大庆外围特低渗透油藏极限井距的一种确定方法

依据启动压力梯度的非线性渗流方程和矿场实际资料,利用线性回归的数学方法计算出低渗透储层的启动压力梯度。再结合低渗透油藏渗流理论得到了低渗透油藏确定极限井距的公式,可为特低渗透油藏开发确定合理井网密度提供理论依据。     

深层低渗油藏合理井距论证及井网配置与优化

深层低渗透油藏由于埋藏深、物性差,随着地层能量的亏空开发效果进一步变差,依靠自然能量开采,采出程度较低。马厂油田马26断块属于深层低渗透油藏,本文针对该块开展了深层低渗油藏合理井距论证及井网配置与优化的研究,从井网密度、注采启动压力等方面研究最后选取合理井距;在此研究的基础上,从不同油藏类型、沉积相带和裂缝展布方向等进行井网的合理配置与优化,取得了较好的开发效果。     

特低渗油藏注水技术探讨

桩西采油厂所开发的特低渗油藏,由于储层渗透率低、孔隙度小等原因,导致油水渗流阻力增大,注采井间难以形成有效驱动,从而造成特低渗油藏采收率过低,严重影响特低渗油藏的开发效果。因此为提高桩西采油厂特低渗油藏开发效果和采收率,通过室内试验研究注采井井间压力分布及启动压力、注入压力与注入量的关系等,从而改善特低渗油藏的开发效果,提高特低渗油藏的采收率。现场应用6口井,日增注达到了142m3,对应油井累计增油5436t。     

特低渗透油藏开发效果分析及下步工作建议

本文结合区块合理井网密度及井距的差异性分析,通过对桩74块开发效果进行研究,总结出一些结论对桩74块低渗透油藏持续稳产具有一定指导意义。     

提高特低渗透油藏注水开发效果方法研究

胜利五号桩油田桩74块属特低渗高温深埋油藏,由于注采井距大,回注污水在炮眼、井筒及地层中结垢严重,导致注采井间难以建立有效的驱动体系和驱动压力梯度。针对注水效果差的问题,在该块采用缩小注采井距、建立行列式注采井网、通过优化钻井泥浆、完井设计,实施软化污水防垢、水力压裂引效等工艺,累积注采比达到1.6∶1,油井动液面回升,取得较好的开发效果。     

低渗透油藏合理井距确定

合理注采井距的确定对于低渗透(尤其是特低渗透)油藏的高效开发起着关键性作用。在对技术极限井距和经济极限井距进行分析的基础上,总结了确定低渗透油藏合理井距的方法,并提出了确定的思路。当技术极限井距大于经济合理井距时,一般可以按照经济合理井距布井,计算一定年限后的净现值得到合理井距;当经济合理井距大于技术极限井距时,考虑实施整体压裂得到合理井距;油井的见效时间也可作为确定合理井距的依据,用逐步稳态替换法得到合理井距。     

低渗油藏超前注水考虑启动压力梯度时的合理注水井距研究

针对特低渗透油层流体渗流是具有启动压力梯度的非达西渗流以及油层具有弹—塑性形变等特点,在长期的合理开发方式探索过程中,长庆油田提出了一种改善油藏开发效果的有效注水开发模式,即超前注水。本文根据长庆特低渗透油田的开发实践,采用渗流力学和油藏工程等手段,研究了在超前注水开发模式下特低渗透油藏注水井等注入量二源速度场与压力梯度场以及存在启动压力梯度时的合理注水井距,得到不同渗透率和注水井井底流压下合理注水井井距理论图版。实例分析结果与油田开发实践基本一致,说明建立的理论方法具有较好的实用性,为低渗透油田的有效开发提供科学依据。     

通过启动压力与流度的关系确定合理注采井距

流体渗流时,不仅与储层性质有关,也与其自身性质有关,即与流度有关.流体在低渗透渗储层渗流时存在启动压力梯度,确定低渗透油藏合理注采井距时应充分考虑启动压力梯度的影响.根据等产量一源一汇渗流理论可知,注采单元主流线渗流速度最大,而主流线中点处渗流速度最小,即压力梯度最小.当该点压力梯度与启动压力梯度相等时,可求解出对应的合理注采井距.     

TX油藏合理井网密度及合理注采井距研究

以中国西部TX油藏为例,系统的介绍了合理井网密度以及合理注采井距的计算方法,通过采油速度分析法、注水能力分析法、排液能力分析法、油井见效分析法、水驱储量控制分析法、经济极限井距等方法的应用,分别确定了开发的不同阶段合理的井网密度以及合理的注采井距。     

低渗透油藏极限注采井距的确定与附加压力损耗分析

由于流体在低渗透油藏中渗流存在启动压力梯度,使注采井距理论上存在一个最大值。利用考虑启动压力梯度影响的一源一汇稳定渗流理论,获得了不同注采压差和油层渗透率对极限注采井距以及注入水有效影响范围分析的表达式,可以计算出给定注采压差、渗透率条件下,低渗油藏的最大注采井距,并分析了注采压差、极限注采井距与附加压力损耗三者之间的关系,从而为合理注采井网的部署提供依据。     

低渗透油藏合理井网系统的研究

低渗透油藏受特殊的成藏条件、沉积环境影响,具有孔隙结构复杂、孔喉半径细小,油藏渗透率低,一般小于50×10-3μm2;储层非均质严重,平面渗透率级差最高达几百个数量级;驱替压力大、存在一定的启动压力;天然裂缝发育且存在人工裂缝等特点;因此,在不同渗透率级差下,如何建立起有效的驱替半径建立合理、经济的井网井距,对提高低渗油藏水驱油效率及采收率,提高低渗透油藏的开发水平具有十分重要的意义.以低渗透油藏唐157井区为例进行研究,建立了合适的井网井距.     

