物质平衡方程在确定油田合理注采比中的应用

本文通过对物质平衡方程式的深入研究,着重从现场实际资料入手,采用理论推导与实际资料拟合的方法,选定X油田(单元)为研究对象,通过对历史资料的整理、拟合,求出注采比、总压降和产液量的相互关系,近而制出关系图版,从中求出油田(单元)合理的注采比,为油田(单元)配产(注)提供理论依据.     

新站油田合理注采比研究

以物质平衡和注采平衡原理为基础,运用矿场统计法、物质平衡法等多种方法对新站油田目前的合理注采比进行了研究,制作了不同油气比,不同含水条件下保持地层压力所需注采比图版,应用矿场统计法统计出新站油田无效注水比例为36.3%,并最终确定了新站油田中含水期开发的合理注采比是2.0。     

应用油藏工程和物质平衡法确定合理的注采比

确定水驱开发油藏的合理注采比是现代油藏管理很重要的任务之一,注采比是否合理直接影响油藏的开发效果和油田的产量。本文通过油藏工程和物质平衡的方法确定了某区块的合理注采比,该方法对油田确定合理的注采比有一定的指导意义。     

A油田合理注采比及开发对策研究

本文分析了A油田注采比的影响因素,根据注采比及含水与年注水的关系曲线,在较高的采出程度下,以含水上升速度最慢且年注水最少为原则确定了各区块的合理注采比,并利用两个主产区块的开发数据对合理注采比进行了论证,最后提出了相应的开发对策,为后期油田开发提供一定的依据。     

油田某区块合理注采比研究

介绍一种预测某油田合理注采比的方法,将理论算法与实际生产情况相结合,通过对现行的水油比法研究合理注采比,并将其应用到零散砂体注水开发中,控制含水上升速度,提高地层能量补充。应用表明,根据油田实际地质特点、开发状况和计算不同注采关系砂体的合理配注强度,调节注采比,对地层压力水平进行能动控制,是实现整个开发注采系统最优化的一个重要方面,为注水方案的调整,延长油田开采期提供指导作用。     

齐家北油田数值模拟合理注采比研究

本文针对齐家北油田储层物性差异,将油田分为古708区块和古704区块,通过对两个区块不同注采比进行数值模拟,以及不同含水对应的采收率情况,确定合理的注采比。提高了油田注水开发方案的针对性和有效性,对提高扶余油层开发效果具有一定的指导作用。     

齐家北油田数值模拟合理注采比研究

本文针对齐家北油田储层物性差异,将油田分为古708区块和古704区块,通过对两个区块不同注采比进行数值模拟,以及不同含水对应的采收率情况,确定合理的注采比.提高了油田注水开发方案的针对性和有效性,对提高扶余油层开发效果具有一定的指导作用.     

合理注采比的研究与应用

注采比是表征油田注水开发过程中注采平衡状况,反映产液量、注水量与地层压力之间的一个综合性指标,是规划和设计油田注水量的重要依据。本文在确定与合理注采比有关的因素基础上,综述了常见合理注采比预测方法,并从多角度定性分析了导致低渗透油田实际注采比值偏高的影响因素,最后利用多因素调控的注采比模型结合动态开发历史数据对C区块进行了合理注采比的预测,从而指导了2012年C区块的水量调整。     

注水开发油藏合理注采比的确定

针对目前辽河油田一些主力的注水油藏地层压力与注采比不匹配的现象,根据矿场经验统计和理论分析,在水驱油动态方程基础上,推算出沈625块、沈67块等油藏的合理注采比,同时结合动态分析方法和物质平衡方程对潜山油藏的注采比进行了确定,与区块实际注采比进行比较,分析其影响因素,并提出下步注水方向。该研究对于油藏精细注水、有效注水具有一定的指导意义和实用价值。     

大芦湖油田樊29块合理开发界限确定

开发过程中,由于油层物性差,压裂成为该块投产的主要措施之一,地层不压裂几乎没有工业油流。但油水井压裂后,虽然使该块具备了开采价值,但也给开发带来了很多麻烦,若裂缝与注采井网匹配不合适,及注入压力过高,很容易出现油井早期水淹,严重影响油田的水驱油效果。影响最终采收率。为此结合驱油机理研究结果,合理控制注入压力、注入量,建立各阶段合理的生产压差对提高该块驱油效率及最终采收率具有实际意义,对同类油田具有指导意义。     

NK气顶边底水油藏合理注采比确定

注采比是研究注水开发油田地层压力的重要依据,是反映油田产液量、注水量和地层压力三者之间关系的综合指标。带气顶的边底水油藏驱替能量较为复杂,计算的注采比精度不高,直接影响油田开发效果。本次以物质平衡方程为基础,提出了综合考虑边底水能量、地层脱气等因素,对NK油田合理注采比进行了论证,较好地指导了油田生产,为油田开发制定合理技术政策界限提供了依据。     

