安塞油田王窑区水驱特征曲线及其应用

水驱特征曲线是油藏工程的一个很重要的方法。针对安塞油田王窑区渗透率很低、中低含水的现状,选择了一种适合于该区块的水驱特征曲线,并利用单井水驱特征曲线,对该区的３５口油井的单井控制储量、可采储量、剩余油饱和度以及采收率进行了标定。在分析对比的基础上,将该区的水驱特征曲线分为两种类型。水驱特征曲线计算结果表明该区的单井控制储量、可采储量、单井采收率都比较小,剩余油饱和度比较大,且各参数在单井间的变化不     

油井单井控制储量确定新方法研究

油井单井控制储量的确定往往通过试井资料分析或数值模拟分析获得,但试井资料和数值模拟方法都有一定的局限性,准确性受到影响,且难以随时进行动态储量分析,基本上没有利用单井的相对渗透率和单井采油指数的变化来确定单井控制储量.在分析采油指数变化与相对渗透率关系基础上,提出一种新的确定油井单井控制储量的方法,得出采油指数递减率与油相相对渗透率下降速率相同的关系,结合油井生产动态数据,建立相应的模型,计算出油井的单井控制储量.该方法特别适用于油田开发中后期,同时对剩余可采储量作出准确的预测,为单井挖潜措施提供可靠依据,指导油田开发方案的调整.     

一种基于油井单元的储量动用程度研究方法

以水驱储量动用程度作为油田开发的重要参考指标,提出了准确合理地计算基于油井单元的水驱储量动用程度的方法.基于当前L油田注采井网,以油井与油井、油井与水井、定向井与水平井流线边界为划分依据,将L油田划分为27个基本开发单元,完成单元静态井控储量计算,应用各油井单元静态、动态数据和乙型水驱曲线完成动用程度计算.结果 表明,受井网完善度、水驱方向的影响,各单元动用程度存在较大差异,结合井网注采受效分析确定了高部位油井转注、中部位细分层系、低部分补充注水井的下一步综合调整方向,为油田的精细化认识与下一步开发优化提供了重要借鉴.     

单井井控地质储量定量评价新方法

油田开发进入高含水期后,利用面积劈分等静态方法研究单井井控地质储量难以反映其真实情况。基于丙型水驱特征曲线理论方面的研究成果,在深入分析出口端各含油饱和度内在联系的基础上,建立了油井见水后井控区域内油水两相区平均含水饱和度新方程。通过联立方程求解获取了无因次注入孔隙体积倍数这一重要参数,从而提出了一种定量计算单井井控地质储量的新方法。新方法充分利用了累计产液量、含水率等生产动态资料,能够反映单井开发过程中井控地质储量的动态变化。实例分析表明新方法计算结果合理、可靠。     

二三结合模式下水驱与化学驱配产配注优化

在陆上油田普遍进入高含水阶段的背景下,主力油层由一类油层逐渐过渡到二、三类油层势在必行。如何在现有技术的基础上,对二三结合模式下的水驱与化学驱合理配产配注成为二三结合优化技术的重点。结合北一区断东的实际物性参数,分别针对二三结合模式下的水驱与化学驱进行正交方案设计,并对单井日配产配注量进行数值模拟和多元回归分析,确定了二、三类油层单井各层段的合理注水量公式;采用井组注采平衡和地层系数劈分的配产方法,计算出单井各层段产液量。模拟结果表明,水驱经过配产配注后采收率较实际方案高出2.52%;化学驱配产配注结果与沿用现阶段水驱注采参数进行化学驱开发的效果相比,采收率高出3.54%。     

低渗透气藏储量早期预测

气藏早期地质储量的确定对开发方案的制定、开发设施的设计以及气藏价值的评估十分重要,低渗透气藏早期地质储量的确定一直是一项比较难的工作.针对此问题,提出了利用流动物质平衡法、油藏影响函数法以及采气曲线法来早期预测低渗透气藏或单井控制地质储量.经过实例分析说明以上三种方法切实可行,还对三种方法自身的适用条件以及各自的优缺点进行了简要分析.     

低渗气藏单井动态储量计算方法研究

气井动态储量是气井合理配产、开发方案制订的重要依据,但由于低渗气藏的低渗透率及强非均质性特征,很难计算出准确的气井动态储量。针对此问题,对比分析常用气井动态储量计算方法,将流动物质平衡法引入到低渗气藏单井动态储量计算中。描述分析气井生产动态曲线的表现特征,提出确定气井动态储量的计算方法。实例分析表明,利用流动物质平衡法计算低渗气藏单井动态储量所需数据量少,结果合理可信。     

储层精细研究在特高含水老区综合调整中的应用

针对特高含水期老区油田水驱效果差,剩余油分布零散复杂,应用常规的措施及其调整方法提高采收率难度大的问题,以八面河油田面14区北块为例,从沉积微相研究入手,在储层精细研究的基础上,明确该区剩余油分布的主要地质因素及其分布规律,进而制定出适合面14区的改善水驱开发技术对策。通过相应的调整治理,采油速度、水驱控制程度、采收率明显提高,开发效果明显好转。     

八面河油田面4-14区沙四段1砂组储层认识及潜力评价

八面河油田面4-14区沙四段1砂组含油面积大、储量多,单井产量普遍较低,储量动用差。为改善开发效果,开展储层研究、储量计算、区带潜力评价。通过储层"四性"关系研究和砂层对比,确定储层展布、油层厚度、孔隙度、含油饱和度分布规律;结合生产动态,圈定有利区带;结合井(组)注水、热采试验分析,提出提高单井和区块产能的有效方法。     

水驱气藏采收率计算及影响因素分析

气藏采收率是指在当前经济技术条件下气藏可采储量占地质储量的比值,是决定气藏开发效果的重要指标,受经济极限产量、废弃地层压力、井口外输压力等多种因素影响.气藏整个开发过程中开发方案的制定、各种工艺措施的实施都为了达到提高气藏采收率这个目标.封闭纯气驱气藏的采收率计算及评价较简单,水驱气藏的采收率由于受储量控制程度及水驱波及系数的影响,不同于纯气驱气藏.根据对某水驱气藏的采收率评价,研究结果表明:受“水锁”形成“封闭气”及水侵使含气饱和度降低影响,水驱气藏采收率较纯气驱气藏的采收率有很大程度降低.     

