水驱油田合理井网密度和注采井数比的确定

依据文献中最终采收率与井网密度和注采井数比的关系，并结合经济评价和注采平衡等方法，提出了一种确定水驱油田合理井网密度和合理注采井数比的方法。后通过对QL油田计算，表明该油田的注采井数比和在油价上涨的条件下井网密度还有进一步提高的潜力。     

注采井数比对水驱采收率的影响

在深入、系统地研究不同面积注水井网下注采井数比、平均每口注水井控制含油面积单元、井网密度三个特征参数之间理论关系的基础上, 建立起注采井数比、井网密度与水驱采收率计算关系表达式, 进一步完善水驱采收率的研究方法, 同时也为深入研究这一问题提供一条新思路。文中应用该关系表达式对双河、下二门、魏岗三油田进行实例计算, 并就增加可采储量构成进行定量分析。结果表明, 该方法理论基础扎实、物理意义明确、简单实用、易于掌握。     

蟠龙油田特低渗油藏合理井网井距研究

蟠龙油田属于特低-超低渗储层,非均质性强,油井单井产能低,迫切需要研究合理的注采井网井距,提高油井产量。首先计算了考虑变形介质和启动压力条件下的合理注采井距,然后从注采平衡的角度提出了合理的井网形式,根据裂缝特征分析了合理的井排方向,最后综合考虑了极限井网密度、最终采收率和单井控制可采储量,得到了合理的井网密度。研究结果表明,蟠龙油田合理的注采井距为350~400 m,排距100~150 m,合理的井网形式为菱形反九点面积注采井网,合理井排方向为NE66°~NE75°,合理的井网密度为25口/km2。     

海上油田极限井网密度评价方法研究

井网形式及井距大小是油田形成有效注采井网的基础,也是直接影响油田采收率、投资规模和经济效益的关键。因此,井网的合理性论证是油田开发规划设计中极为重要的一环,特别是对于稀井网、大井距开发的海上油田,显得尤为重要。基于中石油勘探开发研究院经验公式,引入实际油田的驱油效率,同时提出以水平井与直井间的产能比来表征替换比确定井网密度的方法,并通过井网系数的反演计算对公式进行改进,建立了新的采收率与井网密度的关系式;在此基础上结合海上油田井网经济评价模型,对油田井网的合理性进行研究。实例研究表明,该方法适用性强,能很好地反映采收率与井网密度的关系,可为油田加密调整提供理论依据。     

卫城油田卫22块合理注采压力系统研究

从提高有效注水的角度出发,对卫城油田卫22块的合理注采压力系统进行研究。确定了合理井网密度、极限井网密度、合理注采量(包括合理注采井数比、注采比和注水量)及合理压力界限(包括合理地层压力界限、合理流动压力界限和合理注水压力界限)。该研究方法对处于中高含水阶段的低渗油蘸具有较好的应用效果。     

水驱油田井网加密合理井数的计算方法研究

井网加密可以改善油田的开发效果,提高油田采收率。井网密度越大,油田的开发效果越好。目前计算井网密度的方法很多,但针对水驱油田加密井合理井数和经济极限井数的计算方法却较少。该文以谢尔卡乔夫公式为基础,根据将来净现值公式推导出水驱油田加密井合理井数和经济极限井数的理论计算公式,并进行了实例分析。实际应用表明,计算结果合理,可为油田井网加密提供理论支持。     

注水开发砂岩油田参数计算方法

本文考虑地质、开发、经济和提高采收率方法及各开发参数间的定量影响关系,提出和推导了一套注水开发砂岩油田参数(提高采收率方法提高采收率幅度,合理注入化学剂段塞体积、合理井网密度、界限井网密度、合理采油速度、最大采液速度、合理稳产时间、合理油水井数比)的计算方法。并举出一个应用这套方法的实际油田算例,     

双河油田Ⅷ-Ⅸ油组井网适应性研究

井网适应性研究是将由注水井、生产井构成的注采系统以及整个油藏作为一个整体来综合考虑的过程。从确定合理注采井数比、合理的井网密度,采用动态分析与油藏数值模拟相结合分析注采对应关系的角度出发,研究了双河油田Ⅷ-Ⅸ油组井网的适应性,为油田后期开发调整提供依据。     

水驱油田开发后期井网密度的确定

在总结前人研究的基础上,推导出一种计算投入开发若干年后的油田(油藏)合理井网密度和极限井网密度的方法。该方法不仅考虑了投资、逐年管理费用和原油销售收入的利息,还充分考虑了注采井数比、剩余油分布、油田递减率等因素。该方法可对投入开发后的油田井网是否加密进行论证,使决策者最大程度地避免投资风险。     

基于油田开发后期现金流量法在井网加密中的应用

为了改善油田目前的开发效果,减缓产量递减,降低含水上升率,延长油田的经济开采期,实现其较长时间的高产稳产,减少储量的损失,提高原油采收率,需要进行井网加密调整,井网加密受到各种技术经济条件的限制,如何确定合理井网密度,在油田开发后期有着重要的现实意义。为此,研究了在考虑注水波及系数和注采井数比等因素影响的情况下,结合产量递减规律,利用现金流量法建立并考虑多种因素影响的油田注水开发后期井网加密分析的新方法。该种模型比以往的模型具有考虑影响因素较为全面、结果更符合实际等优点。通过实例分析表明,用净现值方法来确定合理井网密度和极限井网密度简单实用,在现场上具有推广意义。     

