MM油藏单井产能预测方法及其评价

产能是未动用储量评价的核心,产能预测是编制油田开发规划部署、进行开发方案设计、开发动态分析、油井配产及开发方案调整的重要内容。准确预测单井产能是合理开发油藏的重要决策性因素。本文以MM油藏为例,根据三叠系油藏开发井在油层改造方式和规模相近的情况下,采用5种方法对产能进行分析和预测,然后将这5种方法的预测结果进行对比分析、筛出,最后得出MM油藏的产能预测值。     

油田区块单井产能确定

在油气田开发过程中,产能建设是很重要的一个环节,要想实现产能建设开发效益和经济效益相统一,最重要的条件就是单井产能的界定。影响单井产能的因素有:油藏构造及复杂程度、油藏损害、油层性质(孔隙、渗透率、含有饱和度等)等。本文通过分析单井产能控制因素及单井产量确定方法,再运用八种单井产量确定方法对鄂尔多斯北区进行对比和分析,最后得知那一种方法是适合该油田的单井产能确定。     

油田区块单井产能确定

在油气田开发过程中,产能建设是很重要的一个环节,要想实现产能建设开发效益和经济效益相统一,最重要的条件就是单井产能的界定。影响单井产能的因素有:油藏构造及复杂程度、油藏损害、油层性质(孔隙、渗透率、含有饱和度等)等。本文通过分析单井产能控制因素及单井产量确定方法,再运用八种单井产量确定方法对鄂尔多斯北区进行对比和分析,最后得知那一种方法是适合该油田的单井产能确定。     

延长油田史家畔区油藏工程研究

为合理高效开发油藏和提高经济效益,在现有的静、动态地质研究基础上,应用油藏工程理论与方法,对史家畔区油藏注水开发进行可行性分析,对油藏开采方式、合理井网井距及单井产能进行油藏工程研究,并进行开发方案部署,最终提高油藏采收率。     

中原油田低渗气藏产能计算方法研究

气井的产能特点、产能规模,特别是单井产能的合理预测直接关系到气田的开发经济技术指标,对于勘探开发中后期的低渗气藏,油藏工作者更加关注不同开发阶段的产能。本文根据中原油田气田区块勘探开发现状,统计分析了76井层多点试井产能资料数据,并依据二项式基本关系式与相关性推导出了"一点法"二项式和指数式计算的经验公式。推广应用情况表明,"一点法"试气技术相对"多点法"更适用于低渗气藏进行产能试气,是气田开发后期产能试井及计算方法的首选。     

试采动态评价流程的建立

首先依据大庆外围油田试采工艺过程、试采资料应用情况建立了试采动态评价流程,按顺序包括9个方面：试采目的、试采层系划分与组合、试采规模确定、试采方式确定、试采时间确定、录取地质资料项目、录取地质资料要求、试采资料解释、为开发方案设计提供依据。重点阐述为开发方案设计提供依据,主要包括：天然能量评价、合理开发井井距确定、稳定产能预测、储层流体类型确定、砂体规模确定、单井控制储量计算。     

安塞油田化子坪区长2油藏单井产能影响因素研究与应用

为了充分认识该区单井产能控制因素,本文通过对该区沉积环境、储层物性、含油性以及注水开发效果、进攻性措施和含水上升规律等方面进行分析研究,认为油藏含油性、物性和含水上升规律是影响单井产能的客观因素,注水开发效果和后期进攻性措施是影响单井产能的主观因素。为同类型油藏寻找提高单井产能富集区提供依据,从而提高油藏开发效果。     

辽河坳陷边台地区南北潜山产能差异研究

边台太古界潜山由南、北2个构造单元组成,南部单井产能明显好于北部。通过岩心观察描述、构造精细解释、油藏生储盖条件综合分析等手段,并结合测井解释成果和单井试油试采资料,分析了边台地区南北潜山油井产能的差异及其影响因素。研究结果表明：距油源远近、构造应力大小、储层发育程度和油藏封盖条件等是影响南北潜山产能差异的关键因素。因此,在边台北潜山的后期开发过程中,针对其储集性能差,非均质性强的特点,及时调整开发方案,利用复杂结构水平井开发低渗难动用储量,单井产能迅速提高,取得很好的效果。     

