哈拉哈塘油田油井停喷时间及自喷产量预测方法

哈拉哈塘油田属缝洞型碳酸盐岩油藏,停喷时间和自喷期产量的预测对油田开发至关重要。准确预测的关键是对停喷流压的计算和井底流压变化趋势的认识,但比摩阻参数的缺失,以及多数井流压测试点少或未测试,影响了停喷时间的预测。为解决计算参数缺失及监测资料少的问题,研究通过对已停喷井反算比摩阻,并建立不同储集体类型的流压与井口油压关系式,进而推算未测试井的井底流压,实现了停喷时间的准确预测。通过研究已停喷井无量纲产量与采出程度的相关关系,预测油井自喷期产量。采用以上预测方法,可将停喷时间误差控制在2个月以内,自喷期产量误差控制在10%。     

伊拉克Ahdeb油田停喷时间预测

Ahdeb油田是中国石油在伊拉克第1个成功建产的油田,采用丛式水平井线性注采井网开发。油井停喷时间预测是单井合理配产和确定油田建产规模的重要依据,以往的研究通常只是确定停喷条件,对停喷时间没有现成的方法可借鉴。采用井口油压下降预测法、最小井底流压法和最小地层压力法3种方法对Ahdeb油田油井进行了停喷时间预测。现场应用表明,最小井口油压法预测结果最符合实际开发情况,对投产初期油田的生产管理具有重要指导意义。     

北阿油田自喷井停喷时间预测方法研究

为了准确预测北阿油田自喷井停喷时间,选择合适的时机转人工举升上产,满足油田日产指标是油田目前面临的主要问题。常规停喷预测方法主要考虑单一变量的影响,预测结果与实际偏差较大。本文提出了一套基于流入流出的多相管流和节点分析技术,同时考虑井口油压、含水率、采液指数和地层压力变化对自喷井停喷时间的影响,利用油藏工程方法和回归拟合方法建立含水率和采液指数随地层压力变化关系的停喷预测新方法。通过在北阿油田四年多的实际应用,预测结果与油井实际停喷时间高度吻合,验证了该方法的可靠性,为其他同类油藏自喷井停喷时间的预测提供借鉴和参考。     

哈德4油田自喷生产特征研究

哈德4油田开发初期地层压力较高,大部分油井均能自喷生产。利用PIPESIM软件对哈德4油田的哈德1井做了不同压力水平保持条件下不同含水时期油井自喷生产特征研究,预测了该井不同液量下的停喷压力,并通过系统节点分析研究了不同地层压力条件下不同油嘴的协调产量和影响参数的敏感性。该研究结果将为确定合理的油藏压力保持水平、合理的采液量以及及时进行采油方式转换提供决策依据。     

不整合遮挡油藏水平井地质设计技术研究——以高青油田高10块为例

不整合遮挡油藏地质特征不同于常规油藏，因此水平井地质设计方法也不同。本文针对不整合遮挡油藏的基本特征，提出了此类油藏水平井地质设计的方法。结合高青油田高10块水平井整体开发实例，对水平井开发不整合遮挡油藏进行了精细的地质研究。研究表明，水平井开发地层不整合遮挡油藏具有比直井开发更大的优势，可以明显地改善其开发效果，提高采收率。为此对该类型油藏水平井地质设计的相关技术进行了优化研究。从高10块的设计实施情况看，取得了较好的经济效益，可指导同类油藏新、老油田的开发。     

哈法亚油田自喷井停喷时间预测方法研究

哈法亚油田在开发早期依靠边底水能量自喷开采,后期需要转人工举升稳产上产,如何准确预测油井停喷时间,从而为转人工举升时机选择提供依据是一个亟待解决的重要问题。哈法亚油田具有生产气油比高和见水井含水上升较快的生产特征,常规停喷时间预测方法未考虑含水和井筒流态变化对停喷时间的影响,因此预测结果与实际偏差较大。针对该问题,提出了一套基于多相管流和节点分析技术、同时考虑含水率和地层压力变化的自喷井停喷时间预测新方法。首先采用多相管流和节点分析技术预测油井的停喷临界条件,然后利用油藏工程方法分别建立含水率及地层压力与时间的关系,最后将停喷条件与动态指标变化结合确定油井停喷时间。通过在哈法亚油田两年的实际应用,停喷预测结果与油井实际停喷时间吻合度高,验证了该方法的可靠性,同时为高气油比、见水油藏自喷井停喷时间的预测提供技术借鉴。     

