海上油田合理油水井数比计算新方法

借鉴陆上注水开发油田合理油水井数比计算方法,考虑海上油田高速产液条件下实际生产控制条件及平台液处理能力,建立了一种适合于海上油田合理油水井数比计算的新方法。对比已有的多种计算方法,结果表明,考虑产液量的限制对计算结果影响最大,其次是注采不平衡时注采比的影响,流体物性影响相对最小。海上油田合理油水井数比计算方法同时也为海上新油田开发方案设计及在生产油田调整方案设计中经济合理液处理能力的确定打下基础。     

水驱开发油田合理油水井数比的计算

根据水驱开发油田合理油水井数比和注采比的准确定义,由极值原理,详细推导了油水井地层压力相同和不同时油田合理油水井教比的计算公式.该公式不仅适用于注采平衡条件下油田合理油水井数比的计算,亦适合干非注采平衡条件及低渗透油田合理油水井数比计算.以往采用的算法均存在缺陷:"吸水、产液指数法"建立在注采平衡基础之上,"吸水、产液...     

大庆外围油田油水井清防垢技术

针对大庆外围低渗油田油水井结垢严重的状况,开发了油水井清防垢技术。注水井清垢解堵剂是侧重解无机垢堵塞的多功能综合解堵酸液,对碳酸盐垢的溶解率达98.57%,对储层岩心的溶蚀率为13.85%,在外围各油田160口井应用,成功率96%,有效期1年以上,单井平均日增注44 m3,注水压力平均降低0.7 MPa。注水井防垢剂Ⅰ由有机磷酸盐、垢分散剂、铁离子络合剂等组成,加量30 mg/L时1~5天防垢率均为100%;在榆一联13口井使用,1年后平均注水压力仅上升0.8 MPa,平均视吸水指数仅下降0.06 m3/d.MPa,即3.70%;在1口加剂井1400 m(45℃)、1600 m(55℃)、1800 m(65℃)处挂片1年,测得结垢速率分别为0、0.0025、0.0062 mm/a,以3口对比井相应平均值为基准,防垢率分别为100%、97.15%、94.21%。油井清防垢剂ES为含有无机、有机溶剂、渗透剂、螯合剂、防垢剂等多种组分的油包水型乳状液,对油井垢的平均溶蚀率>90%,加量10~50 mg/L时对碳酸钙、镁垢的防垢率均大于HEDP;通过油套环空加入37口结垢井,加量200 kg,加药周期1个月,使检泵周期延长至1年以上。表6。     

清防垢工艺技术在大庆外围低渗透油田应用研究

针对大庆外围低渗透油田油水井结垢现状，从结垢机理研究入手，本着先研究其结垢成因、再研究处理措施的总体思路，详细分析了油水井结垢机理，实验研究了温度、压力、地层水矿化度、注入水的流动状态等因素对结垢的影响，得出了大庆外围油田油水井井筒、地层中的结垢量及结垢规律。在此基础上，根据垢的类型和成因，研究了相应的油水井清、防垢剂配方及施工工艺，现场试验取得了较好的效果。     

大庆外围油田开发井解释评价方法

大庆外围油田受构造、岩性及断层等因素控制,油水关系复杂,录井综合解释难度较大。一方面为提高油田扩边区的构造特征、砂体展布、油藏类型及产能特征的认识,实现油田的滚动扩边开发和提交探明储量,需要开展油藏评价工作,另一方面主体区块经过多年注水开发,层间、层内矛盾突出,各类储集层动用状况存在较大差异,为提高精细储集层描述技术水平,需要开展水淹层解释评价工作。针对不同的开发对象配套了相应的录井技术,油水层解释录井项目为综合录井、地质录井、地化录井等,水淹层评价采取井壁取心录井,对样品进行地化及荧光显微图像分析。根据录井资料响应机理的不同,结合储集层的"孔隙度、渗透率、含油饱和度、厚度"4要素研究了不同的解释思路,应用录井、测井、试油及投产资料建立了定性判别标准及解释评价图板,形成了大庆外围油田开发井评价技术体系,在外围油田应用了265口井,试油75口井,投产44口井,判别符合率均超过85%,依据录井资料选层射孔效果较好,较好地指导了油田开发调整,扩大了探明储量,提高了油田开发效果,建立的方法可在同类油田储集层开发中推广应用。     

大庆外围油田单管环状掺水集油工艺参数试验研究

针对大庆外围低产、低渗透油田原油集输物性差、油井产量低、单位产能建设投资高和集输能耗大的特点，开展了单管掺常温水集油工艺参数确定的现场试验。试验研究了采用单管环形掺水简化集油工艺，在不同的掺水温度条件下，回油进站温度分别为47℃、42℃、40℃时，各集油环集输参数的特点，总结了不同掺水温度条件下，各参数边界条件和各工况稳定运行周期及能耗规律，为外围低产、低渗透油田低能耗油气集输莫定了基础。     

大庆外围三低油田小井眼开发井钻井动态系统的建立与应用

小井眼钻井是一项复杂的工艺过程，其影响因素很多，改变钻井某一条件即可改变钻井某一指标，有时也可能带来负面影响，在分析小井眼钻井系统特点的基础上，建立起小井眼钻井动态系统的钻速数学理论模型，模型的基本思想是根据常规井的经验，以常规钻井参数为基础，分析小井眼钻井与常规井的区别，只考虑发生变化的因素，文中给出了小井眼钻井钻速数学模型比例系数的计算方法，为大庆油田经济有效的小井眼钻井起到积极作用。     

