高的产油量,必须放大压差生产,增加产液量,从而导致油藏能量将会发生很大的下降,因此,对于此类油藏必须及时进行注水补充地层能量.     

杏子川油田王家湾西区、东区长2油层组注水效果分析

研究区油层边底水较为发育,油井普遍含水较高,产液量下降速度较快。要获得较高的产油量,必须放大压差生产,增加产液量,从而导致油藏能量将会发生很大的下降,因此,对于此类油藏必须及时进行注水补充地层能量。     

提高孤东老油区固井质量

:孤东地区皆为开发老区,最大的特点是由于长期大量的注水和开采,造成地层压力较高、地下注、采层位横向动态干扰严重,固井作业时既可能因水泥浆的失重而引起油、气窜,又可能发生水泥浆,严重影响着固井施工安全和固井质量。为了保证固井质量,根据多年来的探索和研究,特制定针对性固井技术措施。     

应用水驱特征曲线法计算Z21区块可采储量及采收率

当水驱油藏全面投入开发并进入稳产阶段后,其含水率将随着时间的推移逐步上升,当含水率达到一定阶段以后,用水驱特征曲线法对油田可采储量和采收率进行重新计算是一种较为合理的有效方法。本文通过甲、乙、丙、丁四种水驱特征曲线,并以Z21实际生产区块为实例,讨论在该区块应用水驱曲线法的合理时间,计算了该区块的可采储量及采收率,最后将几种方法的计算结果进行对比,讨论几种方法的可靠性,为评价该区块的开发效果提供参考依据。     

纯油区东部欠注井的成因与治理

本文在现场调查的基础上,结合纯油区东部的实际生产情况,围绕改善欠注井的注水效果的目标,对欠注井的欠注原因进行了细致的分类,提出了欠注井及欠注层的分析要与注采对应分析,油水井连通性、监测资料对比分析、井史追踪的综合分析方法相互结合,并采取了针对性的措施,取得了较好的效果,以解决不吸水及欠注井的注入问题,完成“注够水、注好水、有效注水”的目标。     

提高孤东老油区固井质量

:孤东地区皆为开发老区,最大的特点是由于长期大量的注水和开采,造成地层压力较高、地下注、采层位横向动态干扰严重,固井作业时既可能因水泥浆的失重而引起油、气窜,又可能发生水泥浆,严重影响着固井施工安全和固井质量。为了保证固井质量,根据多年来的探索和研究,特制定针对性固井技术措施。     

杏子川油田坪52井区延长组长6储层“四性”关系研究

长6储层是杏子川油田坪52井区的主力油层,通过对该储层的岩心、测井、试油等资料的整理,总结出研究区岩性、物性、含油性和电性的特征和他们相互之间的关系。在此基础上,结合地质录井、化验分析等资料,得出研究区油层有效厚度下限标准。从而为研究区储层评价和油气田开发提供进一步的依据。     

海上油田调整井新增可采储量预测方法对比

调整井是海上油田开发过程中调整挖潜的主要措施,通常认为调整井的可采储量即为调整井的增油量,但是越来越多的调整井实施后改变了油田渗流场及油水分布规律,简单认为调整井的可采储量就是增油量有一定的争议,另外随着调整挖潜的不断深入,调整井的可采储量逐年下降,在油价低迷时,对于调整井的经济评价也需要相对准确的增油量,因此利用水驱特征曲线采用两种不同的预测方式分别预测可采储量和可采储量增量并进行结果对比,找出两者之间的关系及原因,以期对未来评价调整井的效果提供借鉴。     

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏可采储量标定方法与应用

塔河油田奥陶系油藏主要储集空间以构造裂缝、溶蚀孔、洞为主,地层流体以"管流"为主,多种流动方式共存,其递减方式与常规油藏递减方式存在较大差异。通过对油藏各阶段开发特征及递减类型进行分析,最终确定递减法为主、多种递减类型组合的技术可采标定方法,该方法对缝洞型油藏具有较好的适应性和可操作性。     

