低渗透油层非达西渗流单井产能计算

低渗透油层渗流阻力大,存在启动压力梯度,常规的单井产能计算方法难以适用于低渗透油层油井。合理计算和评价低渗透油层油井产能,科学分析产能的影响因素,对于提高低渗透油层开发效果具有重要意义。运用渗流理论,根据低渗透油层的渗流物理特征,考虑非达西渗流特征,结合计算机辅助计算,推导了低渗透油层平面径向流和一源一汇注采井之间压力分布及产能计算公式,分析了压力分布特征及产能影响因素。由于低渗透油藏油井大部分压裂求产和投产,因此利用坐标变换方法推导了低渗透油藏直井、压裂直井的单井产能公式。产能公式可对低渗透油藏油井产能进行定量评价和影响因素分析,为提高单井产能及油田开发效果提供理论依据。     

特低渗透油藏单井商业油流计算方法研究

商业油流是储量起算标准的重要经济评价指标之一。中国石油行业标准Q/ SY 01180—2020《石油天然气经济可采储量评价规范》中给出的常规油藏稳定递减单井商业油流的计算方法,对生产初期产量递减较快、中后期产量递减相对平缓的“分段式”递减的特低渗油藏适用性较差。为此,基于常规油藏单一递减率的单井商业油流计算方法,应用盈亏平衡原理,结合“分段式”递减规律,建立了一种符合“分段式”递减规律的油藏单井商业油流计算模型,并以辽河坳陷太阳组为例,结合其油藏相关物性参数、单井投资及成本费用、油气价格等参数,利用所建立的“分段式”递减油藏单井商业油流计算模型,确定了评价油价为60美元/桶条件下的单井商业油流。研究结果对同类型油藏具有借鉴意义。     

试油动态资料在海西南地区的应用

海西南地区油藏类型的比较复杂,主要是由于该区裂缝复杂造成的,经对该区6口井8层试井资料分析,得到裂缝型油藏（包括宽而长的裂缝型油藏,压裂后形成长裂缝型油藏）及复合型油藏参数,并确定了该区的主裂缝,通过分析该区的试采井资料,得到了指数式产能议程,二项式产能方程及油井产能递减方程,同时计算了单井控制可采储量。     

谷104长6油藏提高单井产量技术研究

谷104油藏属于典型的低渗、低压、低丰度三低油藏,单井产能低,开发难度大,如何提高单井产量在超低渗透油藏开发中显得尤其重要,通过对开发区块储层物性,吸水剖面油井低产原因等方面研究,发现通过不稳定注水、剖面治理、措施引效等技术能有效提高单井产能,减缓油井液量下降、含水上升,降低油田递减,确保研究区油藏稳定高效开发。     

谷104长6油藏提高单井产量技术研究

谷104油藏属于典型的低渗、低压、低丰度三低油藏,单井产能低,开发难度大,如何提高单井产量在超低渗透油藏开发中显得尤其重要,通过对开发区块储层物性,吸水剖面油井低产原因等方面研究,发现通过不稳定注水、剖面治理、措施引效等技术能有效提高单井产能,减缓油井液量下降、含水上升,降低油田递减,确保研究区油藏稳定高效开发.     

不同产量递减方式对气田效益影响研究

首先运用技术经济学的有关原理,结合油藏工程原理的基本知识,建立了气藏储量初始经济产量的评价模型,得到了在不同天然气产量递减方式和不同内部收益率情况下的单井日产量,然后利用这些数据,运用SPSS软件进行了方差分析,得到了调和递减方式下的单井日产量与直线递减和凸型递减方式下的单井日产量有显著性差异的结论。最后通过SPSS软件对内部收益率、单井日产量、产量递减方式的回归,得到调和递减的效益好于指数递减;指数递减好于直线递减;直线递减好于凸型递减;并且单井日产量为气田效益影响的敏感因素的结论,为油气田经济评价方法提供一种思路。     

试油动态资料在海西南地区的应用

海西南地区油藏类型比较复杂,主要是由于该区裂缝复杂造成的。经对该区6口井8层 试井资料分析,得到裂缝型油藏(包括宽而长的裂缝型油藏、压裂后形成长裂缝型油藏)及复合型油 藏参数,并确定了该区的主裂缝。通过分析该区的试采井资料,得到了指数式产能方程、二项式产 能方程及油井产能递减方程,同时计算了单井控制可采储量。     

气顶底水油藏水平井井间干扰研究

水平井的井问干扰问题为其在底水气项油藏中的应用造成了一定的影响.为此,利用势函数叠加原理,建立了底水气顶油藏不同产量务件下两口水平井生产的产能模型.利用该模型计算分析了井距、邻井产量、邻井避水高度等参数对油井产能及见水时间的影响.结果表明,井距为影响单井产量和见水时间的控制因素.邻井产量对水平井产能及见水时间的影响程度随井距的增加而降低.尤其值得注意的是,在相同条件下低渗透油藏井间干扰程度较大,其合理井距应大于中高渗油田.同时利用该模型对印尼OSEIL油田进行了预测,所得结果基本符合实际生产数据.     