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油气藏注水替油开发研究

塔河油田奥陶系碳酸盐岩缝洞型油藏非均质性强、油水分布规律差。部分高产井易水淹或产量大幅度递减。在生产实践中,发现部分单井在压井后,压力明显上升、可以恢复部分产量。分析奥陶系碳酸盐岩缝洞型油藏储层特征,研究注水开发的地质影响因素,并通过对注水替油的机理研究,结合现场单井注水替油和多井缝洞单元注水替油的实践,来分析选井、选层及注采参数的影响,评价注水替油开发效果,优化注水方案设计,是为了使注水开发在塔河碳酸盐岩油藏的推广应用,以便提高油田采收率。     

水平井在江汉油区开发中的应用

水平井在开采过程中具有泄油面积大、单井产量高等特点,已成我国陆相油田开发过程中的主要增产方式。随着江汉油区逐渐进入开发后期,面临剩余油挖潜和储量动用难度不断加大的困境,通过对江汉油区水平井的生产现状以及在低渗薄层油藏、稠油油藏、致密油藏的应用效果进行分析,表明大力推广应用水平井是提高油田开发效果的有效方式。针对水平井措施效果进行分析总结,提出了今后的研究方向。     

八面河油田面12区综合调整措施及效果分析

八面河油田面12区为断块稠油油藏,油层出砂、渗透率差异大。为了解决产量递减快、注采井网不完善、储量控制程度低、油井高含水等问题,采取加强地质综合研究、钻调整井和侧钻井、进行注水井注氮调剖等措施,有效地改善了油藏开发效果。     

马王庙油田马50井区改善注水开发效果的对策

马王庙油田马50井区注水开发效果较差,目前采出程度只有7.7%,采油速度只有0.56%,综合含水已高达81%,其主要影响因素包括油藏构造复杂、储层具有不同敏感性等。要进一步改善马50井区注水开发效果,应采取开展精细构造解释、及时进行有效注水、进行高压注水和脉冲注水、加强储层伤害机理的研究。     

安塞油田坪北区低渗透油藏产能建设的成效

安塞油田坪北区属于典型的特低渗透、微裂缝发育的低压、低产油藏,地面、地下条件复杂,1997年以前一直未投入开发。1998年5月采用了先进的井网优化部署和适合采油及地面建设的工艺技术,成功地开发了这种特低渗透油藏,取得了良好经济效益。本文总结了坪北区油藏四年来产能建设和注水开发的主要作法、先进的井网优化部署和早期注水对类似油藏的开发有指导作用。     

马王庙油田马5O井区改善注水开发效果的对策

马王庙油田马50井区注水开发效果较差，目前采出程度只有7．7％，采油速度只有0．56％，综合含水已高达81％，其主要影响因素包括油藏构造复杂、储层具有不同敏感性等。要进一步改善马50井区注水开发效果，应采取开展精细构造解释、及时进行有效注水、进行高压注水和脉冲注水、加强储层伤害机理的研究。     

深部调驱技术

油田经过长期注水开发,注采井网遭到损害,油藏平面波及系数和纵向波及系数变差,水驱效果变差,储量未得到有效开发。深部调驱技术是以深部调剖为主,在＂调＂的基础上又结合了＂驱＂的效果,并具有提高波及系数和驱油效率的双重作用。介绍PI选层决策技术、调驱处理半径的确定以及现场施工常用参数的确定。     

洲城油田表面活性剂驱提高采收率矿场试验

洲城油田于1995年投入注水开发,取得了较好的水驱开发效果.为了进一步提高水驱效率及油藏最终采收率,开展了WXS表面活性剂可行性研究.针对洲城油田的油藏条件,对WXS表面活性剂进行了性能评价和驱油效果实验,在此基础上优化出了单井试验方案,并进行了矿场试验.结果表明,WXS表面活性剂对洲城油田提高采收率具有较好适应性.     

胡状集油田胡十二块采收率研究

胡十二块属于严重非均质油藏，经过十几年的注水开发，目前开发面临着高含水、低采出的问题。为了更好地提高区块的注水采收率，运用室内试验资料、国内上经验公式及矿场资料，用多种方法对胡十二块注水采收率进行了预测。经分析研究后认为：胡十二块具有提高注水采收率的潜力，应在提高注水波及体积上做工作；并提出了胡十二块今后进行区块治理要运用细分层系开发、对局部井网络进行注采关系完善、层内调及三次采油等常规方法，来扩大注水波及体积，提高注水采收率。     

哈萨克斯坦南肯尼斯油田综合挖潜技术实践与认识

SK油田地层能量下降,2007年始产量迅速递减,含水率持续上升。为改善此现象,油田展开基础研究,深入研究剩余油分布规律,部署一批加密和完善井,调整注采井网,提高了储量动用程度和水驱控制程度。在改变思路的同时加大措施力度,增油比例得以提高。实施改进后油田产量下滑趋势得到遏止,产量得以恢复到峰值,储量采出程度提高。