YJ油田剩余油分布规律研究

针对油田开发中油井产量低、含水高、注水不见效等问题,对YJ油田采用整体建模,并根据单井的生产动态修正地质模型,在建模基础上开展数值模拟研究.根据数值模拟结果,分析YJ油田平面以及纵向上剩余油分布特点,总结油藏剩余油分布规律,进一步认识目前水驱状况,提出调整措施.     

确定采油指数和地层压力的方法研究

为了正确使用系统试井资料 ,对用指示曲线确定油井采油指数和油藏地层压力的理论方法进行了研究 ,得出如下结论 :对于注水保持压力开采的油藏 ,油井泄油范围的外边界压力为一常数、泄油范围内的平均地层压力为一变量 ,应用指示曲线只能确定油井泄油范围的外边界压力Pe 和以Pe 定义的油井采油指数Jo(Pe) ;而对于衰竭开采的油藏 ,油井泄油范围内的平均地层压力为一常数、泄油范围的外边界压力为一变量 ,应用指示曲线则只能确定油井泄油范围内的平均地层压力 P和以 P定义的油井采油指数Jo( P)     

油水相对渗透率在八面河油田开发中的应用

油水相对渗透率是油田开发方案编制、油田开采动态预测及油藏模拟中的一项重要参数。运用油水相对渗透率理论可确定八面河油田面十四扩边区具有低渗透特性。该区储层岩石润湿性为亲水,初期含水急剧上升,高含水期上升减缓,高含水期为注水开发的主要采油阶段。     

塔河油田T705缝洞单元注水开发效果分析

塔河油田是我国西部古生界碳酸盐岩最大的整装油田,储层发育受多期构造裂缝、古地貌、古水系共同作用,储层缝洞高度发育,而且以多缝洞系统的形式彼此孤立存在。缝洞体纵横向发育不规则、不成层,井间连通性差。分析了T705缝洞单元储集体发育特点、油藏能量状况和水体特征,研究了该缝洞单元注水开发过程中油水产出的相互关系,认为象T705这种多井缝洞单元开发过程中注水可以恢复地层能量,减缓油藏因供液能力下降而造成自然递减;抬升油水界面,起到纵向驱油作用。油井见水基本符合低部位先见水高部位后见水的特征,注水效果好。     

柴达木盆地尕斯E13油藏稳油控水的研究

油藏数值模拟技术利用计算机仿真模型预测油田开发动态、再现油田开发历史、预测油田开发压力饱和度分布、预测剩余油分布规率,是油藏工程研究的一个重要手段.应用油藏数值模拟技术,对柴达木E13油藏进行开发生产指标的预测,研究E13油藏油水分布规律,为提高油田的采收率及后期油田剩余油的挖潜及开发调整,提供理论依据.     

柴达木盆地尕斯E^13油藏隐油控水的研究

油藏数值模拟技术利用计算机仿真模型预测田开发动态、再现油田开发历史、预测油田开发压力饱和和度分布、预测剩余油分布频率,是油藏工程研究的一个重要手段。应用油藏数值模拟技术,对柴达木E^13油藏进行开发生产指标的预测,研究E^13油藏油水分布规律,为提高油田的采收率及后期油田剩余油的挖潜及开发调整,提高理论依据。     

面3块沙三上开发对策研究及实施效果评价

面3块位于八面河油田主体构造带的中部,1987年投入开发。目前油井38口,日产油31 t,采油速度0.21%,自然递减率15.5%。为控制产量递减,提高采油速度,针对该区块两种类型的油藏,进行开发特征总结和剩余油分布规律研究,制订有针对性的开发对策并加以实施,取得较好开发效果。     

准噶尔盆地砾岩油藏数值模拟及剩余油分布规律研究——以一东区克上组砾岩油藏为例

针对克拉玛依油田一东区克上组砾岩油藏在中高含水后期存在的诸多问题,提出利用油藏数值模拟技术,模拟地下油藏在注水开发过程中的油水运动情况,分析剩余油的分布规律,为下一步油藏开发方案的部署做出了指导意义。从而对准噶尔盆地砾岩油藏的注水开发提高采收率及如何高效开发该类油藏提供了可靠的理论依据。     