辽河坳陷边台地区南北潜山产能差异研究

边台太古界潜山由南、北2个构造单元组成,南部单井产能明显好于北部。通过岩心观察描述、构造精细解释、油藏生储盖条件综合分析等手段,并结合测井解释成果和单井试油试采资料,分析了边台地区南北潜山油井产能的差异及其影响因素。研究结果表明：距油源远近、构造应力大小、储层发育程度和油藏封盖条件等是影响南北潜山产能差异的关键因素。因此,在边台北潜山的后期开发过程中,针对其储集性能差,非均质性强的特点,及时调整开发方案,利用复杂结构水平井开发低渗难动用储量,单井产能迅速提高,取得很好的效果。     

靖边采油厂沙沟区油藏工程研究

根据沙沟区油藏开发现状,在动静态结合的基础上,通过对油藏连通性、敏感性、润湿性等研究,进行注水开发方可行性分析;应用油藏工程方法,对合理井网密度、合理采油速度、单井产能等进行论证,结合地质研究成果,进行开发方案部署。     

砾岩油藏平均地层压力计算方法研究

油藏的平均地层压力是油田开发过程中重要的开发指标之一,是储量计算、动态预测的一个重要参数,如何获得准确的平均地层压力就显得尤为重要。砾岩油藏储层非均质性严重,应用常规均质油藏求平均压力方法往往不准确。根据砾岩油藏特点,建立均质、双重孔隙介质和复合介质三种单井平均地层压力计算方法,在此基础上,对比分析了井数加权法、体积加权法和阻力加权法三种区块平均地层压力计算方法,确定出体积加权法与阻力加权法所得的区块平均地层压力更能反应砾岩油藏水平。     

油井产能预测评价新方法

评价油井产能对生产开发具有重要指导意义,而针对于非均质性极强缝洞型碳酸盐岩储层,常规产能评价方法有着诸多的不适应性。表现在井底流压测试困难,地层压力衰减较快,求取的采油指数也仅反映测试时产能特征。为更有效的对油井产能动态特征进行分析评价,通过油压及日产量构建产能分析图版,分析油井产能递减率,根据油藏驱动能量特征,将油藏区分为水压驱动油藏和弹性驱动油藏。并利用油压与日产量回归得到直线投影到横坐标得到的产能面积,与单井自喷期实际的日产油能力进行统计回归,得到产能面积与实际日产油能力的相关经验公式,即产能评价预测经验公式。依据此公式只需要判别油藏驱动类型,利用油压及日产量数据计算产能面积,即可求得自喷期单井日产油能力。该方法简单实用,可有效的对本区块油井自喷期日产能力进行评价预测。无需任何测试费用,同时也为类似油田油井产能评价分析提供一种技术思路。     

吴起油田吴仓堡油区单井产能论证

吴仓堡油区延长组油藏为中深层、特低孔隙、特低渗透、低产、低丰度、中型不均质层油藏。其产量变化大,生产情况不稳定。针对这种产量变化大,生产极不稳定的井,如何去评价其产能难度就相当的大。为了能够制定合理的开采方案及实现高效开发,就必须对单井产能进行深入研究。这里采用视流度法,渗透率与单井产能回归法,渗透率统计法,地层系数曲线回归法,试油产量折算法计算油井产能。     

WD地区延长组下组合油藏优质储层分布研究

运用工程经济学、油藏工程等学科理论,经济评价的现金流研究方法完成单井经济极限产能测算;通过开展单井产能主控因素分析,建立单井产能与储层参数相关关系,进而得出区块单井初期产能对应的优质储层参数下限。通过延长组下组合油藏优质储层分布研究,形成了一种能定量确定产建或调整区的储层参数界限,圈定单井经济极限区域,降低区块新钻井实施风险,保证区块开发经济效益的技术方法。     

