利用液面推算油层静压方法初探

胜坨油田进入特高含水期后,开采难度日益加大,各种动态监测技术的综合运用显得尤为重要。油井压力的录取是油田开发重要的动态监测手段,压力资料是确定油藏合理注采比、制定注采调整方案的重要依据。在分析传统的推算静压方法的基础上,探索出不停井用利动液面推算静压的新方法。只要取得油井动液面或套压资料,就可以应用该方法推算油层静压,减少高产井关井造成的产量损失。     

一种获取油藏静压的新方法——以渤海P油田为例

油藏静压是油藏动态管理过程中重要的一项参数,渤海P油田一般采用随钻测压折算法、不稳定试井法以及油藏动态经验法预测油藏静压。但近年来多层合采使得各层压力差异性强,压力复杂,且目前新钻井随钻测压资料以及关井不稳定试井数据越来越少,仅凭动态经验获取的静压数据,其准确性很难保证。本文首次提出基于油井起泵阶段压力数据,根据井筒储集效应下压力管流和渗流耦合理论,利用直线回归系数(R~2)极大值法预测油藏静压的方法。经过与渤海P油田24口井的随钻测压折算油藏静压、试井解释静压和油藏动态经验预测静压进行对比,结果吻合程度高,且具有短时、高效、成本低的特点,为新钻井压力预测提供了一种新方法。     

PR1型井下压力计的研制

地层压力参数是评价地层储能动态、产能变化的重要依据，是制定和调整油田开发方案的重要参数之一。PR1型系列井下压力计，是一种弹簧管式井下压力计，其结构原理综合国内外压力计优点而成，具有性能稳定、精度高、外形尺寸短小等特点，通过对油、水井的流压、静压和压力恢复曲线的测试，可获得准确可靠的地层压力资料。     

利用生产动态资料确定合理地层压力

确定油田生产过程中合理地层压力水平。对提高原油采收率、减少油田耗水量,降低套管损坏速度等方面有重要作用。合理的地层压力确定也是开发方案设计的重要内容,地层压力是否合理对开发效果和开发效益有着极大的影响。本文以王集油田为实例研究利用生产动态资料确定合理的地层压力的方法,包括静水柱压力法、累积注入量与地层压力关系、采出程度与含水关系方法等,各种方法适合不同开发阶段。所得方法应用到王集油田的生产实际,对提高注水开发效果、减少无效注水起到明显效果。     

水驱砂岩油田开发后期最小地层压力保持水平的确定：以河南双河油田为例

针对非均质砂岩油田开发后期由于含水率不断上升、地层压力水平下降而进行的注采结构调整，必须要在合理的地层压力下限值以上进行，才能获得好的经济效益。作者以河南双河油田为例，从采油工艺原理与矿场资料相结合入手找出了一种最小地层压力值的求解方法，实际应用效果良好。这证明，水驱砂岩油田开发后期开发单元或油田的最小压力保持水平界限，可作为开发后期综合调整的依据。     

储层动态流动单元研究——以别古庄油田京11断块为例

流动单元是油气储集最小宏观地质单元，它综合反映了储层的岩性、物性及微观孔喉特征。在分析流动单元定义的基础上，针对高含水期油田开发，提出动态流动单元的概念和定量划分方法。以别古庄油田京11断块为例，从取心井入手，通过优选参数，将储层流动单元划分为4种类型，建立了各类流动单元的数学判别函数，对非取心井进行了流动单元划分，并应用序贯指示模拟建立了不同含水期动态的流动单元模型。研究表明，不同含水期储层流动单元类型受储层物性和流体性质的变化所控制，其分布是动态变化的，动态流动单元能够描述不同开发阶段油水运动规律相似的储集带的动态变化，不同开发阶段的剩余油分布与储层动态流动单元关系密切。实践证实了动态流动单元对剩余油预测的准确性，表明应用动态流动单元方法预测高含水期油田剩余油分布和提高采收率更具有实际意义。     

综合应用压力分析方法确定断块油气田动态连通区

在断块油田气田探试采阶段，通常按断层分布划分开发单元，编制开发方案。正式投入开发后，又会暴露出是矛盾，有的分界断层不密封，具有导流能力；有的断人受岩性物性影响，分隔成几个动态连通区。应用压力分析方法，可以根据油气田地质开发力学原理，动静结合确定断块动态连通区，提高开发调整效果和经济效益。列举了三个油气田实例。     