王场油田王广区周期注水矿场试验效果的认识

王场油田王广区为薄层低渗透砂岩岩性油藏。1971年投入试采,采用不规则大井距面积井网开发。根据油田动态反映,1998年对主力油层进行注采系统调整,加密完善井网,提高了采油速度,但油井含水上升较快。为了进一步降水采油,改善注水开发效果,对部分注采井组进行了周期注水矿场试验,见到良好效果。     

海上轻质油藏薄油层单井避射方案研究与实践

为制定科学合理的海上轻质油藏薄油层采油井射孔方案，文章选取渤海南部D油田的实际参数，建立数值模拟模型，利用数值模拟手段，对油井与水平方向含油边界、垂直方向油水界面的距离以及产层厚度、储层原油黏度、储层渗透率非均质性等因素开展了敏感性分析，并对不同射孔方案的开发效果进行了对比分析。研究结果表明：当采油井与油藏水平方向含油边界的距离小于130 m时，或采油井与油藏垂直方向油水界面距离小于3 m时，最佳避射厚度随边界距离的减少而增加，随地层原油黏度降低而减少；射开层段内的渗透率极差应控制在7.0以内。据此形成了一套海上薄油层单井避射图版，指导了D油田射孔方案的实施，投产后无水采油期长达7个月，实践证明该图版对此类油田控水稳油具有重要指导作用。     

注水开发中后期油井效益评价技术

针对油井注水开发中后期综合效益变差的问题 ,根据经济盈亏分析原理建立一种油井生产效益状况评价数学模型 ,用以进行油井的综合评价及指导挖潜。实例表明 ,应用该技术有助于改善油田开发效果 ,提高综合效益。     

影响河南油区调整井固井质量的因素及对策

调整井固井质量差对油田细分层开采有严重影响。在河南油区影响调整井固井质量的主要因素有注水井高压,层间压差大以及泥浆的性能等。有针对性地提高固井质量的工艺技术,可以解决调整井固井质量差的难题。现场实际施工表明:控制地层因素动态干扰、使用屏蔽暂堵技术、调整泥浆性能、优化固井设计等可以明显提高调整井固井质量。     

流量计找漏技术在濮城油田的应用

濮城油田开发时间长,井下套管腐蚀严重,井漏现象十分普遍.由于常规找漏技术难以准确确定油井的漏失位置及漏失量,因而有必要应用新的找漏工艺.介绍了流量计找漏工艺的主要设备和找漏解释的具体方法.此外,还针对濮城油田油井高温的实际情况,提出了对流量计找漏设备及工艺相应的改进措施,提高了找漏设备对井温的适用范围.将流量计找漏工艺技术应用于濮城油田濮53块3-182的找漏实践中取得了较为满意的效果.目前该技术已经在濮城油田得到了较为广泛的应用.     

适于稠油热采井的高温固砂技术研究

八面河油田部分区块油稠,出砂严重,机械防砂方式无法满足生产需要,而稠油开采中注汽温度高,普通化学固砂方法难以在高温条件下保持固砂作用。研究开发适合稠油注汽开发过程的高温固砂剂,运用在现场中效果较好。实践表明,该高温固砂技术封堵强度高、固砂性能好、对地层损害小,反应易于控制、工艺简单、使用安全,能较好地解决注汽开采的稠油井的出砂问题。     

八面河油田面12区提高采油速度改善开发效果分析

胜利油田八面河油田面12区是典型的高粘、高渗、高孔隙度油藏。目前该区块平面、层间和层内非均质性严重,储量动用不均衡;主力油砂体水淹严重;井下技术状况恶化,开井数减少,注采井网不完善。沙三上段主要从控制自然递减率及降低综合含水入手,通过注水调整,层间、层内剩余油挖潜及非主力油砂体挖潜来改善开发效果;沙三中段目前存在的主要问题是综合含水高,下步工作重点是完善局部注采井网,控制综合含水;沙四段主要问题是油水井井下技术状况恶化,注水效果差,地层能量不足,日产油量下降,下步工作重点是完善注采井网,保证注水井正常注水。     

