一种微粒运移影响油井产液规律的数模表征方法

P油田为多层砂岩油藏,采用防砂完井方式生产,目前进入中高含水期,油井产液规律与常规油田开发不同,多数油井投产后产液下降,少数油井投产后产液量稳定或随着含水升高而增加,对油藏数值模拟拟合与开发指标预测有很大影响。通过油田100多口油井的产液规律分析,认为井筒附近可移动微粒含量是影响产液规律的主要因素。为了在数模中表征这种现象,通过对油井月平均产液指数标准化和累积产液标准化,结合油井射孔段不同的可移动微粒平均含量,进行大数据统计分析,回归建立无因次产液指数变化倍数、累积产液和可移动微粒含量的关系公式。新方法应用于油藏数值模拟的历史拟合和预测,大幅改善了拟合和预测精度。     

P油田油井产液规律影响因素分析

P油田是渤海最大的陆相多层砂岩油藏,含油井段长,单井钻遇油厚度大,历经十多年的注水开发,油田进入中高含水期,油井产液规律与常规油田开发不同,60％以上的油井表现出投产后产液下降,约30％的油井表现出投产后产液量稳定,不足10％的油井随着含水上升产液量增加,对油田高含水期提液增产措施有很大影响.以油田8区为例,通过对不同...     

海上中高含水油田提液潜力动态计算方法

提液是海上中高含水油田减缓产量递减的一项有效措施。基于生产动态数据的油井提液动态分析方法克服了传统方法对区域静态资料的依赖性和局限性,但常规动态法只能计算无因次采液指数,难以量化提液潜力。基于渗流理论,首先建立油井无因次采液指数与含水率的定量表征关系,在此基础上研究油井无因次历史最大合理生产压差确定方法,并进一步提出油井最大产液量实时计算方法,从而达到动态法直接量化油井提液潜力的目的。应用实例表明,W油田实施提液后各井产液量基本达到了计算值,证实了该方法的合理性。该方法仅需要油井产液量和产油量2个基本生产动态数据就可以直接量化油井提液潜力,克服了海上油田区域静态资料不足的问题,具有数据基础简单、结果合理、操作简便和可实施性强等优点,可广泛应用于海上中高含水油田提液潜力评价。     

水驱曲线法在底水稠油油藏提液研究中的应用——以渤海C油田为例

渤海C油田以底水稠油油藏为主,采用水平井开发,油井投产后由于含水上升迅速,产量递减快,后期主要通过不断提液实现稳产。提液分为提频和换泵两个途径,由于油井产液能力随含水率上升而不断增大,因此换泵提液涉及配置电泵排量大小和维持生产周期的问题。对此,以渤海C油田为例,根据油田特点优选合适的水驱曲线,通过历史生产数据拟合建立油井水驱模型,结合油田实际采液指数曲线,建立时间与含水率和产液能力的关系曲线,据此可知油井阶段产液能力,进而确定油井各生产阶段换泵提液配置电泵大小和维持生产周期,同时对比预测油井阶段提液的增油效果,从而指导底水稠油油藏提液措施研究。     

基于聚类及长短时记忆神经网络预测油田产量

利用机器学习方法预测油田产量的精度与训练样本的代表性及数量息息相关。通常,采用油田生产数据或者油井生产数据构建训练样本。将油田作为训练样本,存在“小样本”的问题;将油井作为训练样本,由于老油田一般具有开发层系多、生产历史长、油井投产批次多等特点,人工标注能够代表油田产量递减规律的训练样本难度大,且耗时费力。本文将油田和油井生产数据有机融合构建训练样本,建立产量智能预测模型,预测油田产量。首先,采用无监督学习的K均值聚类算法,依据有效厚度、孔隙度、渗透率、饱和度等信息对油井进行聚类分析,识别产量递减类别,并将每类油井转换成一口典型油井作为该类油井的代表;其次,将典型井作为预测对象,通过从每类油井中按比例随机抽取油井来增加训练样本数量,即将典型井和油井生产数据融合构建训练样本;最后,基于长短时记忆循环神经网络建立模型预测典型井产量,进而预测油田产量。研究结果表明:该方法既解决了油田数据作为训练样本的“小样本”问题,又降低了油井数据作为训练样本的标注难度与工作量,并且精度符合现场生产要求,对油气产量智能预测的工程化落地应用具有一定指导意义。     

扎尔则油田F4底层油藏最大产液能力研究

利用相渗资料和实测流压资料研究了扎尔则油田无因次采油、采液指数,确定了油井产能变化规律;并利用无因次采液指数和无因次产量与流压关系求取了扎尔则油田生产井在井底流压低于饱和压力时的无因次IPR曲线,描述了其变化规律;确定了扎尔则油田合理的井底流压是5.5～6.5 MPa,平均6 MPa,油井平均最大产液能力是253 m3/d,为油田开发后期油井提液生产提供了理论依据。     