分层压力测试资料在油田开发中的应用

大庆油田是多油层非均质油田,在注水开发过程中,做好分层压力监测对于提高油田开发效果具有重要意义.油层压力监测和控制在油田开发的整个过程中占有重要的地位,它是反映油藏驱动能量大小及分布的重要指标,在实施有效的油藏管理过程中发挥重要作用.压力监测的主要技术方法是压力恢复测试,目前的常规恢复测试技术只能取得油水井的笼统地层压力,无法取得分层段地层压力.笼统地层压力是各层压力的综合结果,是井下各层之间的流动状态达到动态平衡的最终表现.随着油田开发程度的不断深入,层间矛盾日益突出,解决这些矛盾的关键在于了解各个开发层段的地层压力状况,这是常规笼统压力恢复测试无法做到的,因而把分层测压技术投入到开发中势在必行.结合萨中开发区的实际,2002年选取部分长期关井的油井进行分层测压,充分发挥动态监测资料在油田开发中的作用.     

压力测试技术在海上深层湖相碳酸盐岩油藏中的应用

海上某深层湖相碳酸盐岩油田,静态资料难以准确预测地下储层分布。利用大量静压、流压、不稳定试井压力测试资料,通过计算油藏动态储量、识别储层边界类型、判断井间储层连通性,证实了该油田储层横向变化大,对油田下一步调整具有重要意义。     

探边测试资料在开发黄沙坨油田中的应用

黄沙坨油田是目前已经探明的辽河盆地最大的火山岩油藏,也是辽河油田主要的后续产油区块.为了监测黄沙坨油田开发生产动态,了解在开发过程中压力、温度变化规律,进一步认识火山岩油藏典型特征,2001-2002年采用高精度电子压力计在该区块共进行了数百井次的流压、静压、流温、静温测试,1井次系统试井,3井次干扰测试以及13井次的压降及压力恢复探边测试,通过对这些测试资料的详细分析,对黄沙坨油田的地层参数变化规律、边界变化情况及单井控制的动储量有了一定的认识,为黄沙坨油田进行动态分析及开发方案的制定提供了依据,为其它火山岩油藏的开发提供经验和保证.     

水驱油田合理注采压力系统

合理注采压力系统优化研究是开发水驱油田关键环节之一。以往采用的算法均存在缺陷：①“吸水、产液指数法”未考虑注采不平衡问题、油水密度差异及体积系数;②“吸水、产液指数及注采比法”未考虑油水密度差异及体积系数;③“吸水、产液指数比及注采压差法”不具有理论和实际意义;④“考虑单井及地层压力变化法”未考虑注水井启动压力、采油井启动压力对油田开发效果的影响。为解决上述问题,基于水驱油田注采压力剖面,提出了优化研究水驱油田注采压力系统的新方法。与以往的算法相比,新方法综合考虑了注采不平衡、油水密度差异、体积系数、注水井启动压力、采油井启动压力梯度等方面的影响因素。结果显示,新方法可适用于水驱油田任何油藏类型、任何油层压力分布状况条件下的合理注采压力系统参数计算。运用新方法对胜坨油田胜一区沙河街组二段1-3砂组油藏进行了合理注采压力系统参数计算,得出了该油藏合理油、水井数比为1.42,合理地层压力保持水平为17.29 MPa,此时合理采液量为14 572.41 m³/d,比调整前增加12 452.41 m³/d,合理注水量为15 906.88 m³/d,比调整前增注13 566.88 m³/d,提液增注效果显著。研究结果表明,新方法具有较强的适用性和应用前景。     

高含水后期油田区块注采适应性定量评价方法及调整对策

为解决目前不能定量评价油田注采适应性的问题,通过引入地饱比、注采强度比等概念,研制地饱比．注采比、注采强度比,开井油水井数比两个关系图版,将两个图版划分为五个区,对两个图版进行交汇,制定25种注采状况相应的调整对策。根据各区块的实际注采状况,明确调整对策,在动态调整过程中有针对性地制定下一步具体的调整措施。利用该方法实现区块注采适应状况的定量评价,使油田开发调整更加有章可循,在杏北油田1-3区应用取得了较好效果。     

