靖安油田ZJ4井区延9油藏注采比确定

通过物质平衡法和油藏开发动态分析法,同时借鉴前人的数值模拟结果,对靖安油田盘古梁地区ZJ4井区延9油藏的合理注采关系进行了研究。结果表明：ZJ4井区新区合理的注采比在0．95左右,而ZJ4老区合理注采比应保持在1．1～1．2之间,这样既可以保证油藏高产稳定开发,又能控制含水上升,有利于该区延9油藏的持续开发。     

特低渗长3油藏合理注采比研究及开发对策

A油田长3油藏为湖泊三角洲形成的岩性油藏,低渗油藏特征明显,开发6年来,通过合理注采比研究,开展早期微相识别、精细注水、措施挖潜等技术措施,实现了油藏的成功开发,取得了良好效果:三项开发指标持续降低,水驱状况好,最终采收率高。     

预测水侵油藏合理注采比的最优化方法

对于一个天然水侵油藏合理注采比的研究，以往文献多为以经典的物质平衡方程为基础，利用水驱特征曲线规律，建立注采比的数学模型，但是该种方法存在较多的误差，文章以现代数学中的最优化理论作为建立合理注采比数学模型的数学手段，建立合理注采比的最优化数学模型，可以大大改善该种状况。实例证明，最优化法预测注采比模型与技术是正确和有效的。     

注采比与产水率的关系研究

为了改进钟德康推导的砂岩油田注采比曲线的通用预测公式,基于王怒涛关于甲乙型和丙丁型综合水驱特征曲线的研究成果,结合注水开发砂岩油田的注采关系曲线,推导出了预测注采比变化规律的甲乙型和丙丁型注采比曲线。两类曲线方程均表明注采比变化全过程是水油比（含水率）的单值函数,根据方程可以预测油藏开发后期的注采比或产水率。实例应用研究结果表明,丙丁型注采比曲线有时并不适用。此外将实际注采比曲线与理论图版进行拟合,得到拟合效果较好的n值,从而可以反过来确定哪一种水驱特征曲线可更好地描述油藏的开发动态。     

基于水驱特征曲线的注采比优化研究

目前陆上大多数油田都已进入中高含水期,为了控制含水上升速度,提高原油产量,实现油田的高效开发,需要准确的确定油田注采比。应用注水开发砂岩油田的注采关系和水驱特征曲线推导出注采比预测模型。该模型使用参数简单,只需要较少的生产动态数据,且预测结果准确,适用于动静态参数较少的油田。通过对某陆地油田开发实例进行分析,研究结果表明,该模型预测效果好,精确度高,可以推广到其它油田,从而指导油田注采比的预测与调整。     

应用人工神经网络预测油田注采比

在简单介绍了BP神经网络的基本原理的基础上,以实例说明了BP神经网络方法在油田注采比预测中的应用,并与注采比与水油比法、多元回归法和物质平衡法进行比较;其次,分析了各种预测法的计算结果,并对神经网络预测法进行了检验。结果表明,BP神经网络预测方法具有更好的自适应性,能够较好地反映影响注采比的各种因素与注采比的内在联系,而且预测精度较高。因此认为．应用BP神经网络方法预测油田注采比是有效、可行的。     

边水油藏合理注采比确定方法研究

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联系的综合指标。边底水油藏注采比的确定需要有准确的水侵量为依托。利用物质平衡法计算边水油藏水侵量,并以此为基础,推导边水油藏地层压力恢复速度与注采比的关系式,实现了对注采比的计算和合理的预测。将上述研究成果用于新立村油田永8断块油藏的实际分析中,绘制出地层压力与注采比关系图版,应用效果理想,对边水油藏合理注采比的确定具有指导意义。     

沈阳油田高凝油油藏注水开发合理注采比的确定

针对目前沈阳油田一些主力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67块、沈84-安12块、沈24块等砂岩油藏的合理注采比,同时结合动态分析方法和物质平衡方程确定了潜山油藏的注采比.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.该研究对于沈阳油田精细注水、有效注水具有一定的指导意义和实用价值.     

应用物质平衡方程预测油田注采比

对物质平衡方程式和应用物质平衡法预测注采比等做了深入的研究和论述 ,为地质开发工作者在预测宏观注采比方面提供了可靠的方法。同时 ,通过红岗油田在应用物质平衡方程法预测注采比的实例 ,以及取得的较好应用效果 ,在实践中证明了该方法的先进性。     

高含水期单元合理注采比确定

采用理论推导与实际资料拟合相结合的办法，选定双河油田Ⅳ１￣４、Ⅵ、Ⅶ上和Ⅶ下这４个井网结构比较完善的单元作为研究对象。通过对这些开发单元历史资料的整理、拟合，求出注采比、总压降和产液量的相互关系，进而制出关系图版，从中求出单元合理的注采比，为配产注提供理论依据。     