计算油田可采储量新方法

文章提出了一种预测水驱油田可采储量新的经验公式。根据油田生产数据发现，当油田水驱进入一定阶段后，累计产油量与累计产液量比值与累计产液量的对数呈线性关系。将这一规律表达成数学关系式，并经适当推导可得可采储量的计算公式。使用数学回归方法求得公式中的有关系数，就可求得可采储量。     

渤海S油田聚合物驱合理产液指数降幅研究

为研究渤海S油田聚合物驱产液下降规律,进一步改善聚合物驱效果,运用油藏数值模拟技术,结合油藏动态分析,计算了不同条件下油井的合理产液指数降幅,并利用现场数据进行对比验证。结果表明:聚合物驱后油井产液指数下降具有普遍性,并受注聚合物时机、油井位置、周围是否有注水井的影响;注聚合物区块内,无水井干扰的油井合理产液指数降幅为30%~50%,有水井干扰时油井合理产液指数降幅为10%~30%,产液指数降幅位于合理降幅范围内的油井,聚合物驱效果较好。     

水驱油田开发生产调控优化方法

针对注水开发油藏建立油藏生产调控优化方法,根据决策者的不同要求选取不同的目标函数、决策变量和约束条件来建立油藏生产动态实时优化数学模型,应用新的无梯度优化算法进行求解,提高计算效率。通过连续调控油井产液量和水井注入量,得到实时最优开发调控方案,实现油田高效开发。利用无梯度优化算法对渤海注水开发油田进行开发生产优化调整,水驱采收率可提高1.7%。     

某油田B区注水开发潜力分析与对策研究

某油田B区随着油田不断开发,含水上升问题日趋严重。为提高油田开发效果,通过对B区的产液能力分析,注采井网调整,同时结合层内、层间、平面水淹特征,分析油层水淹状况控制因素,进一步提出了"注水平面调整;油层酸化解堵;油井转注,调整注釆井网;油井补孔、卡堵水"等技术政策。从而提高B区的产液能力,降低含水率。     

赵凹油田泌304区低渗透油藏开发探索与实践

赵凹油田泌304区是一个低孔低渗断鼻构造油藏,平均孔隙度为13.6%,平均渗透率为22.5×10-3μm2,主要含油层系是核桃园组核一段和核二段。泌304区于2007年投入开发,在开发上具有油井投产初期产能差异大、注水井吸水能力差等特点。经过近几年的开发探索,总结出对于低渗透裂缝油藏,调整井排方向与裂缝发育方向一致、完善井网、压裂油层改造等开发技术可以有效改善开发效果,提高储量动用程度。该区目前平均单井日产油量4.4t,综合含水72.43%,采出程度2.12%,采油速度0.68%。     

复杂小断块油田中高含水期开发调整实践

由于小断块油田的复杂性,开发过程中需要不断调整完善,只有这样才能保证持续稳产。杨家坝油田为一强非均质复杂小断块油田,断层发育,构造复杂,目前已进入中高含水期,并表现出多种矛盾：注采井数比低,注水井吸水不均匀,油井多向受效率较低,高渗带水淹严重,且受断层影响使得局部井网不完善,稳产难度加大,迫切需要论证合理的开发调整方法．为油田后期的剩余油挖潜提供依据。针对开发中存在的问题,在详细研究最佳射开层数、射开厚度及油田最大产液量等参数的基础上,论证了合理划分开发层系、加强油层改造及提高油井排液量等措施可有效改善油田开发效果,并提出了卡堵改层、周期注水、水平井及侧钻井等技术在改善油藏开发效果方面的作用。研究结果表明,复杂小断块油田的开发调整多种方法和措施需要进行综合实施．且不同阶段针对的侧重点不同．卡堵改层、周期注水、水平井及侧钻井等技术在中高含水期可有效提高剩余油动用程度,保持油田稳产。     

热采井套管损坏机理及防治技术--以单家寺油田为例

热采井经多轮次蒸汽吞吐后套管易疲劳损坏是稠油油藏开发过程中普遍存在的问题。通过对单家寺油田现场调查分析，找出了热采井套管损坏的基本规律，重点对油层出砂及注汽时对套管的损害机理进行研究，并采用有限元数值模拟方法分析了高真空隔热管注汽时对井筒热应力场的影响规律。开发了热采井防砂、环空充氮、采用新型热敏封隔器等防治技术，现场应用取得了较好的效果。通过综合防治，单家寺油田油井套损率已由2000年的0．33％下降到2003年的0．16％。     

南堡35-2南区特稠油油田弱凝胶提高采收率探讨

针对渤海油田南堡35-2油田南区地下原油粘度高(达到800mPa·s),存在单井产能低、采油速度小、过渡带部位的油井含水上升快等问题,对弱凝胶提高开发效果进行了探讨。通过动态分析,认为含水上升的主要原因是原油粘度较大,流度比不利;从水驱油理论出发,利用油藏工程方法,对南区水驱效率较低的原因进行了系统剖析;提出利用弱凝胶驱油来改善水油流度比,提高水驱油体积波及系数,达到提高采收率的目的。矿场试验井组证实,该方法对改善水驱效果、保持地层能量有较好的作用。     

