文33沙三上低渗透油藏合理井网密度的计算

文33沙三上油藏是低渗透油藏,由于注采井距过大,注水开发效果差,采油速度仅0.27%。通过影响低渗透油藏合理井网密度的技术因素、储层的渗流条件法、数值模拟法等不同方法对该油藏合理井网密度进行了研究、论证。实施后,采油速度上升了2.49个百分点,提高采收率21.2个百分点,成功实现了低渗透油藏的注水开发,证明了200~250m注采井距是该油藏的合理井距,所用计算方法是正确的。     

唐80井区东部区域特低渗透裂缝性油藏井网方式及井距论证

唐80井区东部区域属于特低-超低渗透储层,储层物性差、渗流能力低,存在油井单井产能低、产量递减快、地层压力水平低、注采井网不适应裂缝性特低渗透储层等问题,迫切需要研究合理的注采井网及井距。启动压力梯度是低渗、特低渗油田有效开发中必须要考虑的因素,本文计算了考虑启动压力梯度条件下的极限驱动井距,并研究了考虑满足最终采收率及满足单井控制可采储量下限的井网密度,即:技术合理井网密度及经济极限井网密度。结果表明,唐80井区东部区域合理井网形式为菱形反九点法面积注采井网,确定合理排距为122~144m,合理井距为400~500m。     

特低渗透油藏井网适应性评价

针对特低渗透油藏储层物性差、难以建立有效的驱动压力体系问题,以X区块为例,无限大地层等产量汇源模型为基础,建立最小驱动压力梯度表达式,与启动压力相结合得出不同注采压差下技术极限注采井距;应用油藏工程方法中的油井渗流速度公式与产量公式,建立不同注采压差、不同井距对应储层渗透率下限表达式;此外,井距关系到经济效益的好坏,应用曲线交汇法计算井网密度,将开发投入将来值与总产出相比较,当总利润最大时计算得到经济最佳井网密度,当总利润为0时,对应经济极限井网密度。研究结果表明随注采压差增大,技术极限注采井距增大,渗透率下限随注采井距的增加而增大,X区块经济极限井距为154 m,经济合理井距为202 m。     

确定合理注采井距 改善文99南块开发效果

文99南块是文东99块向南滚动扩边逐步投入开发的,由于注采井距大,井网密度小,储量控制程度低,水驱运用状况差。通过不同方式注采井距的研究,确定文99南开采合理井距为200-210米,并依此结果进行部署,取得较好成果。     

重组井网实现油藏高效开发

对油藏井网不完善,开展改善开发效果的挖潜研究,首先根据剩余油分析结果,部署挖潜井组;其次根据注采井距及井网密度研究,合理确定井组注采井距;最后进行井网重组,确定挖潜层段。     

临盘油田田3块开发方案研究

本文对开采方式、注水可行性、地层压力保持水平进行分析,并对油井单井产能、水井单井注水能力进行论证,再对区块合理井网密度及井距进行理论分析及计算,最终设计该块初期反七点注采井网,后期是开发效果,再转为交错排状注采井网。     

变形介质特低渗油藏合理井距研究

针对目前研究变形特低渗油藏合理井距的局限性,首先建立了油藏压力和产量幂率积分关系的非线性渗流模型,然后根据叠加原理,提出了求解变形介质特低渗油藏合理井距的新方法。该方法在求解过程中利用牛顿迭代原理建立了不同储层渗透率和采油强度下的合理注采井距理论图版。同时,讨论了启动压力梯度以及介质变形对注采井距的影响。研究表明,在储层物性和工作制度一定时,应存在一个合理注采井距范围;油藏开发过程中应尽可能提高采油强度,从而减小启动压力梯度对井距的影响。以上研究成果为有效开发特低渗油藏提供了理论依据。     

井网调整分析在头台油田的应用

合理选择井网密度一直是油田开发中一个重要的问题,一般应以最少的井数能获得最大的最终采出油童及最佳经济效益为目标进行选择.本文针对头台油田的油藏具体情况进行了极限井距和合理井距的计算,得出最佳注采井数比,为油田的进一步开发提供了重要依据.     

濮城油田东沙二上1油藏单砂体精细挖潜研究

主要研究了油藏最优井网密度、单井可采储量经济界限、分类储层合理注采井距与注采压力系统.开展以井网优化重组、单砂体注水、全封再射为主导的单砂体剩余油挖潜配套技术研究与应用.     

新安边地区延安组储层合理井网密度研究

井网密度是油田开发方案中一个重要的参数,是油田开发和调整方案制定的依据。对研究区合理井网密度的研究有利于充分对现有生产井的利用,以及注采井网的完善,实现对该区域的有效开采。本文主要从技术和经济两方面对研究区的井网进行了合理的研究。