基于油田开发后期现金流量法在井网加密中的应用

为了改善油田目前的开发效果,减缓产量递减,降低含水上升率,延长油田的经济开采期,实现其较长时间的高产稳产,减少储量的损失,提高原油采收率,需要进行井网加密调整,井网加密受到各种技术经济条件的限制,如何确定合理井网密度,在油田开发后期有着重要的现实意义。为此,研究了在考虑注水波及系数和注采井数比等因素影响的情况下,结合产量递减规律,利用现金流量法建立并考虑多种因素影响的油田注水开发后期井网加密分析的新方法。该种模型比以往的模型具有考虑影响因素较为全面、结果更符合实际等优点。通过实例分析表明,用净现值方法来确定合理井网密度和极限井网密度简单实用,在现场上具有推广意义。     

油田注水开发后期井网加密技术的经济分析

为了改善油田目前的开发效果，减缓产量递减，降低含水上升率，延长油田的经济开采期，实现其较长时间的高产稳产，减少储量的损失，提高原油采收率，需要进行井网加密调整。井网加密受到各种技术及经济条件的限制，如何确定合理井网密度，在油田开发后期有着重要的现实意义。文章在利用现金流量法基础上，考虑注水波及系数和注采井数比，同时考虑了地层物性、非均质性和原油物性等多种影响因素的产量变化规律，建立考虑多种因素影响的油田注水开发中后期井网加密分析新方法。该方法比以往的方法具有考虑影响因素较为全面。实例应用表明，该方法的实用性比单纯考虑经济因素或工程因素更具有实用性。     

井网密度对油田开发主要指标的影响

非均质陆相地层的开发井井网密度对原油采收率有很大的影响。巴什科尔斯坦西部泥盆系陆相地层油藏的绝大多数适合采用15～20公顷／井的井网密度。另外，其它因素诸如不同地质和物理性质也对油田的开发指标有影响。     

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。     

水驱砂岩油藏开发后期经济实用井网密度的确定

根据水驱砂岩油藏最终采收率与井网密度的关系式,利用将来净现值法计算油田的经济实用井网密度。该方法不仅考虑了投资、每年管理费用和原油销售收入的利息,而且综合考虑了老井在主开发期内的维修及管理费用、原油的税率、操作成本、产量递减等因素的影响,并应用公式对某一区块的经济实用井网密度进行了计算。     

指数递减油田开发后期井网密度的确定

在分析油田井网密度与最终采收率关系的基础上,根据收支平衡的基本经济原理,导出了已开发油田打加密调整井的合理井网密度和极限井网密度的一种求解方法。应用该方法在不同油价下对F油田分区块进行了测算,分析,指出了中区、东区是F油田打加密调整井的主要地区,为合理高效开发好F油田提供了依据。     

油田开发后期提高非均质多层油藏开发效果的有效途径

本文论述前喀尔巴阡低渗透非均质多层油在强化采液条件下油藏的开发效果，及井网密度对采液条件下油世故的开发效果，及井网密度对采油速度的影响。在产层含水持续上升时，以增产油量确定技术效果。文章以格维慈杰茨基油田为例，论述该油田在多层性和严重非质情况下，用钻加密井方法提高石油储量动用速度，降低含水，缩短油田开发期和提高原油采收率。     

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。     

巴什科尔托斯坦油田提高采收率的有效方法

巴什科尔托斯坦共和国的油田开发已进入注水开发的晚期和结束阶段，同时有大量的地层水采出和注入。剩余可采储量含水高(95％)，动用程度高。目前可采储量平均采收率为34．7％，设计采收率为41．8％，原始可采储量平均动用程度为82．8％。因此，解决提高这类油田开发效率的难题及开发新工艺可以促进原油更为有效地开采及稳产。     

台兴油田 CO2驱细分开发提高采收率技术研究

台兴油田 QK －111断块阜三段油藏为中－低渗复杂断块油藏,经过15 a 水驱开发整体进入高含水递减开发阶段,注气前油藏综合含水74％,采出程度仅14.7％,处于低效开发状态。为恢复断块产量、提高油藏原油采收率,实施 CO2驱现场试验,研究形成了高含水油藏剩余油微差异刻画技术、CO2驱油机理认识、注采参数优化方法以及 CO2驱细分开发技术,已应用于4个注气井组,累计注入 CO2气4.17×104 t,油藏日产油水平由9 t 提高到28 t,综合含水由78％下降到44％,累积增油11183 t,预计方案全面实施后,原油采收率将提高9.6％,年增油量超过1.3×104 t。     

苏联对某些油田开发后期用不稳定注水方法提高采收率

苏联某些油田已进入开发后期，随着含水上升，原油产量递减很快，而且油藏含水不均匀，针对上述特点，广泛采用了不稳定注水方法。研究结果表明，在开发采高含水期中的剩余石油储量和提高采收率，降低含水方面，不稳定注水是最有效的一种方法。方法以不断调整油田开发为基础，简单易行，适合于各种不同地质－物理条件，所达到的技术效果和经济效益均很高。其成功率在很大程度上取决于根据开发的具体条件和特点进行最佳工艺选择。     