低渗透砂体零散油田开发初期合理注采比研究

在古龙油田零散砂体矿场实践中,同步注水开发16个月后油井注水受效比例仅为19.8%,地层压力保持水平73.4%。应用油田工程方法,结合开发数据,研究注采压力系统的适应性,在给定油田合理地层压力的情况下求得合理注采比,从而为油田开发综合调整提供依据。     

沈84-安12块高含水期合理注采比的确定

本文通过分析辽河油田沈84-安12块特高含水期,不同注入速度下,不同注采比与油田最终采收率的关系,最终确定了目前区块开发的合理注采比。在宏观油藏管理上,该方法对于指导高含水期开发阶段注水砂岩油藏的注水调整有一定的指导意义和实用价值。     

已开发油藏注采比确定方法研究

随着油田注水开发的不断深入,注水开发过程中的各种问题凸显出来,由于目前缺少针对性的注水开发技术政策,已严重制约了油田注水的高效开发,亟待开展相关技术研究攻关,其中合理注采比的确定是制定有效注水开发技术政策的一个关键环节。注采比是油田开发动态分析的一个重要指标,合理的注采比不仅能够保持合理地层压力、减缓含水上升速度,同时也能够使油田具有旺盛产能并取得较高的采收率。关于注采比的确定方法,目前主要有物质平衡法、最优化方法、不平衡系数法、多元回归法及注采比与水油比关系法等,其中物质平衡法以其依赖地质资料少、计算方法和程序简单等优点得到广泛应用。本文针对已开发油藏,列出三种结合物质平衡确定注采比的研究方法。     

基于物质平衡法的注采比预测

注采比是反映采液量、注入量和地层压力之间关系的一个重要指标,合理注采比的确定在注水油田开发中非常重要。本文应用物质平衡方法对注采比进行预测和分析。     

宋芳屯油田芳17区块注采比优化研究

芳17区块是宋芳屯北部已投入开发的6个区块之一,由于开发时间长、已进入中高含水期,并且经过多次注采系统和注水结构调整以及压裂改造等措施,具有该油田砂体分布零散、油井流动压力高、累计耗水高,波及系数低的典型开发特征。因此,以芳17区块为典型区块,利用数值模拟方法进行注采比优化研究。在含水率为60%、70%、80%、85%、90%五个开发阶段开展了注采比优化研究,确定60%~90%之间的合理注采比范围为1.3~1.7;开展了反九点井网和五点井网注采比优化研究,结果表明井网加密调整后可以采用较低注采比开发。     

东仁沟延10底水油藏合理注采比分析

底水构造油藏因具有不同程度的底水能量,因此其注采比的确定和一般无底水油藏差别较大。本文使用修正的水驱特征曲线法和考虑水侵量的物质平衡法,对注水示范区延10油藏当前合理注采比进行了研究,并用现场实际生产效果进行验证。结果表明:两种方法确定的合理注采与现场多年经验确定的适合生产需要的注采比一致,能够指导东仁沟区块整体合理注水开发。研究结果同时为其它底水油藏注采比的确定方法提供了借鉴。     

一种新的注采比与含水率关系式的研究与应用

目前对于水驱油田注采比的确定方法较多,但各类方法计算过程较为复杂。因此基于注水开发油田注采关系及水驱特征曲线,得到水驱油田合理注采比与含水率关系式。此模型参数使用比较简单,模型中所需要的生产动态数据较少,且结果预测准确,适用于动静态参数相对较少的油田。利用该理论关系式,可以评价油田水驱开发效果,为目标油田的下一步开发调整提供理论支持。研究分析表明,利用丙型水驱特征曲线得到的注采比与实际值较吻合,应用效果较好。且实际值与理论值越接近,水驱开发效果就越好;否则油田需进行综合调整,以改善水驱开发效果。结合K油田实际生产动态数据,验证了该理论关系式的适用性和可靠性。     

卫317断块高渗油藏层间挖潜与合理注采比的研究与应用

卫317断块,区域构造位于卫城构造的南端,东与濮城构造相望,西与卫2块南部相邻。为沙二上1砂组的含油断块,动用含油面积1.9km~2,地质储量99.78×10~4t,全区油藏平均有效厚度6m,目前标定采收率36.9%,可采储量37.0×10~4t。     

呼和诺仁油田地层压力状况分析

地层压力直接关系到油田各种措施的合理性及开发水平的高低。本文针对贝301区块在开发初期出现的地层压力下降快,注水开发受效后地层压力恢复缓慢、分布不均衡等问题进行了探讨,并分析了其原因,同时在此基础上结合该区块的地质特点,提出了相关的措施建议,对今后指导油田合理的注水开发,恢复地层压力有一定的指导意义。