超低渗油藏合理产能研究

超低渗透油藏在开发过程中IPR曲线受启动压力梯度和压敏效应的影响,研究其井底流入动态,确定合理生产压差对指导低渗透油藏开发具有积极意义。文章考虑了启动压力梯度和压敏效应的影响,基于弹性不可逆变形介质理论,建立了圆形地层中心一口完善井的IPR方程。     

低渗透油藏合理井网密度计算方法及应用

合理井网密度及极限井网密度的确定是低渗透油田开发的一个重要问题。介绍了4种技术井网密度的计算方法,从经济角度介绍了经济极限和经济最佳井网密度的计算方法,合理的井网密度既要满足油田开发的基本需要又要尽可能最大的达到最好的经济效益,根据所研究油藏的地质特征确定出合理的井网密度。     

低渗砂岩气藏酸化研究

低孔低渗致密岩性气藏孔隙喉道小,极易受到污染,导致储层渗流条件差、气井产量低,开展低渗透气藏酸化是提高气井产量和气藏储量动用程度的有效手段和重要途径。本文针对鄂尔多斯盆地盒8段储层基质酸化的需要,从影响气藏酸化的主要因素入手,应用双51井盒8层岩心,结合岩心的微观孔喉变化、扫描电镜实验,对酸化前后的储层岩心进行了系统分析,结果表明,岩性是酸化工作液的主要依据,酸溶物的含量决定了储层物性的改善程度。     

低渗透油藏基于不稳定试井极限注采井距研究

根据低渗透油藏不稳定试井的曲线拟合可以确定启动压力梯度、渗透率等参数,并可以确定启动压力梯度与渗透率之间的关系式,再根据低渗透油藏渗流理论可以得到低渗透油藏的极限井距的公式,从而确定极限井距。     

凝析气井合理产量确定方法研究

气井合理产量标定是气田开发的一项基础工作,是提高凝析气田经济效益的关键性问题。本文通过参阅当前国内外气田开发方面一些相关文献,结合五区南气田的实际情况,分别采用经验法、采气曲线法、节点分析方法、携液计算法、最优化方法、试采法以及数值模拟方法等方法对气井产能进行评价,探讨凝析气井合理产量的各种确定方法。     

鄂尔多斯盆地延长组特低渗油藏注水时机对开发的影响

不同注水时机下,鄂尔多斯盆地延长组特低渗透油藏注水开发规律表现不同的响应特征,研究确定注水时机,对延长组油藏延长高产稳产时间以及提高油藏采收率都十分必要。本文着重利用矿场资料统计的方法,对已开发不同类型油藏的注水时机与产量变化关系、采出程度和含水关系、地层压力和产液量关系等进行了统计分析,总结出该类油藏不同注水时机下的开发特征,同时简单分析了其机理。通过研究发现,安塞油田超前、同期、滞后和未受效四种情况,初期稳产阶段产量比例为4.27：2.3：1.87：1,因此,尽可能实施早期注水,改善特低渗油藏开发效果。     

特低渗透油藏水驱矢量化井网影响因素分析

众多学者提出了矢量开发思想,但对于其影响因素的研究较少,制约了矢量化井网在矿场中的应用效果.依据矢量化井网思想,以实际工区典型井组为原型,建立井组概念模型.结合已有文献的物理模拟实验结果,利用油藏数值模拟技术,对典型井组概念模型均衡见水时间的多个影响因素进行了分析论证.结果表明:在均衡驱替且油井见水时间基本一致的前提下...     

水平井技术在苏里格气田苏53区块的应用

为了改善气田开发效果,提高采收率,针对苏里格气田直井生产暴露出单井控制储量低、气井产量低、压力下降快、稳产能力较差等一系列问题,在苏53区块开展水平井整体部署技术的研究和应用,取得了良好的效果。形成了水平井区筛选、水平井地质导向、钻井提速及储层改造等特色配套技术,目前水平井在苏53区块已达到规模实施阶段,日产气为临近直井的5~10倍,生产效果较好。该研究为实现水平井技术在苏里格低渗气藏的全面推广应用提供了技术保障。     

引入启动压力梯度计算低渗储层合理注采井距

通过室内实验、理论计算确定流体非达西渗流的启动压力梯度,确定建立了有效驱替压力系统下的合理井距。研究表明,影响低渗储层驱替压力系统建立的最主要因素是启动压力梯度。在GGY油田低渗透油藏的开发中应适当缩小注采井距提高驱替压力梯度,采取整体压裂措施减小启动压力梯度。