PN一断块产量自然递减率构成研究

针对中、低渗透油田,将产量自然递减率分解成含水上升因子和产液量自然递减率,研究推导出其相应关系公式制作出图版。利用图版分析产液量和含水对产量自然递减影响,确定主导因素,并剖析主导因素成因,采取针对性调整措施,减缓产量递减。该研究方法应用到PN一断块开发调整中取得了较好的效果,区块产量自然递减率减缓。     

渤海X油田水驱开发规律研究及应用

渤海X油田即将进入高含水阶段开发,由于其措施增油效果不明显,综合调整的难度加大,因此准确把握高含水期油田的开发趋势,分析油田自然递减和含水上升率变化趋势,对油田开发工作的正确运行有着至关重要的作用。通过对渤海X油田的含水上升规律与产量递减规律的研究,发现理论的含水上升率总体呈先上升后下降的趋势,且初期变化最高,在含水为35%时达到最大值。在定液量生产下,产量达到高峰值时递减率为零;递减开始时递减率呈先上升后下降的趋势,结合分析该油田实际生产资料,分析得出该油田自然递减率控制良好,仍有下降空间。在中低含水阶段(fw<60%)无因次采油指数下降趋势较平缓,是油田稳产有利时机,含水率在fw为80%时出现一个明显增大的拐点,无因次采液指数会出现急剧上升的现象,因此在fw>80%后可进行后期大幅度提液。     

前n个月自然递减率预测全年自然递减率的方法研究

油田开发管理中,自然递减率是一项非常重要的开发管理指标,往往作为判断油田开发管理好坏的依据,针对此问题,本文提出了用前几个月的自然递减率来预测全年的自然递减率的方法,根据理论模型推出第一、二、三季度自然递减率预测全年的自然递减率公式,最后推出用第N个月的递减率来预测全年自然递减率。此方法科学、简便、实用。     

朝阳沟油田微生物采油技术研究

朝阳沟油田老区经过二十余年的开发,在油田的一类区块出现含水上升速度加快、自然递减率加大的开发矛盾,而对于油层条件较差的二、三类区块,由于储层物性及原油物性较差导致单井产量低、开发效果差。通过探索研究应用适用于朝阳沟油田的微生物采油技术,在试验区实现了提高单井产能、控制含水上升和提高采收率的目的。     

调整注水结构降低商25块沙四下自然递减率

商25块沙四下属稀油中等渗透率层状油藏,含水上升快成为影响该油藏开发效果的一大瓶颈。针对该油藏油层比较多、井网比较完善的特点从油藏地质特征认识入手,开展单元平面、纵向剩余油分布研究,提出了应用水动力学方法,调整注水结构,提高注水利用率,控制该油藏含水上升率,延缓自然递减率,改善开发效果。     

高凝油砂岩油藏注水开发技术

沈阳油田是全国最大的高凝油砂岩开发基地。目前,水驱砂岩油藏地质条件复杂、油藏类型多,注水开发后表现情况各异,在充分开展油藏研究的基础上,通过推广多级分注技术、调整了注水结构、配套完善注水工艺,逐渐摸索并形成了一套高凝油砂岩油藏注水开发技术,在提高凝油区砂岩油藏水驱动用程度,降低区块综合递减率、自然递减率及含水上升率上取得显著成效,为沈阳油田老区相对稳产打下良好基础。     

王圈长12边底水油藏动静结合挖潜对策研究

为提高王圈油区的最终水驱采收率,针对目前开发中存在的地层能量亏空严重,水线推进速度快,水淹井多等问题,与以往单纯从开发角度分析不同,随着油藏描述精度的逐渐提升,使得注水开发调整细化到单渗砂,采用动静相结合的预测法,对目的层水动力方向进行了研究,建立了以注水井为核心的"水动力受效单元"划分,提出了相应的挖潜对策,使研究区的年递减率由15%下降到11.5%,含水上升速度下降0.8个百分点,有效的控制了工区的递减率和含水上升速度,改善了油藏的开发效果。     

注水井层间干扰形成原因分析及解决方法探讨

油田高含水开发后期,为控制含水上升速度,降低自然递减率,注水质量的好坏是关键因素。为注好水,注够水,注水井需要分层测试,在水井测试过程中,受层间干扰的影响,常会遇到层段注水量与方案不相符的问题,影响了注水井注水效果。本文通过对注水井层间干扰形成的原因进行分析,提出了一些解决层间干扰的措施与方法,对今后油田高含水开发后期提高注水质量,解决注水井层间干扰问题以及降低水驱自然递减提供了一定管理经验。     

立足井网调整研究助推调驱效果

X区块为一个注水开发的普通稠油油藏，经过23年的高效开发，目前已处于高含水开发后期，2010年率先在x区块开展了5井组深部调驱现场试验，取得较好增油降水效果。在前期试验成功的基础上，通过综合地质体研究，深化剩余油认识，开展注采井网完善及产能井综合部署研究，完善了调驱井网，助推深部调驱规模扩大至22个井组，实现了调驱井组日增油101．5吨，累增油5．93万吨，自然递减率降低了12．6％。     

月度自然递减率预测全年自然递减率的方法研究

油田开发管理中,自然递减率是一项非常重要的开发管理指标,往往作为判断油田开发管理好坏的依据,针对此问题,提出了用前几个月的自然递减率来预测全年的自然递减率的方法,此方法科学、简便、实用的计算方法.     