百色油田抽油井泵效的影响因素及改善措施

百色油田断层多、分布复杂、地质情况差异大、前期开发速度过快，破坏性较大、开发工艺相对落后，影响油井泵效的各种因素凸现，严重地影响油井正常生产。通过各区块地质特点、油田设备情况、工艺水平的分析研究，运用油层地质、物性、区块、油井对比等分析手段，进行了开采方案优选、生产管柱优化、生产工艺筛选等工作，归类总结了影响油井泵效因素，为百色油田的油井生产设计及油田开发提供了必要依据。     

分支水平井技术在单家寺特稠油油藏开发中的应用

通过对单家寺油田单2块沙一段特稠油油藏特征的系统研究,探讨了分支水平井开发特稠油油藏边际储量的巨大优势。分支水平井具有泄油面积大、单井产量高、节约钻井费用等特点,可实现特稠油边际储量的有效动用。以单家寺油田单2块沙一段为例,从分支水平井部署的位置优选、分支水平井参数优化及轨迹设计与优化等方面描述了水平分支井的地质设计技术,并提出在分支水平井钻进过程中进行实时跟踪分析,以确保分支水平井的顺利完钻,从而达到高效开发特稠油边际储量的目的。     

阿北安山岩油藏裂缝发育特征对开发的影响

阿北安山岩油藏位于二连盆地阿南凹陷阿尔善构造带中部，是具有双重介质特征的特殊岩性油藏，该油藏1989年6月全面投入开发，初期弹性开采，1990年8月开始边，底部注水开发，1991年进行内部和边，底部相结合的注水开发，注水开发后，部分油井受效较快，产量回升幅度大，但随之含水上升快，产量下降严重，也有部分油井投产初期产量主，但压力下降快，注水不受效，注水开发于1992年产量达到最高峰，1993年初就开始快速递减。     

泌124断块下层系普通稠油油藏聚合物驱实践与认识

古城油田泌124断块属于普通稠油油藏,油层非均质严重、含油井段长、含油层数多、油层厚度薄、地下原油粘度大,经过二十多年的开发,油藏采收率低、采油速度低、采出程度低、综合含水高,开发效果逐年变差.通过聚合物驱注采井网井距、注采参数的优化研究,确定了适合该油藏特点的聚合物驱方案,改善聚合物驱四项技术的成功应用,有效地提高了...     

缝洞型碳酸盐岩油藏开发技术的认识与思考

塔里木盆地缝洞型碳酸盐岩油藏是油田开发面临的新的油藏类型,存在产量递减快、采收率低和储量动用率低等问题。剖析了中国石化塔河油田和顺北油气田缝洞型碳酸盐岩油藏地质特征及开发面临的挑战,系统总结了中国石化在缝洞型油藏描述、开发建产和提高采收率等方面的技术进展,针对塔河油田和顺北油气田的不同开发阶段,提出了下一步技术攻关建议。缝洞型碳酸盐岩油藏经过多期构造运动、岩溶作用和油气充注,储集体非均质性极强,油、气、水分布复杂,给油藏描述、地质建模、储量评价、效益建产、注水-注气、钻井工程、酸压改造、井筒举升等带来一系列挑战。经过20年的开发实践,中国石化西北油田形成了基于地球物理的体积雕刻、断裂精细解析和岩溶系统表征技术,以及基于岩溶相控的地质建模、靶向酸压和注水-注气提高采收率等技术。为实现顺北油气田高效开发,需进一步开展基于断裂解析的成藏特征研究以及基于地球物理雕刻的储集体相控地质建模、流体相态特征及高压物性、油藏组分数值模拟、油藏地质力学与数值模拟耦合、油气藏与举升一体化模拟、井位优选和钻井轨迹优化等工作。为实现塔河油田大幅提高采收率目标,需进一步开展缝洞结构描述、岩溶成因系统研究、储量动用评价、注水-注气机理及规律研究、缝洞井节点网络模拟和动态监测系统研究等工作。     

油田开发中层系合理性的评价方法——以胜利油田某稠油油藏为例

目前表征油田开发过程中层系合理性的方法多采用渗透率级差或变异系数来判断,对于层系内纵向上流体性质变化大的稠油油藏,仅用渗透率这一物性参数难以准确评价层系的合理性,因此提出了用流度变异程度来表征层系合理性的方法,流度变异程度的计算借鉴了洛伦兹曲线法,选取胜利油田海上12个稠油油藏的动态数据,统计了层系内流度变异程度与干扰系数的关系,给出了相关公式和判断同类油藏层系合理性的标准,并且相似油藏可以通过流度变异程度的大小估算层系干扰系数的大小,该方法简单实用。