Q7P1井分段压裂优化研究

Q7断块阜二段油藏物性差,储层单层厚度薄,油井自然产能低甚至无产能,常规井控制储量小,产能递减快,采用常规水平井开发受油藏物性、厚度等条件限制,经济有效开发难度大。针对Q7断块油藏特点,利用对物性差、油层厚度薄、油层段集中的油藏具有技术优势的长水平段分段压裂水平井,通过形成多条横向缝,增加垂向渗透率,并将不同油层连接起来,提高单井产能,实现有效开发。在Q7断块地质模型基础上,应用油藏数值模拟方法对水平井单井参数进行优化设计研究。     

苏北盆地湖相碳酸盐岩油藏油井生产特征及开发技术对策

苏北盆地金湖凹陷西部斜坡带发育1套储油能力较好的湖相碳酸盐岩储层,受不均匀溶蚀作用的影响,其平面非均质性强,局部地区孔隙度较大,但连通性差,储层渗透率低。湖相碳酸盐岩油藏油井的生产特征与砂岩油藏油井的生产特征完全不同,表现为自然产能低,实施酸化措施后产量提高幅度大;不同位置的油井产油量差异大;投产初期含水率高;油井产油量递减存在常规递减和突变递减2种形式。通过对研究区试油试采和生产动态资料的分析,在深入研究产能影响因素的基础上,确定储层总有效厚度和单井储层有效渗流半径是影响湖相碳酸盐岩油藏油井产油量的2个主要因素,进而明确研究区投产储层的筛选条件。根据湖相碳酸盐岩油藏的特征,提出了多次酸化、压裂、侧钻井、水平井和多分支水平井等开发技术对策。     

平落坝须二段气藏单井产能递减分析

气井在生产过程中，产能下降的原因有地层压力下降引起的自然递减和产层物性变化引起的额外递减，采用不同时期试井得到的产能方程可以计算两种递减各占的比重。文章研究了气井产能方程的结构，看出气井在理论条件下，二式中的A、B值不发生变化；但当地层出水、井底积液等情况时，A、B值会发生变化。通过对平落坝须二气藏单井产能方程中的A、B值的变化分析，认为须二气藏各井无论是否出水，均存在额外递减，亦即各井的产层在生产过程中均有不同程度的伤害；但气井出水会造成有效渗透率下降，生产压差额外增加，导致气井产能下降，产量递减幅度明显增大，这对单井影响较大；建议对存在井底积液的气井尽快考虑带液措施，以避免产层进一步受到伤害。     

安塞油田长6油层注采调整技术

安塞特低渗透油田主要是长6油藏经过连续三年的综合治理,综合递减连续逐年下降,老井持续保持稳产。在此基础上,根据其储层特征及开发实践,总结、提出了安塞油田注水开发的主要注采调整技术,即早期强化注水、不稳定注水、同步或超前注水、沿裂缝注水、高含水区提高采液指数、改变渗流场、加密调整、注水剖面调整、产液剖面调整等,从而提高了单井产能及最终采收率,提高了整体开发效益。     

老油田稳产潜力研究及实施效果

本文针对老油田产能和井况逐年变差的开发现状,运用完善注采井网、措施改造、评价小油砂体、加密调整及滚动建产等手段,深入挖掘油藏潜力,以提高水驱储量控制程度,恢复产能,确保老油田长期稳产。     

低渗油层五点井网水平裂缝直井产能计算方法

多层油藏进入特高含水阶段以后,物性、含油性差的低渗油层成为主要挖潜对象,埋深浅的低渗油层人工压裂后容易形成水平裂缝,并且需要考虑启动压力梯度的影响。为此,分析了五点井网中椭圆水平裂缝诱发的渗流场的特点,综合启动压力梯度造成的压力损失、储层内的物质平衡关系以及压降叠加原理推导得到油水两相的产能计算公式。以长垣杏树岗油田未水洗的独立型表外储层为例,利用产能公式计算分析了五点井网压裂后水驱开发过程中的产油量、含水率以及采出程度等动态指标。研究发现:注采井距、裂缝无因次导流能力和初始含油饱和度对压裂水驱开发的产能影响很大;投产后平均单井产油量递减速度很快,扩大井距虽有助于减缓递减但明显降低了采出程度;区块主要的采出阶段是在较强/ 强水淹（含水率大于60%）时期,并且初始含油饱和度越小,这一时期采出的地质储量占比越大。     