推行注水一体化管理,提高老油田水驱采收率

随着油田逐渐进入中高含水期,为了有效地控制老区自然递减率,提高老区水驱采收率,从而提高最终采收率,我们在治理水井方面大胆尝试,在不断实验的基础上,探索出"注水一体化管理"的新模式,全面提高老油田的开发管理水平.     

一种新的自然递减率预测方法

以曙光油田热采稠油老区为例,以油藏自然产量递减规律为基础,建立了自然递减率预测方法,给出了措施工作量及注汽量预测方法,应用该方法,有效的避免了以往先排措施反推自然递减人为因素的影响,预测过程与结果更符合油藏开发实际规律,对油田开发有一定指导意义,且在一定程度拓展了自然递减率预测思路。     

邵伯油田高速开发技术对策研究

邵伯油田近年来一直保持高速高效开发态势,但因含水上升速度快,未注水单元产量递减快等原因,自然递减率较高,本次课题根据不同油藏的类型、开发阶段、客观存在的问题等,结合近两年实施的工作效果,深入研究与分析,确定适合邵伯油田的开发技术政策,实现油田稳产。     

小断块油田稳产的主要做法

卫11块是卫城油田的一个低渗、中粘且非均质严重的复杂断块油藏，从构造入手，运用多种手段研究剩余油分布，及时进行与地质特点相适应的综合调整与治理，使该区块连续取得年产油递减率小于8％、含水上升率小于2％的良好开发效果，为复杂断块油田高含水期的控水稳油，提供罗勒一个可供借鉴的实例。     

特高含水油田水驱注采结构优化方法研究

针对喇嘛甸油田喇北北块进入特高含水期开发后,水驱低效、无效循环日益突出的矛盾,为了更好优化产液、注水结构,把注水、产液结构由层系间优化转变为层系内不同含水井、不同含水层之间的优化,将水驱油井按含水、沉没度进行分级,对不同含水级别的井,采用不同的原则和方法进行提液和控液,使水驱油水井在注采平衡的基础上,减少无效、低效注采循环。通过注、采结构的精细优化调整,油田水驱自然递减率、含水上升率得到有效控制。     

运用递减率的线性关系预测新井及措施工作量

预测新井及措施工作量开发规划编制中的一项重要工作。本文通过对自然递减率与综合递减率关系的研究,来合理地求取与综合递减率相匹配的自然递减率,从而预测出新井和措施工作量,达到及时调整产量构成完成原油生产任务的目的。     

茨78块小井距油藏注水开发效果评价

针对小井距油藏的开发特点,以茨78块为例,从递减率、储量动用程度、注水利用率、含水上升率、水驱采收率等几个指标对水驱开发效果进行了综合评价研究,利用数值模拟技术对油田历史数据进行拟合,证实了注水开发油藏常规评价的合理性,达到了科学评价小井距注水开发油藏的目的,为油田开发提供了依据。     

齐家北油田综合治理技术研究

本文针对齐家北油田受效程度低、自然递减率较高的实际,找出油田开发中存在的主要矛盾,实施综合治理技术研究,通过注水井调整、高含水油层堵水,优化两套油层注水强度,注水井措施改造等方法,补充地层能量,提高油井受效程度,达到提高油田产量,控制产量递减的目的。     

复杂断块B油田提高注水井单井注水效率技术研究与应用

B油田为复杂断块油藏,以3%以上采油速度实现连续5年稳产高效开发。目前油田处于老井含水加速上升阶段,稳产具有一定困难,油井的自然递减率逐渐增加,注水井不同幅度出现注水压力逐渐升高,注不进去水,注水井面临单井注水效率低问题。本文结合断层失稳压力研究理论,结合全油田实际精细注水,采用油藏工程与数值模拟相结合,首次对单井进行注水井口压力优选,通过研究有效提高单井注水效率,确保油井稳定生产。该方法为类似油田开发提供了很好的借鉴经验。     

雷11块莲花油层分层开发实验效果分析

针对雷11块莲花油层开发中存在"直井网注水开发效果差、纵向上储量动用不均"的问题,提出分层开发理念,针对不同类储层制定相适应开发方式,包括井网、井型以及驱动方式等,并于2012年开展分层开发实验,取得较好效果,扭转了区块产量递减趋势,综合递减率、自然递减率达到近五年最低水平。