一种合理注采压力系统关系图版的建立——以A油田为例

在油田开发过程中,注采压力系统优化研究是水驱开发油藏研究工作的关键环节之一,合理与否直接影响油田开发效果。利用油藏工程计算方法,创建一种判别注采压力系统合理性的关系图版,即在充分发挥油井产能的基础上,考虑注采平衡关系,以破裂压力与注水设备许用压力为限定条件,计算不同含水阶段的注水井井口与井底压力;同时,构建不同地层压力水平、不同开发阶段、不同注采比条件下,注水压力与油井产量的对应关系曲线图版,直观判定注采压力系统的合理性。应用结果表明,该方法能够准确判别油田注采压力系统的合理性及安全性,符合油田实际生产需求,对不同类型水驱油藏压力系统的研究均有借鉴意义。     

调整井地层压力预测方法研究与应用

油田长期的注采开发,使得地层压力发生变化,加上地层的不均质性和复杂断层等方面的影响,地层压力变得更加复杂。为满足调整井钻井需求,借鉴油藏数值模拟理论,利用油田生产的动静态参数分析储层孔隙压力的变化,建立了一套基本可行的调整井地层压力预测理论、方法和计算模型。该技术在江苏黄珏油田应用,取得一定的效果。     

油田合理注采比的确定

对于注水开发油田来说,合理注采比是保证地层压力,产液、产油能力,降低无效能耗及提高原油采收率的重要保证。本为将从压力恢复速度、注采比及含水率的关系和耗水率、注采比及含水率的关系出发,先从理论上对这两种关系进行推导,最后应用实例来对两者的关系进行验证。     

高饱和压力,高油气比油藏注采比的计算方法

利用物质平衡方法和容积法,提出了计算高饱和压力、高油气比油藏注采比的计算方法,并对有关参数的确定进行了理论推导论证和经验总结。结合文东油田的开发实例进行了实际有效的和实际应用,计算结果更加准确合理地反映了文东油田目前开发的实际注采状况,实际应用效果明显,这咱方法对油田开发政策的确定具有一定的指导意义 。     

低渗砂岩油藏优势注采方向量化表征技术及应用

对于储层物性差、非均质性强的低渗砂岩油藏,开发进入中高含水期后,在优势注采方向易形成注水无效循环,注水利用率低,开发效果差。为此,以井组为单元,依据渗流力学水电相似原理,结合开发过程中的动态监测资料,建立注水量在纵向及平面上的劈分权重计算方法,采用注采方向单位油层厚度累计吸水量、注采方向累计吸水比和注采方向吸水孔隙体积倍数3个参数进行约束,确定优势注采方向在平面上的量化表征参数及其判别标准。实例应用表明:优势注采方向量化表征技术在特高含水阶段精细注水调控方面具有重要作用,注水调控177井次,优势注采方向注水量减少3 115 m³/d,弱吸水方向注水量增加5 376 m³/d,无效注水比例由20%左右降至10%以内。该研究对同类型油藏精细注水调控及剩余油挖潜具有指导意义。     

非均质多层低渗油藏合理注采井距的确定

由于油水在储集层中的流动存在启动压力梯度,只有在渗流场压力梯度大于启动压力梯度的条件下,流体才能流动。对于非均质多层低渗油藏,每一层都有一极限注采井距。只有当极限注采井距大于实际注采井距时,储量方能动用,否则则不能动用。据此充分考虑了多层低渗油藏的纵向非均质性,建立了水驱储量动用程度与注采井距的关系,分析了影响纵向非均质多层低渗油藏水驱储量动用程度的因素,提出了根据低渗油藏水驱储量动用程度确定合理注采井距的新方法。     

玛湖凹陷致密砾岩油藏CO2异步吞吐提高采收率

CO2具有增能和降黏的特性,CO2异步吞吐是提高致密油藏采收率的有效途径之一,通过注气井组"注—采—焖"相互配合,可提高井间储量动用程度,有望成为准噶尔盆地玛湖凹陷致密砾岩油藏提高采收率的接替技术.综合考虑地层压力、饱和压力及最小混相压力,设计双岩心并联的CO2异步吞吐实验,以明确储集层物性、注采压差和吞吐时机对开发效...