采油仿真培训系统的设计与实现

从新疆油田对采油工种的职业培训需求出发,本着职业技能培训与鉴定相结合、实训装备的硬件与技能训练仿真软件相结合的思想,对采油仿真培训系统设计进行了深入的研究,并实现了该系统。首先分析了采油仿真培训系统的总体结构,详细讨论了注采模拟培训系统、油田生产动态管理模拟培训系统、技能鉴定与培训考核系统、采油自动化仿真培训系统的功能,最后给出软件系统的实现。本系统实现多媒体教学课件用于采油工程培训、利用采油自动化仿真模拟软件实现操作技能培训,满足了油田生产培训现代化的需要。     

注水开采高渗砂岩油藏井网优选数值模拟研究

考虑到油藏为多孔介质, 根据渗流力学原理, 建立水驱油多孔介质流固耦合换热控制方程, 对同一油 藏布置不同的井网进行数值模拟, 定性分析了采油过程中的压力、 剩余油分布规律, 以及不同体积分数区间内剩余 油的分布情况, 定量分析了剩余油的体积分数以及采油时间不同时的采收率。研究结果表明, 采油时间为5~9a 时, 剩余油的分布情况主要在死油区发生变化, 采收率变化平缓; 当同一油藏布置的井网不同时, 采油量也不同, 采 油量从大到小的顺序为5点法、 9点法、 排状法; 当注水强度保持不变时, 从采收率的角度看, 5点法井网最优。     

塔河三叠系下油组河流相储层夹层成因类型及其分布规律

综合利用岩芯、测井资料,结合典型地区地质统计学特征,对塔河三叠系下油组河流相夹层成因类型及其分布特征进行研究。结果表明:根据成因类型下油组夹层分为单元间夹层及单元内夹层,只有单元间夹层是井间可对比的,对抑制底水锥进具有重要作用;根据夹层岩性类型及其岩电响应特征将夹层分为泥质、钙质、低渗透夹层;泥质夹层延伸较好,为主要夹层类型;下油组划分出11个延伸较稳定的夹层,但在目前井网下井间是不连续的;下油组夹层密度平均为0.14,夹层频率平均为0.07,夹层总体不发育,夹层平面分布大体呈北东、南北向分布,其宽厚比为1:80～1:100,波及宽度为200～500m。明确夹层分布特征对指导该区底水油层注水开发有着重要意义。     

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油气藏注水替油开发研究

塔河油田奥陶系碳酸盐岩缝洞型油藏非均质性强、油水分布规律差。部分高产井易水淹或产量大幅度递减。在生产实践中,发现部分单井在压井后,压力明显上升、可以恢复部分产量。分析奥陶系碳酸盐岩缝洞型油藏储层特征,研究注水开发的地质影响因素,并通过对注水替油的机理研究,结合现场单井注水替油和多井缝洞单元注水替油的实践,来分析选井、选层及注采参数的影响,评价注水替油开发效果,优化注水方案设计,是为了使注水开发在塔河碳酸盐岩油藏的推广应用,以便提高油田采收率。     

稠油油藏注蒸汽开发井间汽窜描述与影响因素

稠油油藏在注蒸汽热力采油过程中,井间一旦发生汽窜,导致蒸汽无效循环,将严重制约蒸汽波及体积的扩展和原油采收率的提高。用二维可视化实验装置,研究稠油油藏注蒸汽开发过程中的汽窜现象以及剩余油分布特征,再利用数值模拟方法研究井间汽窜的影响因素。结果表明,多孔介质中蒸汽的推进实际为蒸汽驱动冷凝水与变温热水驱动原油的渗流过程;驱动前缘以外,油藏温度逐渐降低,呈现常规非活塞水驱油特征,水的渗流速度快于原油,呈现明显的突进现象,窜流通道两侧留有大量剩余油,注采井间汽窜时的平面波及系数仅为43.16%;而在热波及区域内,存在绕流残余油与角隅滞留油。影响井间汽窜的主控因素包括：井位与高渗带位置关系、平面非均质性、厚度、原油黏度、注汽速度等。