CH3断块边底水控制数值模型及油藏数值模拟研究

根据CH3断块的油藏特征．对底水锥进数值模型及油藏数值模拟进行了研究。分析了边底水控制政策界限．探讨了合理井距、初始极限产量、极限生产压差、射孔厚度比例、射孔方式等底水油藏开发的影响因素．并对该油藏的合理开发提出了相应指导性建议。     

采取技术措施 挖掘老区潜力 努力搞好断块油田开发稳产

根据中原油田不濮凹陷13个油区和数十个开发区块的现状及存在问题，将其划分为5种类型，并有针对性指出了挖潜方向和稳产措施，对于已投入开发的断块油田老区如何实现稳产，是个有益的借鉴。     

影响砂岩底水气藏开发动态的因素研究

以永21断块为例,利用数值模拟方法分析了采气速度、垂直/水平渗透率比(kv/kh)、底水能量、井距、射开程度等参数对砂岩底水气藏开采效果的影响,同时对隔层大小及位置对底水上升速度的影响进行了精细模拟研究。研究表明:在选择合理射开程度、井距、采气速度的基础上,利用隔层对延缓出水的作用,应该立足于均衡开采,使底水以平托方式推进,才能获得最佳的开发效果。研究结果为改善气藏开采动态提供了理论依据。     

复杂岩性多底水断块油藏合理开发方式研究

研究了复杂岩性和多套油水系统、断块油藏的合理开发问题。以实际油藏为例，通过各油井开发差异对比分析、不同油水系统动用差异分析，找出影响开发效果的因素。研究认为，对于复杂岩性多底水小断块油气藏，制定合理的油井工作制度，采用适当的采油速度，依靠底水天然能量，采取一套井网同样可以取得较好的开发效果。同时，老井侧钻既能挖掘井间及高部位剩余油，完善井网，又能有效控制底水锥进，是复杂底水小断块油藏经济高效开发的措施方法。该研究对于多油水系统、多岩性油藏合理开发方案制订及提高其开发效果具有重要意义。     

夹层对底水油气藏开采影响的数值模拟研究

运用数值模拟方法讨论了垂向渗透率、夹层位置、水平渗透率及采油速度的影响。结果表明．垂向渗透率越大．夹层位置越靠近油水界面．初始采油速度越大,夹层抑制底水水侵的作用越小,底水油藏的开发效果越差。在油水界面之上的夹层可以有效的抑制底水锥进．提高底水油藏的开发效果。     

平湖凝析气藏放一断块产水动态特征研究

针对平湖凝析气藏气井出水问题,依据气井动态测试资料,将出水气井划分为明确出水层位和不明确出水层位两类气井,分别分析了其出水机理和产水动态规律:明确出水层位气井的产出水来自其他断块的水层,其带水生产能力与产水气层的产气比例具有良好的相关关系,出水气层的产气比例越小,气井的带水生产能力越高,反之则带水生产能力越低;不明确出水层位气井的产出水是异常高温高压边水凝析气藏的地层水在生产过程中转成水蒸气后的凝析水。随着开发的进行在边水水体与生产井之间形成3个不同的凝析水饱和流动区,根据凝析气藏地层水气化饱和模式和饱和凝析水生产水气比与压力关系曲线,可以进行气井产水类型的判断和地层水出水风险的预报。      

开采速率和水体规模对水驱砂岩气藏动态的影响

不同的开发方案会使水驱气藏的视地层压力曲线出现上翘、下凹或直线段，而并非必然出现上翘。利用数值模拟方法分析胜利油田永安断块采气速率和水体规模对砂岩底水气藏开采动态影响的结果表明，传统的物质平衡认识只适用采气速率低、水体规模大的情况；在采气速率高和水体规模小的情况下，水驱气藏视地层压力曲线可能会向下弯曲，而在特定的采气速率和水体规模时，视地层压力曲线呈直线。因此，仅根据视地层压力曲线可能会错误判断气藏的驱动类型。还研究了采气速率和水体规模对气藏最终采收率的影响．认为在一定采气速率下生产，有相当一部分产气量需在含水期产出。图6表3参15     

底水油藏加密调整对策

基于物质平衡和底水锥进原理,提出了一种计算底水油藏油井水锥体大小的方法,该方法简便实用,易于现场操作。实例应用结果表明,该方法对于底水油藏的加密调整,具有一定的指导意义。     

考虑启动压力梯度的低渗底水气藏见水时间预测

由于存在启动压力梯度,低渗透底水气藏中的水锥动态不同于常规底水气藏,因而利用常规预测公式计算气井见水时间,其计算结果肯定与真实情况有偏差。建立了底水气藏的水锥过程模型:气井钻开部分气层,射孔段为平面径向流,射孔段以下为平面径向流和半球面向心流的组合。依照该模型,假设储层水平、均质、等厚且具有各向同性,水以活塞方式驱气,气、水的密度和黏度均为常数,气水界面内外的压力梯度相同,忽略重力和毛管力。在此假设条件下,推导出了考虑启动压力梯度的低渗透底水气藏气井见水时间预测公式。将该公式与Sobocinski-Cornelius方法进行了实例计算对比,发现该公式计算的见水时间更接近于实测值;且利用推导出的预测公式计算的见水时间随着启动压力梯度的增加不断缩短,这符合定产量生产条件下,启动压力梯度越大则井底压力越小,底水与井底之间的压差越大,从而更容易发生底水锥进的实际情况。      

