计算油井措施真实增油量的新方法

油井措施投入决策是油藏经营管理中的重要内容,矿场上现行的措施增油量计算方法存在明显不足,在很多情况下不能正确反映每次油井措施的真实增油量,严重影响了油井措施效果和效益分析评价工作的进行。本研究提出了油井措施真实增油量的计算方法,新方法考虑了不同日期实施的措施间的相互影响,并可进行任意时间段内的措施增油量分析,以大港某油田2002年56井次9类油井措施的计算为实例,证明新方法客观、真实地反映措施的实际效果和措施的实际经济效益,有助于科学指导措施投入决策,以效益的观念经营管理油藏。     

油井增产措施增油量计算通用模型

油井增产措施增油量的准确计算, 是客观真实地评价油井增产措施效果和措施经济效益的基础。针对当前矿场计算增产措施增油量算法的不足, 从增产措施增油量基本概念出发, 考虑矿场应用中存在的各种可能性, 推演出了油井增产措施增油量统计计算通用模型。该模型综合考虑了措施前产量递减、 同井前后多次措施效果叠加、 措施未失效效果预测等情况, 可以较为准地计算增产措施增油量, 客观地评价措施效果, 从而为油田增产措施优化决策提供更为可靠的依据。     

油田开发中后期措施投入经济效益预测及后评价研究

油田开发中措施产量受人为控制因素的影响最大。通过对影响油井措施效益的诸多因素综合分析,引用措施增油量函数关系式,在不同油价下用措施增油量和措施费用2个指标,运用经济评价理论——盈亏平衡原理,研究提出了不同油价下措施最低增油界限公式和措施井最低增油界限效益动态评价标准模型图版。以2010年在尕斯库勒E31油藏作业的16井次压裂措施井为例,论证了该方法对措施优选的预评价效果。     

一种确定压裂选井原则的简单方法

在油田开发中，经济效益始终被经营者放在首位，由于油井压裂的费用相对较高，所以在措施前需进行产量预测。根据压裂的措施投入、原油生产经营费用和压裂后的累计增油量确定了压裂措施边际成本，将油井压裂后的边际成本与当前市场原油价格相比，以不亏本为前提条件，得出油井压裂后以累计增油量为因变量的盈亏分析模型，由模型计算出边际成本等于国际市场原油价格时的临界累计产量；根据油田特定区域已压裂井的生产数据，利用数理统计分析理论，在压裂工艺等参数不变的条件下，用油田常用的参数（地层压力和油层改造厚度），可以确定在该区域油井压裂后累计增油量预测公式，由该公式预测出油井压裂后累计增油量，把预测累计产量大于临界累计产量作为现场压裂的选井原则。参２（郭海莉摘     

海上油田聚合物驱最低增油量评价方法研究

确定聚合物驱增油量是海上油田聚驱效果评价和经济效益分析的关键,一般情况下,采用数值模拟方法计算聚驱增油量,但计算结果与实际情况存在一定误差,且结果过于乐观.为了提高海上油田聚驱投资效益、降低聚驱开发风险,文章从聚合物驱最低增油量理念出发,利用油藏工程理论总结出四种计算方法,并以渤海锦州9-3油田为例进行了计算和对比分析...     

油田增产措施评价方法研究及应用

文章阐述了增产措施评价方法,运用油田产量的典型递减规律(指数、双曲、调和)对油井产量进行拟会,并确定出措施后的递减趋势,以此为基线,计算措施后实际产量的增加值,定为该措施的增油量,从而使措施增油量的计算较为客观,为正确评估措施效果提供了方法。     

措施油井经济有效期研究

准确地确定由措施油井带来的收益是措施项目经济评价的基础,而措施增油量是计算措施收益的依据.要准确地计算增油量,就应首先确定一个合理的措施有效期.本文从经济效益的角度考虑如何合理确定措施的经济有效期.     