濮城油田高含水油藏开发后期剩余油分布研究应用

濮城油田经过20多年的高速开发，沙一下油藏已进入高含水开发后期，目前面临产量递减严重，开发难度不断加大的现象。利用动态、静态资料进行油藏精细描述，认识油水运动和剩余油分布规律以及水淹状态。根据油藏的特点，采取整体调整、油井堵水，水井分注及打更新侧钻井等技术手段，进行剩余油挖潜，提高油藏采收率。     

油田合理的油藏和开发管理可望使采收率达58%

哥伦比亚因1983年发现了大油田卡纽李蒙油田而成为原油自给国家。其可采原油超过10×108bbl，根据出版的的资料，一半多的储量已被开采。兰前日产油21．5×104bbl。合理的油藏和开发管理有望使最终采收率达到红58％。当前含水率已达80％，因此，大量的淡水（＞10×105bbl／d）需要处理，同时要求最小程度地影响到环境。油田遵守严格的环境规则．出色地完成了处理采出水的工作。采收率高是因为采用了下述技术：油藏管理技术过去常用于确定新井位和有策略地选择完井和再次完井层段，其主要手段有：①利用广泛使用的三维仿真模型；②根据生产测井、单井压力测试和多井干扰试井资料，利用已编制好的油藏监测程序；经验可知，利用举升大流量的先进电潜泵（ESPS）和变速传动装置，每口井日产液可高达2．2×104bbl，出砂在0～200ppm之间。这样，可维持油的高产，尽管油田水驱活跃使含水率高，仍可取得最大产油量。能很好地用Y型工具进行电潜泵完井。就能够对油藏进行监测。     

油田开发指标预测的模型联解法

选取对数正态分布的产量预测模型和logistic含水预测模型联立求解,进行开发指标预测。矿场实例计算结果表明：运用该方法求得的产油量、含水率、产液量及可采储量等开发指标比较符合油田开发实际情况。该模型联解法可以作为制定油田中、长期开发规划的依据。     

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。     

江汉油田开发二十年的成效

江汉油田处于盐湖断陷盆地，油藏类型多，地质条件复杂,由于充分利用有利因素,克服不利因素，经过二十多年开发实蔑，取得显著成效，达到高广穗产十三年。主力区块水驱囊收率提高．本文概括了油田地质特点和注水开发效果；总蠹毒了高广稳产经验：列蓉了应用油田她质开发力学的成功实例和开采工艺技术的发展：提出了油田高含水期开步调整措施的建议，便于老油田挖潜增广。减缓递战，新油田接替穗产，积极上产，提高全油区原油最终采收串和经济效益．     

DEZPC公司对油田开发后期EOR技术的评估

EOR是石油工业延长油田开发时间、提高最终采收率所面对的巨大挑战，DEZPC是叙利亚国家石油公司和道达尔EP公司的合资企业，经营着幼发拉底河谷的8个油田。幼发拉底河谷属于卡拉通内盆地裂谷系统，中、晚白垩系地层在北阿拉伯平原发育。主要的经济储量集中在2个油田，分别是Rutbah油田和Mulussa F Clastics油田。油田均是1991—1993年投产，现在都已进入油田开发后期。因为有效的开发方案、良好的地层性质、合适的水／油流度比，从而实现了较大的水驱波及系数。在较高的一、二次采油采收率基础之上进一步提高采收率比较困难，为此针对8个油田开展了EOR技术评估。     

鄯善油田东区油藏注水开发的油水运动规律

随注水开发的深入,三间房组油藏产液呈现出含水上升、产量下降、注采关系长期不平衡的现状。分布于主河道砂体中的油井砂层厚、物性好、单井初产高、采出程度大、油层压降也大。注水开发中,注入水主要沿砂体延伸方向向压降大、物性好的油井突进。受沉积旋回控制,油藏中的Ⅰ,Ⅱ类储层多分布于每一油层组的中、下部,即第3或第4小层。这些小层产液量高、吸水强度大,造成开发中多为单层、单向含水上升。在油藏内,注入水主要是沿砂体展布方向由西向东、由低渗向高渗形成主渗通道。油藏产液量的变化与注水效果关系直接,主力产区含水上升是导致油藏产量下降的主要原因。     

注水开发油田二次孔道的最佳封堵用量和最佳封堵工艺研究

采用平板模型的流动试验方法,研究了二次孔道封堵的最佳用量和最佳工艺。从最佳封堵用量研究得出:堵剂用量越大,高渗带封堵得越彻底,因此波及系数越大,原油采收率越高。考虑到经济效益,最适宜的堵剂用量为高渗带孔隙体积的15%。从最佳封堵工艺研究得到分多次注入堵剂比一次注入同量堵剂提高原油采收率的效果好,其规律说明分多次注入堵剂对液流方向的改变比一次注入效果更明显,使波及系数有更大的提高,从而更大程度地提高了原油采收率。