复杂断块油田的油藏类型和开发特点与开发方式

复杂断块油田的高效开发，在我国具有重要的意义、。本文论述了复杂断块油田的油藏类型和相应的开发特点与开发方式。     

底水油藏化学堵水技术的应用

周庄油田周43断块是一边底水能量较充足的水压驱动油藏,由于该区块油藏规模小,边底水活跃,油井含水上升幅度大,产量递减块。机械式卡堵水卡封位置为井筒,对油水同层及底水锥进的油藏不能进行卡堵,相比而言化学堵水几乎可以应用于各种油藏,具有堵剂类型选择范围宽广,封堵半径大等特点。因此根据周43断块的油藏特征,选择了用无机沉淀型堵剂对该断块的周43—12高含水油井进行了化学封堵,实施后取得了较好的增油效果,为底水油藏稳油控水提供了新的思路。     

复杂断块油藏断层封闭性研究

油气在运移过程中遇到断层，由于断层两侧岩层排替压力差别足够大，油气便停止运移而聚集成油藏；断层两侧油藏特征不同，油水关系，温压系统、流体性质等存在一定差异，这个差异表明了断层封闭性。     

断块油田储层横向预测方法

储层预测技术在我国东部许多油田的应用中取得了明显的效益，本文对复杂断块油田储层横向预测技术做了一些探讨，提出了在断块油田的储层横向预测中首先对层位进行精确标定，然后利用地震波在剖面上的振幅、频率、波形特征以及储层的厚度、层速度等变化特征对储层作出横向预测的方法，在实际应用中取得了较好的效果。     

吐哈盆地红南边底水油藏开采机理模拟

利用数值模拟方法对吐哈盆地红南边底水油田的开来机理及影响开采效果的主要地质因素和流体性质进行模 拟计算,其主要地质因素和流体性质因素有：沉积韵律、垂向渗透率与水平渗透率比值、原油粘度、油水流度比、水油密 度差。该项研究成果可为红南油田合理开发技术对策制定提供依据,亦可为同类油田开发提供借鉴。     

注水断块油田水平井开采剩余油数值模拟

应用多功能模型，对用直井注水开采的断块改用水平井开采剩余油效果进行了油藏数值模拟。采用正交设计确定了影响因素的组合与计算的数目，研究结果表明，水平井布在靠近直井生产而井而远离直井注水井时，开采剩余油的效果最好，原油粘度，水平井在平而上的位置，水平井在油层中的行政垂向位置，油水相对渗透率曲线类型水平渗透率与生趣渗透率的比值对水平井开采剩余油的效果有明显的影响。     

文215断块滚动勘探开发新认识

针对复杂断块油气田构造复杂，具多套含油气层系等特点，必须有一套适合于这种地质条件的勘探开发方法，本文介绍了中原油田文２１５断块滚动勘探开发的主要思路，作法及效果，并说明滚动勘探开发一体化是复杂断块油气田实现少投入，多产出，早回收的一种最优化的程序和方法。文２１５断块的成功开发，为其它复杂断块油田所借鉴。     

复杂断块油藏井网密度计算方法

目前，国内外计算井网密度的方法较多，一般是从简单油藏开发过程中总结而来，对于复杂断块油田而言，计算效果并不理想。本文通过概率分析方法，对不同复杂程度开发单元进行研究，建立了一种适用于复杂断块油藏开发中、后期调整的井网密度计算方法，并结合开发动态参数给出了方法的简化计算公式。     

大民屯凹陷静52断块油藏裂缝参数研究

目的：对辽河坳陷大民屯凹陷静５２断块油藏宏观及微观裂缝分布特征，裂缝密度及裂缝的有效性进行研究。方法：通过古地磁定向、岩心裂缝的分形描述、ＣＴ层析扫描分析及岩石物理模拟研究，对静５２断块油藏裂缝恢复至地层围压条件下的各定性参数、定量参数和物性参数进行全面描述。结果：该区主要发育受岩性和断层控制的３组高角度张性裂缝，它们控制了油气的分布与渗流系统。随着岩石中暗色矿物减少，裂缝密度变大，连通性变好，充     

底水油藏射孔优化设计

为了优化底水油藏的生产参数，研究了不同产量时射孔长度的优化方法。采用球面流和径向流相结合的模型推导了临界产量和无水采油量的计算公式，分别以临界产量和无水采油量为标准，对胜利油田桩西区块底水油藏上6口油井的射孔长度进行了优化设计，优化结果表明，对于底水油藏应首先按照临界产量对射孔长度进行优化设计，如果得到的最大临界产量不符合实际生产的要求，就应按照无水采油量进行射孔优化设计。研究表明，当油井产量超过临界产量后，以临界产量为标准得到的优化射孔长度会减小油井的无水采油量。