察尔汗盐湖钾镁盐矿床可采储量特征及其开采探讨

从察尔汗盐湖钾镁盐矿床的资源特性、开采动态出发,分析了卤水矿床的可采储量特征,提出固液并存盐湖矿床开发过程中应该重视系统规划、设计创新、动态监测工作．以促进资源的合理开发和持续开发,延长企业的有效服务年限。     

利用经济极限方法研究SN17井区井网密度

合理和经济的井距选择是油藏工程研究的主要课题,是部署开发井网的依据。本文应用经济极限方法对四五家子油气田SN 17井区的井网密度进行了研究,并计算了不同油价和不同成本下的井网密度和极限产量,认为SN 17井区在高投资,高成本费用,低油价的条件下进行开发,要求的经济极限井网密度8口/km2,极限正方形井网井距为349m,这种方案对油层控制程度可以进行有效的注水开发,有望达到单井日产6.9t。在目前高油价的情况下,要求的经济极限井网密度16.8口/km2,极限正方形井网井距为243m,在开发中降低投资费用,就能取得较好的开发效果和经济效益。     

产量递减曲线在延长油矿可采储量标定中的新应用

针对延长油矿滚动建产周期长、年度新钻井分散、主要采用天然能量开发、目前仍处于上产或稳产阶段的部分油田,根据完钻井投产年度划分为不同的时间计算单元,采用Arps递减曲线分别计算不同时间计算单元的产量递减规律,并预测后期生产趋势,最终采用叠加方式标定油田技术可采储量。通过延长油矿YD油田的实际应用表明,该种方法能有效解决延长油矿此类油田无法采用动态法标定可采储量的难题,对其他类似油田也具有借鉴作用。     

化205井区开发方式分析

主要对化205井区长2油藏的开发方式进行了分析。结果表明,该地区可以采用打注水井,先注后采的开发方式,有效指导了化205井区的特低渗透油藏补充能量开发的方式。     

富昌区4067井区注水效果评价

瓦窑堡采油厂属于受岩性控制、受构造低部位弱边底水影响的、弹性及溶解气复合驱动的构造-岩性油藏。目前采油速度为0.55,产量递减快,含水率迅速上升。通过对注采井网,注采压力系统、注水利用状况及水驱效果评价,针对不同注水开发问题,提出井网完善,提高地层补充能量,控制注水量的综合调整方法与思路。     

油田钻加密井增加可采储量的计算方法

提出了一种油田年度钻加密井增加可采储量的计算方法 ,并经油田实际资料验证是可行、可靠的。     

瓦村油区注水开发提高采收率研究

提高采收率研究是各石油生产国极为重视的一项研究课题。瓦村油区经过长期开发以后,地层亏空严重,能量严重不足,严重制约了油区的有效开发,因此有必要进行提高采收率的研究。世界上最早使用的驱油方法是注水驱油,也是目前我国最常用的提高采收率方法之一。通过对该区块的研究提出了北部主要通过油井转注污水,南部实行打加密井的具体开发实施方案。     

鄂尔多斯盆地某油区长6开发方式研究

某油田（用S表示）长6油藏天然能量不足,依靠自然能量开发采收率低,地层压力下降快速,急需恢复地层能量。通过分析该区地质特点及物性特征,注水开发是该区必需且可行的开发方式。利用数值模拟对该区进行溶解气驱和五点、反九点注水的开发指标预测分析,反九点法是最佳井网方案。在区块中部进行九点井网小井组试验也取得了一定成效。     

单井可采储量与初始开发指标关系定量研究

油藏静态参数,以及众多的开发因素决定了油井的单井可采储量,而初始产油量、初始含水率以及开发时机初始开发指标是这些因素的最直观的实际体现,这些参数与单井可采储量之间必然存在很强的关联关系,所以有必要研究初始开发指标与单井可采储量之间的关联关系以及关联度大小。