微生物驱油技术在克拉玛依油田的应用

选取新疆克拉玛依油田井块,利用自主筛选的具有显著降粘特性的稠油降粘菌株BT-003进行微生物采油的现场应用试验。现场共应用10余井次,累计增油量达1 500多吨,措施有效率达85%,油井增油效果明显,降低了生产成本,施工方便。     

油井压裂效果分析方法

从油田开发规律的前提出发，用Ｌｏｇｉｓｔｉｃｃｕｒｖｅ和广义递减模型，对油井压裂后的最终可采储量、阶段累积产油量及累积增油量、某一时间的日产油量及日增油量、压裂投资回收期等开发指标的预测方法进行了探讨与分析。并用某油田６口同期压裂井的实际生产数据，做了以上开发指标的实例计算，拟合结果与实际生产动态数据误差较小。计算结果表明：人工压裂不仅可以提高阶段采出程度，同时也可增加最终可采储量。该方法亦可用于其它油井增产措施效果评价中     

最低合理单井日产油量的分析方法

本文应用油田开发工程经济学的基本原理,论述了最低合理单井日产油量的概念,分别叙述了溶解气驱及水驱开采的油田最低合理单井日产油量的确定方法,提出了五种计算最高允许采油成本的方法,论述了综合考虑单井日产液量、含水百分数、单井日产油量和最高允许采油成本,确定最低允许单井日产油量和油井最高允许含水百分数的计算方法;最后,利用最低合理单井日产油量的概念,提出了计算单井控制石油地质储量最低界限的计算公式及其理论依据。     

油气勘探工作运行质量评价方法初探

由于以投资计划形式为主的勘探管理和评价方法不能完全反映油气勘探工作运行的特点,提出了“油气勘探工作运行质量”的概念及其评价内容,认为应将油气勘探工作作为一个整体系统,加强其运行质量的评价。通过对勘探生产各要素进行相互关联的全方位分析,包括工作进度及效果、地震、探井、储量等工作运行情况、探井工作量与储量增长的关系、当前工作对未来勘探发展影响等方面进行评价,将有助于认清当前的勘探水平和工作重点,准确把握工作节奏以及未来发展能力和趋势等,对于提高勘探工作的分析水平和管理水平都会起到积极的支持作用。     

超浅层稠油水平井注采工艺的研究与应用

针对井楼油田超浅层稠油水平井原油粘度大、储层胶结疏松、出砂严重、造斜点浅、井斜变化率大以及方位角大的特点,研究应用了滤砂管挤压防砂完井工艺、隔热注采一体化工艺、大斜度抽稠泵抽油工艺,先后在楼平1井等5口水平井进行了现场试验,施工成功率为100%,平均累计增油2683.1t,平均油气比0.321,平均有效期596d。实现了稠油有杆泵人工举升最大井斜角达72.95°,最大位重比2.59。现场应用证明,该技术能够达到超浅层稠油水平井注采的要求,很好地解决了超浅层稠油水平井的开采难题,具有广阔的推广应用前景。     

濮城油田沙一段油藏CO2/水交替驱提高采收率试验

水驱废弃的高温高盐油藏,化学驱提高采收率的发展受到限制,为了探索进一步提高油藏采收率的新途径,在濮城油田沙一段水驱废弃油藏开展了CO2/水交替驱先导试验。通过细管实验确定了该区CO2驱的最小混相压力,利用长岩心物理模拟开展了完全水驱后CO2/水交替驱替实验。结果表明,该区注CO2的最小混相压力为18.42 MPa,目前油藏条件下,CO2/水交替驱可提高采收率35.89%。现场优选了1个井组开展先导试验,生产动态资料表明,地层压力保持在最小混相压力之上,产出油质变轻,驱替达到了混相,单井最高增油量16 t/d,采出程度提高5.15%。研究表明,CO2/水交替驱可以获得比水驱更高的采收率,试验规模可以进一步扩大。     

A new correlation for predicting the minimum miscibility pressure regarding the enhanced oil recovery processes in the petroleum industry

Miscible gas injection is a promising technique to enhance the oil recovery from petroleum reservoirs. Natural gas is usually injected because of consistency between the gas and reservoir fluid composition and accessibility of the injected fluid. In this work a new correlation is presented for accurate prediction of the required minimum miscibility pressure (MMP) for multicontact miscible displacement of reservoir petroleum by hydrocarbon gas injection. Accurate estimation of the MMP is required for optimal design of recovery systems and optimization of the production economics. It is shown that the presented correlation is very accurate and reliable for predicting the MMP over wide ranges of oil and gas compositions. Comparison of the suggested correlation with the most important existing correlations shows that the presented correlation outperforms the other alternatives both in accuracy and generality.     

