水驱油田合理井网密度和注采井数比的确定

在油田注水开 发方案设计和井网加密调整工作中,选用何种布井方式或井网密度,使油田水驱采收率获得最高、油田开发经济效益达到最优,这一直是油藏工程研究的主要问题之一。依据文献[1]中提出的采收率与井网密度和注采井数比的关系,并结合经济评价和注采平衡分析等方法,提出了一种新的确定水驱油田合理井网密度和合理注采井数比的方法。通过对QL油田进行计算分析,结果表明,在油价上涨的条件下该油田的注采井数比,包括井网密度,还有进一步提高的潜力。     

双河油田Ⅷ-Ⅸ油组井网适应性研究

井网适应性研究是将由注水井、生产井构成的注采系统以及整个油藏作为一个整体来综合考虑的过程。从确定合理注采井数比、合理的井网密度,采用动态分析与油藏数值模拟相结合分析注采对应关系的角度出发,研究了双河油田Ⅷ-Ⅸ油组井网的适应性,为油田后期开发调整提供依据。     

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。     

跃进二号油田目前开发阶段及注采井数比问题

通过对跃进二号油田开发以来的主要开发指标与开发方案的对比，目前油田的开发生产正处于稳产阶段后期，油田含水处于中含水期（含水率20％-60％）末期，其开发效果优于开发调整方案。油田在注水方面存在的关键问题是：目前开发井网的注采井数比，无论是与理论开发井网的注采井数比，还是与其它油田相比都明显偏低。因此，今后工作的重点是通过转注油井和钻注水井的办法，增加注水井的数量，力争实现合理的注采井数比，进一步提高注水的有效性。     

低渗油藏井网适应性研究--以张天渠油田长2油藏为例

文章以张天渠油田长 2油藏为例 ,讨论了低渗油藏井网适应性研究的有关问题。通过公式计算 ,得出了长 2油藏合理的井网密度及其相应井距和最优注采井数比 ;运用油藏数值模拟分析了当前井网方式存在的问题。在此基础上 ,总结了低渗油藏井网适应性研究的一般方法 ,并指出了张天渠油田目前井网的主要不适应性因素。该项研究对其它低渗油田井网适应性研究有一定的借鉴意义。     

宝浪油田宝北区块Ⅰ—Ⅱ油组合理注采井距研究

宝浪油田宝北区块储层渗透率低,Ⅰ—Ⅱ油组当前注采井距为260 m,难以建立有效驱动体系。应用启动压力梯度法、低渗透油藏经验公式法和压力恢复测试法,对研究区技术极限合理注采井距进行了研究,3种方法计算的合理注采井距分别为174,170和168 m。分析宝北区块Ⅰ—Ⅱ油组调整井新井投产或老井上返补孔初期产油量统计结果可知,平均单井初期产油量约为6 t/d,现有井网条件下单井控制石油地质储量为0.93×104t,利用经济井网密度对研究区的合理注采井距进行了研究,在油价为70美元/bbl时,经济极限井网密度为35口/km2,合理注采井距为169 m。     

巨厚块状砂砾岩底水油藏合理注采井网研究

雷64断块为巨厚块状砂砾岩底水油藏，利用油藏数值模拟方法，通过转注顺序、注采井数比、合理注采井距和采油速度的研究，认为注采井距是影响该油藏注水开发效果的重要因素．采用分采分注方式，能够保证注采井距、注采井数比和采油速度的合理性。     

注采井数比对水驱采收率的影响

在深入、系统地研究不同面积注水井网下注采井数比、平均每口注水井控制含油面积单元、井网密度三个特征参数之间理论关系的基础上, 建立起注采井数比、井网密度与水驱采收率计算关系表达式, 进一步完善水驱采收率的研究方法, 同时也为深入研究这一问题提供一条新思路。文中应用该关系表达式对双河、下二门、魏岗三油田进行实例计算, 并就增加可采储量构成进行定量分析。结果表明, 该方法理论基础扎实、物理意义明确、简单实用、易于掌握。     

断块油藏合理产能及注采井数比计算方法和应用

本文综合运用油藏工程数值模拟和数理统计方法，提出了断块油藏油井合理产能和水井合理吸水能力以及最优注采井数比的确定方法及计算公式。最后将研究成果用于指导大港枣园油田Z43断块的开发调整，取得了较好的开发效果。     

利用启动压力梯度计算低渗油藏极限注采井距

从低渗储层单相渗流机理室内研究可以得到实测启动压力梯度;依据启动压力梯度的非线性渗流方程,并通过实验数据的统计拟合得到了低渗透储层启动压力梯度与流度的幂函数关系式。结合低渗透油藏渗流理论和低渗透油田实际,得到了低渗透油藏确定极限注采井距的公式和不同生产压差下极限注采井距与渗透率的理论图版,可为低渗透油田开发确定合理井网密度提供理论依据。     