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。     

榆树林油田注水井结垢及其机理研究

大庆榆树林油田注水井及其配套系统结垢严重。本文报道了对结垢及其机理进行研究的结果。注入水易结垢，垢主要由ＣａＣＯ３组成（占９２．５％），井筒内结垢量达４６％，其余垢沉积在井底和地层内。讨论了流动状态、温度、压力、地层水等因素对ＣａＣＯ３从注入水结晶析出及沉积的影响。     

海上油田不同开发井型合理生产制度研究

渤海中部25-1南油田D、E平台的水平井、水平分支井和定向井一般采用“裸眼＋筛管”的方式进行防砂,在开发过程中这种防砂方式要求满足生产压差的精细管理与产能最大化之间的平衡。文章应用解析方法计算了不同井型的理论产能,并结合各种测试资料、实际生产动态的对比分析,对渤中25-1南油田不同井型、完井方式油井的合理产能进行评价,找出了影响产能的主要影响因素;应用岩石力学方法进行了油田不同井型的临界出砂压差、临界出砂半径计算;通过建立实际油藏数值模型,进行了不同井型产量与生产压差关系的模拟计算分析,综合多种方法研究结果,提出了渤中25-1南油田油井合理的生产压差界限。研究结果为渤中25-1南油田或其它相近油藏选择合理的生产制度提供了科学依据。     

基于BP神经网络的注采比预测

采用编制的计算机程序计算了注采比与水油比法、多元回归法、物质平衡法、GM(1,1)模型和BP神经网络预测法的拟合注采比与实际注采比之间的误差大小,其平均相对误差分别为1.67%、1.08%、19.22%、1.38%和0.88%。对各种预测法产生误差的原因进行了理论分析,得出BP神经网络预测方法的精度最高,而且具有较好的自适应性,能够反映影响注采比的各种因素与注采比的内在关系。因此,BP神经网络方法可用于预测油田注采比。     

非均质多层低渗油藏合理注采井距的确定

由于油水在储集层中的流动存在启动压力梯度,只有在渗流场压力梯度大于启动压力梯度的条件下,流体才能流动。对于非均质多层低渗油藏,每一层都有一极限注采井距。只有当极限注采井距大于实际注采井距时,储量方能动用,否则则不能动用。据此充分考虑了多层低渗油藏的纵向非均质性,建立了水驱储量动用程度与注采井距的关系,分析了影响纵向非均质多层低渗油藏水驱储量动用程度的因素,提出了根据低渗油藏水驱储量动用程度确定合理注采井距的新方法。     

注采井网对水驱采收率的影响

在深入研究前人对水驱采收率影响的基础上,导出了井网密度、注采井数比、井网参数、油层非质系数与水驱采收率的关系,从而建立了一种考虑因素较多而又便于计算的水驱非均质油藏采收率和波及系数的计算模型。该模型在一定的假设条件下即可转化为谢尔卡乔夫、范江、杨凤波等人分别提出的或推导的水驱采收率模型,因此很具通用性,值得推广和应用。     

油田合理注采比的确定

对于注水开发油田来说,合理注采比是保证地层压力,产液、产油能力,降低无效能耗及提高原油采收率的重要保证。本为将从压力恢复速度、注采比及含水率的关系和耗水率、注采比及含水率的关系出发,先从理论上对这两种关系进行推导,最后应用实例来对两者的关系进行验证。     

应用干扰试井资料确定文79北块合理注采井网

文南油田文７９北块是一个地质条件比较复杂的小断块油田,开采难度大。开发以来,对其井间连通性和平面上的非均质性不甚清楚,给注水开发带来一定困难,应用干扰试井技术成功地解决了这些问题,验证了油水井的连通状况,认识了油层平面上的非均质性,为文７９北块的油水井调整提供了可靠的科学依据。     

确定老油田合理井网密度和极限井网密度的新方法

以玉门油田分公司一老油田为例,在总结前 人研究的基础上,用解析方法和经济评价方法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的利息,还考虑了逐年管理费用和原油销售收入的利息。该方法可对投入开发后的油田(油藏)井网是否加密的可行性进行论证,使决策者最大程度地避免投资风险。     

低渗透砂岩油藏注采井网调整对策研究

低渗透油藏注水开发后,注采井网难以满足后续开发需求。应用油藏工程和数值模拟预测等方法,对低渗透油藏合理油水井数比、注采井网调整方式、调整时机以及调整后新、老井合理注水调整方法进行系统研究,形成了低渗透油田井网调整技术。考虑低渗透储集层的渗流特性、启动压力梯度导致油水井地层压力的差异,推导了适应低渗透油藏的油水井数比计算公式。根据储层裂缝发育状况以及剩余油分布特征,选择水驱面积波及系数较高的井网进行调整。敖南油田合理的调整方式是将裂缝不发育井区反九点法井网调整为五点法井网,裂缝发育井区转线性注水。对不同调整时机下的开发效果预测表明,调整越早,效果越好。井网调整后要适当控制老井注水,加强新井注水,使地层压力分布更加合理。研究结果表明,利用上述调整对策对低渗透油藏实施注采井网调整是可行的,可以为低渗透油田井网调整提供新的技术支持。      

海上油田加密区域优选方法新探

根据海上油田与陆上油田的区别,分析了海上油田加密区域的优选影响因素,提出了海上油田加密区域优选指标体系,引入反映客观指标权重的相似权和反映主观认知程度的层次分析法,利用偏好系数将两者结合,对目标海上油田进行综合评分,对目标油田的评价进行量化,并考虑海上油田丛式井的特殊性,提出丛式井修正系数,通过最终评分结果可在平面上和纵向上对潜在加密区域进行优选排序,最终确定海上油田最优加密区域。该方法在海上B油田进行了应用,初步证明了该方法的可行性,为今后海上油田加密区域优选奠定了基础。