CO2驱油生产井停喷原因探讨

大庆油田在进行非混相ＣＯ２驱三次采油矿场试验中，出现了气体突破井产液量下降及气窜角井停喷问题，本对此进行了分析和探讨。     

安塞特渗透油田水平井整体开发布井方式数值模拟研究

应用油藏数值模拟技术研究安塞特低渗透油田水平井开发井方式，针对安塞油田储层特征，设计了四类２１种井网进行开发指标分析，筛选出３种最佳的井风及其与人工压裂裂缝区配方案，并讨论了井距、水平段长、压裂缝长度对开发效果的影响程度，通过计算，对比、分析、试图形成一套正确的水平井开发井网设计的油藏工程观点。     

水平井技术在老区剩余油挖潜中的应用

为改善老区开发效果，近年曙光油田加强了老区水平井开发技术的研究与应用，通过精细前期地质研究，结合水平井开发技术优势，共优选处于开发中后期的4类油藏（稀油薄层油藏、稠油薄互层油藏、块状油藏、边底水油藏），部署水平井和侧钻水平井11口，投产后均取得了较好效果，充分显示了水平井技术在老区剩余油挖潜中的重要作用，为油田实施水平井二次开发提供了有利依据和技术积累。     

曙光油田水革井开发潜力及部署方向研究

通过各类水平井开发效果的比较与分析,结合水平井对各类油藏的适应性分析,对曙光油田开展广泛的油藏特征研究,确定4种具备水平井开发潜力的油藏类型.从油田发展角度出发,初步探索出水平井部署原则与方向,为油田扩大水平井开发规模提供了依据.     

射流泵排液试油工艺的改进与完善

针对目前射流泵正排存在的问题,通过对泵芯结构研究改进,在泵芯上安装了锁定装置,实现了射流泵反排,解决了地层出砂、稠油层排液以及大套管排液效率低等问题,并且利用射流泵反排工艺与RDS阀配合,可获得排液后关井压力数据,提高了参数结果准确性。     

海拉尔探区中深井排液方法探讨

针对海拉尔探区中深井排液难的问题,探讨了利用长钢丝绳抽汲排液及水力泵排液求产方法。通过分析不同条件下产量、流压之间的关系,确定出合理的排液求产工作制度。经现场施工应用,不但可以解决埋深超过2500m的油层排液求产问题,还能最大程度地求取油井产能。     

非自喷井试油新工艺研究

国内陆上油田大多数油藏不具备自喷能力。目前 ,非自喷井地层测试试油仍然采用的是自喷井测试技术和制度 ,造成测试调查半径小、成果参数利用程度低等问题。针对非自喷井的产流特点 ,进行了试油技术优化研究 ,提高了非自喷井地层测试成果参数的精度 ,为勘探开发提供了更为丰富、可靠的油藏评价数据     

环空电缆直读测试技术及应用

环空电缆直读测试技术,可实时监测非自喷井压力随时间的变化数据,获取测试井的地层有效渗透率、井的完善程度及地层压力等参数,从而了解油藏的储层特性。特别是在干扰试井中的应用,更加显示出该技术的优越性,可实时监测测试井数据、实时对测试数据进行分析,从而确定准确的测试时间,了解井的连通情况,为油藏精细描述、调整开发方案进行下一步措施提供了直接依据。弥补了其它非自喷井(随泵、液面、环空钢丝存储)的不足,拓宽了非自喷井的测试领域。     