高含水后期三次加密调整优化布井研究

针对萨北开发区北三区东部三次加密调整剩余油具有性质更差，平面上分布很不均衡，纵向上高度分散的特点，提出了合理划分布井区域，均匀布井，逐井扫描，局部调整，分步实施的三次加密调整总体思路和优化布井方法，研究解决了合理井网密度，注采井距，注水方式，老注水井排除近如何布井和如何与原井网，三次采油井网及注采系统调整有机结合的问题。     

水驱油田开发后期井网密度的确定

在总结前人研究的基础上,推导出一种计算投入开发若干年后的油田(油藏)合理井网密度和极限井网密度的方法。该方法不仅考虑了投资、逐年管理费用和原油销售收入的利息,还充分考虑了注采井数比、剩余油分布、油田递减率等因素。该方法可对投入开发后的油田井网是否加密进行论证,使决策者最大程度地避免投资风险。     

早期注聚合物五点法井网密度的多目标优化

早期注聚合物对于海上油田和国外开发区块十分必要,鉴于油田地质情况的复杂性,原来的单一因素优化已经不再适用.以五点法井网为研究对象,综合考虑油藏和经济双重目标,以聚合物溶液浓度、注入井注入能力、生产井产液能力及生产时间为限制条件,通过理论方法和经验回归,建立了以早期注聚合物累计采出量和净现值流量为目标的多目标优化模型.结合油田区块实例,通过用适应函数算法得到井网密度的优化解.将多目标优化的合理井网密度与单一目标下合理井网密度进行比较,结果表明,多目标优化方法适用性更强,更适用于五点法井网早期注聚的研究.     

中轻质油田注聚可行性及注采井网优化研究

目前海上油田注聚主要应用在稠油油藏,在渤海的中长期规划中,计划对中轻质油藏实施注聚,所以为了提高中轻质油藏的采收率,对中轻质油藏的注聚模式进行研究。本文主要应用含水率注采井数比关系曲线,无因次采液指数曲线和油藏数值模拟的方法分析中轻质油藏注聚时机、井网对注聚效果的影响。然后通过实际模型来进一步研究BZ油田注聚后的增油量以及降水效果。结果显示BZ油田注聚时机在含水率为80%以后,且目前井网不能满足直接注聚的条件。通过研究得出,中轻质油藏开发晚期实施注聚效果更好,并且应按照剩余油分布的规律来调整注采井网。     

油层注采系统调整方法

南一区高台子油层于1988年投入开发，初期采用250m井距反九点法面积注水井网开发，共有油水井358口，其中采油井290口，注水井68口，注采井数比1：4．26。1996年进行第一次注采系统调整，转成不规则五点法面积井网，注采井数比提高到1：2．12，注采关系得到一定完善。随着开采时间延长，由于井网不规则，造成平面矛盾突出，水井调整难度大，区块含水上升和自然递减快。为此，2004年对该区进行了第二次注采系统调整。     

鄯善油田中含水期注采压力系统建立与评价

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内,才能使注采压力系统在中含水开发期内保持动态平衡。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一定的应用价值。     

蟠龙油田特低渗油藏合理井网井距研究

蟠龙油田属于特低-超低渗储层,非均质性强,油井单井产能低,迫切需要研究合理的注采井网井距,提高油井产量。首先计算了考虑变形介质和启动压力条件下的合理注采井距,然后从注采平衡的角度提出了合理的井网形式,根据裂缝特征分析了合理的井排方向,最后综合考虑了极限井网密度、最终采收率和单井控制可采储量,得到了合理的井网密度。研究结果表明,蟠龙油田合理的注采井距为350~400 m,排距100~150 m,合理的井网形式为菱形反九点面积注采井网,合理井排方向为NE66°~NE75°,合理的井网密度为25口/km2。     

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。     

赤岸油田韦2断块低渗透油藏的高速高效开发

赤岸油田韦2断块为整装低渗透一特低渗透油藏.开发初期,根据类比法和综合经济评价法,综合测算了井网指数和合理井网密度,选择了较为合理的开发井网,实施注采同步开发.在开发中,针对储层特点,实施了有效的储层改造措施,并且及时完善注采井网,注水开发后油田保持着良好的高产稳产态势,连续6年采油速度稳定在1.9%～2.0%,综合含水率控制在3.0%以内,各项指标均达到理论预测值.     

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。