低渗透油田井网井距研究

子北油田黄家川区块位于鄂尔多斯盆地东北部,主力油层是延长组长6油层,为中孔-小孔型、特低渗-超低渗储层,井网系统对开发效果影响尤其明显,因此如何合理确定井网井距对本油田的开发具有重要意义。本文运用了数值模拟法、经济法计算了其极限井距和技术合理井距,对该区块现已形成的正方形反九点基础井网进行了评价,认为目前的井网基本上是合理的,后续开发大部分注水井由目前的采油井转注,只需部署少量新注水井。     

实现油田合理有效开发方式研究

纯化油田纯13块储层物性较差,属于低孔特低渗储层,试油试采资料显示均有一定开发价值,经过进行合理井网密度及开发方式的深入研究,实现了区块合理有效的开发。     

以定边庙咀油田为例对低渗透油田合理井网井距的研究

低渗透油田是指油层储层渗透率低、丰度低、单井产能低的特殊油田,这种油田的特点是采油及注入剂注入都相对困难,最终采收率低。一般低渗透油田的开采技术瓶颈在于储层物性较差,还有可能存在天然裂缝,导致渗透环境更加复杂(各向异性和非匀质性),大大降低了产能。目前低渗透油田渗流阻力大、产能效率低是世界性难题。因此,研究合理井网井距开采系统对提高低渗透油田开发效果具有重要意义。     

志丹油田白家山东部油区井网及井距排距部署方案

目前志丹油田白家山东部油区属于开发扩边区域,需要整体部署开发方案,合理规划井网及井距排距,从而使该区域开发取得良好的经济效益,选择合理的井网及井距排距,直接影响着油田开发的效果。本文依据从事志丹采油厂勘探开发研究工作经验及认识,从白家山东部油区油藏特征、地质构造、地面工程实际出发,有针对性的提出该井区改善井网形式,优选井距排距的部署开发方案。     

升平气田营城组火山岩气藏合理井网井距研究

升平气田储集层为中孔低渗火山岩,由于火山岩的特殊性,目前国内外关于火山岩气藏井网井距研究较少,因此如何合理确定火山岩气藏井网井距对于气田开发具有重要意义。本文运用了经济极限方法、试井法、定单井产能法、合理采气速度法、丰度计算法、合理井网密度法等六种方法计算了其极限井距和技术合理井距,最后通过数值模拟法综合确定了适合升平气田营城组火山岩气藏合理井距。研究认为：只要技术合理,井距不低于其经济极限井距都是可行的。最终推荐营城组火山岩采用1200m井距进行气藏开发。     

宝浪油田宝中区块凝析气藏合理开采井网井距研究

开发一个气藏,都希望能制定出一个井少而产量高的开采方案。但井数和产量也是一个辨证统一的问题。井数多,一般情况下产量会相应增加,但是这样开采成本也会成倍数的增加,并且在开采的同时会遇到很多技术上的难题。那么要判断合理的井网井距与合理的井网密度,就需要气藏工程理论结合数值模拟论证来为具体的气藏制定合理的井网井距。本文结合实际的项目开发方案综合阐述一下合理井网井距的研究。     

普通稠油注水开发井网井距数值模拟论证

A区域储层基本呈南北向席状分布,试井解释也得到同样认识,而且砂体分布均匀,物性好、含油面积小。所以在方案设计中正方形井网,南北向排距等于东西向井距。井网形式应依据砂体展布情况决定,井距根据单井控制储量、稳产时间等开发指标来确定。     

直罗油田大东沟井区长2油藏井网井距评价及储量预测

长2油藏为直罗油田大东沟井区的主力开采油藏,属于裂缝性低渗透油藏,产量递减快,需依靠注水来保持地层压力进行开采,论证得到长2油藏进行注水开发是可行的,计算合理的井网密度和极限注采井距,进而确定合适的井网形式,最后进行采收率预测并确定可采储量。     

子北油田某区开发井网合理井距分析

本文中所研究区块是特低渗、非均质性比较明显的非常规性油藏,需要确定一套合理的开发井网。本文以子北油田某区为例,研究了该区开发井网的合理井距。通过井网优化和对井距计算,最终确定了开发井网的合理井距。     

低渗透油藏井网适应性评价

针对低渗透油田开采过程中遇到普遍问题,选择DLY油田作为研究对象,DLY油田采用反九点面积井网开采,东西向油井水淹严重,南北向油井受效差,采出程度低,开采效果差。本文分别从井网密度、注采井距、油水井数比及人工压裂缝与井网匹配关系对井网适应性进行了评价,认为井网密度小于合理井网密度,南北向注采井距偏小,油水井数比偏小,人工裂缝与井网形式不匹配,目前井网已不适应油田高效开发的需求,并在此基础上提出了下一步综合调整的方向。