低渗透油藏压裂井产能分析

建立并求解了 考虑启动压力梯度影响的有限导流垂直裂縫井不稳定渗流的数学模型,绘制并分析了产能动态典型曲线。分析结果表明,随着生产时间增长,启动压力梯度对产量影响显著,启动压力梯度越大,井的产量下降得就越快。裂縫导流能力和表皮效应均对压裂井初期产能影响显著。导流能力越大,压裂井的产量就越高。随着裂縫导流能力的增加,井的增产幅度不断降低。表皮效应越严重,裂縫井的产量就越低。这对深入认识低渗透油藏有限导流垂直裂缝井的生产动态具有重要意义。     

任丘潜山油藏开发中的增油挖潜系列技术

任丘(雾迷山组)潜山油藏是一个缝洞十分发育的双重介质块状底水碳酸盐岩油藏,投产初期单井产量高达1000~3000 t/d。在高产稳产及产量递减阶段,为控制底水锥进,研究应用了以钻调整井、卡堵水为主的稳产技术;在快速递减阶段,重点实施了综合治理措施。目前该油藏处于高含水后期的低速递减阶段,主要实施了降压开采、老井眼开窗侧钻以及以堵-酸-抽为代表的挖潜技术。这些技术措施在增油、挖潜以及提高采收率方面发挥了重要作用,自投产以来已累计增产原油1277×104t,为油藏持续高效开发提供了技术保证。分析了该油藏各个开发阶段所采取的一系列增油挖潜技术及其应用效果,对今后的挖潜工作提出了建议。     

玛湖致密砾岩油藏水平井生产动态分析及产能预测——以玛131小井距立体开发平台为例

为厘清玛131小井距立体开发平台的产能水平和生产动态特征,进行了生产特征、不稳定产量及产能预测,构建了动态分析及产能预测工作流程,确定了等效地层渗透率、有效裂缝半长等预测单井产能的关键参数。目标油藏原油易脱气,早期下入井下气嘴可有效减轻脱气现象;返排前期油嘴过大,会导致裂缝体积大幅减小,需要控压返排;基于递减曲线和解析模型的P50产能预测结果可以互为补充,提供更为准确合理的产能预测区间;百三段水平井的平均有效裂缝半长大于百二段一亚段,其井距存在优化的空间。     

致密气井动态储量计算方法讨论

针对延长气田延北区块主力气藏山23层单井动态储量认识不清,产能评价不确定性大等问题,通过调研目前石油行业计算气藏动态储量较为成熟的各类方法,对比不同方法的计算原理和典型井计算结果的合理性和适用性,对产能贡献大的Ⅰ类储层气井、Ⅱ类储层气井筛选出最优动态储量计算方法.研究结果表明:生产初期物质平衡法计算的动态储量偏低,但是...     

苏丹层状边水油藏水平井开发效果评价与对策研究

针对苏丹层状边水油藏部分水平井呈现产量递减快、含水上升快等现象,综合多学科知识对油藏 进行研究,运用无因次日产油水平、无因次累积产油及月含水上升率等指标评价水平井不同含水期的开 发效果,总结含水上升和产量递减的主控因素,提出相应的开发对策。研究结果表明,水平井是苏丹层状 边水油藏高含水期实现控水稳油的重要技术,水平井位置、产液强度及储层的非均质性是影响水平井含 水上升的主要因素,水平井位置及产液强度、地层压力保持水平及储层保护情况是影响水平井产量递减 的主要因素;主要开发对策为早期加强地质优化设计和生产参数优化,中后期采取卡堵水及提液等措施 控水稳油,并适时注水补充能量和加强储层保护,提高单井产能,以改善苏丹层状边水油藏开发效果。     

大庆油田注水开发

大庆油田是中国目前最大的油田,也是世界上十几个特大油田之一。1959年9月松基三井首先钻开油层,获得工业油流。紧接着在迅速查明油田面积和储量的同时,油田第一个开发区在1960年6月投入生产。1976年全油田年产油量已达到设计最高水平,从1976至1978年已稳产三年。大庆油田在开发过程中,对油田地质情况进行了较为细致的研究,根据各区不同的地质特征,分别采用了不同井排距的行列切割注水和面积注水的开发井网。