注采压力系统及合理注采比研究的一种方法

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联系的一个综合性指标。在目前矿场实践中,有些具有边水能量补充的注水油田还未实现定量计算合理注采比。针对这个问题,应用油藏工程方法,结合具体油田开发数据资料,研究注采压力系统的适应性。进而在给定油藏合理地层压力、流压、产液量的情况下求得该油田的合理注采比,从而为油田开发综合调整提供理论依据。该研究成果对同类油藏的开发具有重要的指导意义。     

王家湾区长2油层组微观孔隙结构特征研究

孔隙研究是储层研究的核心,对油气的聚集和运移具有至关重要的作用。研究区长2储层内有效孔隙发育较差,属低孔低渗型致密储集层。在大量岩心常规薄片、铸体薄片、扫描电镜、高压压汞技术等资料统计分析的基础上,对鄂尔多斯盆地王家湾区长2储层孔隙结构特征进行研究。研究表明,研究区储层孔隙喉道类型多样是其渗透性差的主要原因,储层以残余粒间孔和溶蚀粒间孔为主。划分出了四类孔喉结构,其中前三种为研究区有效储层,后一种为非有效储层。     

文留油田低渗透油藏合理注采井距研究

针对文留油田油藏埋藏深、储层物性差、注水困难、油藏长期处于低采油速度、低采出程度开采状态等问题，从低渗透油藏渗流机理和经济效益两方面出发，优化了文留油田的合理注采井距；并在深层低渗透油藏加密调整、实现高效注水开发方面，摸索出了一套行之有效的方法和经验。     

陇东延8~(1+2)油藏合理注采比研究

注水开发油田在长期注水之后,不可避免地产生一部分无效注水,本文运用理论计算和实际资料相结合的方法,引入了有效注采比的概念,通过对里151区无效注水比例的测算,确定出在不同压力保持水平、不同采液速度下的注采比及在合理压力保持水平、合理采液速度下的合理注采比,为油田进行合理的配注提供理论依据。     

胡尖山地区长2以上油藏成藏规律研究

胡尖山地区长2以上油藏位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡中西部,构造总体呈西倾单斜,倾角不足1°,局部发育小的鼻状隆起。胡尖山地区长2以上已有48个油藏投入开发,开发效果良好,并素有"小而肥"的特点,为采油六厂快速上产做出了重要贡献,其中长2以上油藏产量占到采油六厂总产量的40%以上。论文通过对长2以上油藏油水层识别方法研究、储层物性对比分析、源储配置研究、成藏模式研究等综合分析,得出胡尖山地区长2以上油藏富集规律,为后期筛选优质、高效建产区提供了有力的依据。     

志丹地区长2储层非均质性研究

志丹地区长2储层属于三角洲前缘亚相沉积,断层不发育,主要发育鼻状构造。研究结果表明,长2油层组整体非均质性较强,长22分层系数及砂岩密度相对表现均为较好,其小层内部砂体连通性和连续性也较好,故长22非均质性比长21和长23弱,平面非均质性与砂体在平面的展布、形态及联通方式有密切关系,高孔、高渗带分布方向与古流水方向一致,储层夹层比较发育,其中砂质夹层比泥质夹层多,并以发育粒间孔和溶蚀孔为主。     

姬塬油田罗1长8油藏合理注水方式研究

对于注水开发油藏,选择合理的注水方式进行开采,实现油田的稳油控水是关键。运用油藏工程、数值模拟结果结合生产动态,通过对低渗透油田罗1区块注水时机、注水方式、注水强度及水井分注等方面的研究,总结出适合该类油藏的注水方式,有效提高水驱效率、补充地层能量、减缓递减,实现油田高效开发。     

姬塬油田罗1长8油藏合理注水方式研究

对于注水开发油藏,选择合理的注水方式进行开采,实现油田的稳油控水是关键。运用油藏工程、数值模拟结果结合生产动态,通过对低渗透油田罗1区块注水时机、注水方式、注水强度及水井分注等方面的研究,总结出适合该类油藏的注水方式,有效提高水驱效率、补充地层能量、减缓递减,实现油田高效开发。     

张家湾地区长2储层沉积微相研究

张家湾地区长2油层开发程度较高,但油气富集规律复杂,开发难度较大。在岩心、测井资料分析的基础上,对研究区长2油层组的沉积微相特征及各小层沉积微相平面展布特征进行了深入的研究。结果表明:张家湾地区长2油层组主要为灰色细-中粒长石砂岩,主要为三角洲平原亚相沉积,包括水下分流河道、天然堤、决口扇和泛滥平原4种沉积微相。沉积微相对储层物性和油气富集的控制作用明显,其中水下分流河道为主要微相,长22为主要含油层。