基于动态特征的开发井网优化——以苏里格致密强非均质砂岩气田为例

鄂尔多斯盆地苏里格气田是典型的致密强非均质砂岩气田,储层有效砂体规模小、变化快、平面非均质性强、连通性差,开发难度很大,如何科学部署开发井来提高气藏采收率,是成功开发这类气田需要解决的首要问题。为此,在多年开展该气田开发方法研究成果和实际效果分析总结基础上,从开发井干扰现象分析入手,重新认识井网密度对采收率的影响。首次提出了井间干扰概念,并揭示了苏里格气田井间干扰概率与井网密度之间的关系,联合采用砂体精细解剖、油藏工程、数值模拟、经济评价等多种方法,建立了开发井网优化数学模型,得到了气田采收率和井网密度之间的定量描述。进而在综合分析的基础上给出了苏里格气田合理的开发井网:井网形式为平行四边形;井网密度为3.1口/km2,对应的井距为500m,排距为650m。开发实践效果证实,该方案在保证获得较好经济效益的同时,可最大程度地动用地质储量,提高气田最终采收率。     

孤岛油田稠油油藏井网优化研究

采用数值模拟对孤岛油田合理井网密度、井网加密时机、井网类型以及经济评价等方面进行了研究。研究认为:孤岛油田以300m井距井网开采,其采收率较高,经济效益最好;分阶段布井开发,在稀井网开发的基础上加密井网优于一次性采用密井网开发;油水粘度比不同,加密时机不同,其采收率不同;对稠油油藏高含水期加密井网开发效果较好;采用强化的注采系统开采,水驱控制程度高,最终采收率高。     

低渗透油田合理井距确定方法研究——以N油田为例

针对低渗透油田合理井网密度问题,从开发技术条件与经济效益两个方面出发,考虑启动压力梯度影响,采用势的叠加原理,建立了油水两相稳定渗流时的技术极限井距模型,并推导出不同注采压差下技术极限井距与含水饱和度、含水率以及储层渗透率的关系。根据N油田采收率与水驱控制程度、井网密度的关系,考虑销售收入、开发投资的将来值、维修及管理费用等,运用曲线交会法计算出不同油价对应经济极限井网密度及经济合理井网密度。N油田目前开发阶段反九点井网210 m井距小于技术极限井距,仍有加密潜力。     

油田骨架井网的确定及井组试验

油田通常在井网的部署中研究的是布井方式和井网密度。在井网密度上,目前的总趋势是先期采用稀井网,后加密,但缺乏可靠的定量标准。本文利用经济最佳井网密度方法,通过经济极限井网密度与经济合理井网密度曲线交汇找到经济极限井网密度最小值和最大值,来确定基础井网的部署方式,这不但满足油田开发条件,而且使得经济效益达到最优。     

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长庆气田属低渗、薄层、地层—岩性圈闭定容气田，气层非均质性严重。针对长庆气田气层特征，从井网方式（包括方向、井距）与气层连通性、相对排气半径、采气速度、单井控制储量、非均衡开采的关系以及经济极限井距等方面研究了气田开发的井网问题；提出了在基础井网上抽稀、分批钻井、逐步调整加密形成最终开发井网的部署方案，该方案适合于长庆气田的地质特征。经测算，气井的经济极限井距为２ｋｍ；高产区采气速度与低产区采气速度之比应在３以下为宜；不同产能井区的相对排气半径差别较大，单井控制的有效排气面积可以相差较大。经过调整、加密的最终井网其井距接近于经济极限井距，可获得较好的单井产能和较高的气藏采收率。     

升平气田火山岩气藏井网井距研究

升平气田的储集层为中孔低渗火山岩，由于火山岩的特殊性，目前国内外关于火山岩气藏井网井距研究的相关报道较少，因此如何合理确定火山岩气藏井网井距对于保证升平气田开发取得最佳开发效果和经济效益具有重要意义。此次研究从地质、气藏工程、数值模拟角度探讨了升平气田井网井距的确定，分别按照经济评价方法、定单井产能法、合理采气速度法、丰度计算法计算了其极限井距和技术合理井距，并以经济评价方法为基础确定该气藏的合理井距。研究认为：只要技术合理，井距不低于其经济极限井距都是可行的。同时建议对升平气田实施非均衡开采，在相对高渗透层采用密井以获得高产，在低渗透层采用稀井以保证整个气藏开发的经济效益。最后结合数值模拟结果综合确定升深1井区采用1400 m井距、升深2井区采用1000 m井距。     

油田开发中后期加密潜力的计算方法

研究发现,目前国内井网密度的计算方法只能作为油田开发初期井网密度测算的依据,而不能用于油田开发中后期的加密潜力计算.文中在前苏联学者谢尔卡乔夫建立的采收率与井控面积关系公式的基础上,以加密井增加可采储量的投入与产出情况为分析对象,结合经济学原理,经过详细理论推导,得到了用于计算油田经济极限井控面积和经济最佳井控面积的关...     

Y1砂砾岩低渗透油藏提高采收率对策研究

胜利油田Y1砂砾岩油藏投入开发后,由于地层能量下降,产能较低,长期处于低速低效开发状态。为提高油井产能,对该油藏重新进行了地质研究,通过精细地震解释、地层对比和测井储层评价,分析了Y1沙四段砂砾岩油藏注水受效特征,明确了注水受效的主要影响因素,合理优化了井网模式,确定了合理的井网密度及经济技术井距,提出了以多段压裂技术为主、径向水射流技术为辅、横向沟通储层、纵向均衡驱替的砂砾岩注采井网适配技术。这些技术实施后,该油藏产油量、采油速度、日注水量明显提高,含水率、注入压力下降,预测采收率可提高6.9%。