凝析气井停喷产量及停喷压力研究与应用

利用板桥凝析气藏丰富的矿场资料,对凝析气井的停喷压力、停喷产量以及二者间的关系进行了研究,归纳出适用性较强的经验公式。利用这些公式可对凝析气井(藏)废弃产量、废弃压力进行预测,进而较准确地预测凝析气藏油气的可采储量,为凝析气藏的高效开发、储量管理及制定开发规划提供依据。     

抽油泵压裂排液技术在低渗透油田的应用

抽油泵压裂排液技术是长庆低渗透油田为提高新井开井时率,将压裂排液和采油过程紧密结合的一种试油排液新技术。该技术具有施工周期短、工序简单、排液强度可控等优点,可节约专门抽汲排液费用。2009年共施工7口井,目前实验井井况良好,油井产量稳定,达到了预期目的。     

碳酸盐岩油藏稳油控水措施——以塔河A区油藏为例

塔河碳酸盐岩油藏是一个与 古风化壳有关的岩溶洞穴型裂缝油藏,储集体类型复杂、多样,非均质性极强,具有三重介质流动特征,稳油控水具有相当难度。在总结2001年以来A区实施的稳油控水工作基础上,提出如下的稳油控水基本做法:油井见水前严格控制生产压差,见水后必须压锥,停喷后转抽,转抽效果不佳则尝试堵水,堵水未果采取堵、酸结合,仍然无效的无潜力井或进行侧钻,或尝试注水试验。实施这些措施后,效果明显,开发指标得到好转。     

裂缝强制闭合时间预测新模型

压裂液强制返排时,需获得裂缝强制闭合时间来确定转换油嘴的时机,一般该时间是通过压降分析模型求解得到的。在考虑压裂液二维滤失及压裂液压缩性的基础上,结合物质平衡原理、岩石力学和流体力学的相关理论,建立了裂缝强制闭合时间预测新模型。与压降分析模型相比,该模型不需要冗长的压降数据,且由于考虑因素较为全面,使计算结果更加准确可靠。模型也适用于裂缝自然闭合的情况。根据建立的模型,编制相应软件,进行了实例计算。当没有现场压降数据时,该模型的建立为裂缝强制闭合时间的预测提供了一种新方法。     

利用抽汲井液面恢复资料解释双孔介质油藏地层参数

非自喷井的抽汲求产是一个很复杂的间歇生产过程。为了不影响抽汲井的产量,利用液面检测仪对抽汲井停产时获取液面恢复数据,并利用相关数据对地层参数进行解释计算,这种技术无疑是今后求取地层参数的主要方向。文中针对双重孔隙介质圆形封闭油藏建立了地层中心一口抽汲井液面恢复的渗流模型,在考虑井筒储集效应和表皮系数的情况下,应用拉普拉斯变换和贝塞尔函数理论对定解问题求解,得到了模型在拉普拉斯空间的精确解,并对曲线图版及拟合过程进行分析。利用曲线图版拟合可以解释原始地层压力,对不关井试井有很好的指导意义,从而也扩大了其应用范围。     

非达西渗流边水气藏水平井见水时间预测

对边水气藏水平井的见水时间进行合理预测,有利于气藏的合理开发和更好地进行气藏评估。在目前的预测模型中,一般都假设地层中气体渗流为达西流动,但对于高产水平井,地层中流体渗流的非达西效应对见水时间的影响不可忽略。为研究更加符合实际生产情况的边水气藏水平井见水时间,在多孔介质流体质点渗流规律研究的基础上,采用椭球型水平井渗流模型,综合考虑了高产水平井气体渗流非达西流动效应、水平井距初始气水界面距离、水平段长度和气井产量等因素对见水时间的影响,推导出了具有近似直线供给边界的边水气藏见水时间的预测公式。对某一具体水平井见水时间进行了实例计算,并分析了相关影响因素。由计算结果可知,边水突破时间随着水平段长度的增加而变长;见水时间随着气井产量的增大而减小,且减小的速度逐渐变快;与未考虑气体非达西效应的气井见水时间预测公式相比,本文公式计算精度更高,更符合实际生产情况。该研究成果对科学、高效地开发边水气藏具有指导作用。