薄层底水油藏排水采油技术影响因素研究

系统研究了油藏地质参数与排采工艺参数对薄层底水油藏排水采油技术的影响,定量分析了各因素的作用机理及影响规律。研究表明,排水采油技术对于垂直水平渗透率比较小、底水能量较弱的薄层底水油藏适用性较强;隔夹层从距离油水界面-7.5~7.5 m变化时,排水采油累计产油量呈现缓慢增加—迅速减少—逐渐增加的变化规律,而累计增油量则呈现缓慢增加—迅速减少—迅速增加—逐渐降低的变化规律;当隔夹层中部位于排水井射孔位置时,隔夹层半径的增加有利于排水采油井控水产油,但位于排水井射孔位置以上时,累计产油量先减少后增加,排水采油增油量不断降低;采油井射孔位置越接近油水界面,排水采油增油量越大,产油量越小;最佳射孔打开程度为50%左右;排水层位距离油水界面不宜太远;排水速度与产液速度并非越大越好。研究结果可为现场合理实施排水采油技术提供参考依据。     

海上油田同井注采一体化技术研究与应用

针对海上油田采油平台油井投资高、井间距大、井槽数量少的特点,在充分进行国内外调研的基础上,通过研制适宜的工艺管柱及配套的井下工具,研发了同井注采一体化技术,包括同井注气采油、同井采油注水、同井采水注水和水聚分注技术,可以把原来的1口井变成2口井,在不增加新井的前提下成功缓解了海上油井数量对油田增产的制约,节省了油田钻井和平台建设的开发成本,降低了油田生产投资风险,为油田产量快速增长和节能减排(减排污水、CO2减排)等方面做出了贡献,并在现场应用中获得显著的经济效益。     

A comparative analysis of two methods of wax treatment for a waxy oil in Southwest Trinidad

When oil flows into the wellbore, pressure, and temperature decreases. This causes paraffin (wax) to precipitate into the oil and to deposit in production tubings, which negatively affect oil production. Wax deposition can be mitigated by the application of passive energy waves or chemical solvents. In this study, both methods of wax treatment were tested on a waxy oil well in Trinidad. Production outputs and economics showed that chemical solvent injection was the more feasible method. However, passive energy wave application enhanced oil properties, oil-water separation and showed notable success in preventing wax deposition.     

机械采油井井口压力确定方法研究

机械采油井井口压力与诸多因素有关，其大小对地面油气集输系统投资、能耗和采油系统功率消耗有较大影响。为使总体效益达到最佳，综合考虑集输系统和采油系统，以集输系统的投资、能耗和采油系统的功率消耗最小为目标函数，以采油井井口压力、集油管线温度、掺水管线的温度和压力、管径取值范围为约束条件，建立了整体优化数学模型。该模型属非线性规划问题，可采用直接序列二次规划法进行求解。所编制的软件用于实际，可减少投资和能耗。     

官104断块提高采收率配套措施研究

为了提高油田的最终采收率和经济效益 ,在油田开发后期 ,对各种采油工艺措施的合理配置进行了系统研究。首先对油田开发效果进行评价 ,明确油田剩余潜力并指明措施方向 ,然后建立措施配置目标、规划数学模型、求得年度措施工作量 ,最后考虑油田每口单井的具体地质状况和生产状况 ,将各措施工作量落实到单井 ,并对措施整体实施效果做出预测和评价。本方法已在大港油田官 10 4断块成功应用。     

Modeling of oil production by gravity drainage

Gravity drainage is one of the most effective mechanisms of developing an oil field because of high oil recovery yielded. There have been several models to characterize and model the process of gravity drainage. However the existing models do not work well in many cases. In this study, an analytical model was developed to determine the ultimate oil recovery by free-fall gravity drainage. This model demonstrates clearly the effect of capillary pressure on ultimate oil recovery. The ultimate oil recovery increases with the decrease in entry capillary pressure and the increase in pore size distribution index. The model was modified based on the ultimate recovery model to match and predict oil production. The model was tested against experimental, numerical, and field data of oil production by free-fall gravity drainage. The results demonstrated that the modified oil recovery model could work satisfactorily in the oil–gas cases studied. Initial oil production rate, entry capillary pressure, and average residual oil saturation can be estimated using the oil recovery model. An approach was also developed to infer capillary pressure curves from the oil production data by free-fall gravity drainage.