A油田测井产能预测评价方法研究

单井产能预测对油田的进一步开发有着重要的意义,它是为油田提供有利开发方案的关键环节之一。单井产能预测方法多样,本文针对A油田低孔、低渗的储层特点,从定性和定量两个角度出发,充分利用测井资料信息,提取与产能有关的多个地质参数,其中主要考虑四个关键参数:孔隙度Φ、渗透率K、有效厚度H、含油饱和度So,将其分别与目的层的产量进行相关分析,得出储层产量的主要测井控制因素。利用测井资料对储层进行合理分类,最后分别应用产能系数法、有效厚度与含油饱和度乘积法计算产量,从而对储层进行产能预测。     

超深稠油稳产技术对策研究与实施

鲁克沁油田2000年全面进入开发阶段,油田包括已经投入注水开发的中区及目前试采的西区和东区.投入泣水开发的中区油井见效规模不断扩大,产能相对稳定,区块水驱开发形势整体较好,但也存在注水单向突进、含水上升导致产能下降等矛盾；试采区块衰竭式开发,单井产能下降.因此以“油田开发基础年”、“稳定并提高单井日产量”活动为契机,进一步精细油田注水,改善水驱效果,提高油井见效率,夯实稳产基础,同时通过措施、新技术试验与推广稳定并提高单井日产量,提高油田开发效果.     

井型适应性评价与优选

B-Z油田是含有边底水的油田,对于边底水油藏来说利用水平井技术可以延缓边底水突进,同时水平井开发增大泄油面积,减小了生产压差。选用三种方法进行井型适应性的评价以及优选。结果证明:在开发初期,利用产能分析的方法进行井型选择,水平井的单井平均日产能为189.10 m3/d,直井的单井平均日产能为65.6 m3/d。从产能分析的结果认为水平井的单井日产能是直井3倍,因此选择水平井作为主要的井型进行生产可以有效的提高单井的产能。利用开发指标分析方法并不能明确的确定出较为合适的井型。在开发进程中应用驱油效率进行井型优选认为直井注水—水平井采油的模式为最优,此时的驱油效率最高为49.4%。因此以水平井为主,直井为辅进行生产可以大大的提高单井产能以提高经济效益。     

数值模拟方法论证深层致密油藏二氧化碳驱关键注入参数

HZ区块阜三段油藏为封闭-半封闭层状未饱和复杂断块油藏,油藏埋藏深,属典型深层致密油藏。地层原油饱和压力低,为天然弹性能量驱动。试采显示油藏天然能量不足,地层压降快,单井产能低,储量难以有效动用。以HZ阜三段油藏为实例,应用油藏工程方法和油藏数值模拟技术,对HZ区块阜三段深层致密油藏进行了CO_2驱参数优化,优选出了CO_2驱方式及关键注入参数,并对推荐开发方式下的主要开发指标进行了预测。研究结果显示,针对HZ区块低渗多层复杂断块油藏开发模式可采用直井或大斜度井压裂开发,推荐采用4注12采的注CO_2驱井网进行开采。预测末期年产油1.36×10~4m~3,采油速度0.68%。采出程度为21.40%。     

试采及试采评价体系在西非DK-1井的应用

试采在开发方案编制及油田开发过程中具有重要作用。本文针对目前试采规范及分析存在的不足,提出了提出一种综合试采及综合评价方法,试图建立一套较系统的试采及评价体系,给油藏地质、开发生产、采油工艺等方面的研究提供指导和借鉴。西非MD-1井通过运用该试采及评价体系,开展了储层物性、油藏天然能量、产能、压力、出砂等5个方面的定量或定性分析,并提出相应的开发对策,给油田开发方案编制及规模建产提供有力支撑。     

十屋油田W20区块开发效果评价

十屋油田W20区块位于松辽盆地东南隆起区十屋断陷中央构造带上,油藏具有地层压力低、单井产能低、产量下降快、采收率低等特点,充分暴露了开发过程中的矛盾,通过对油藏水驱开发效果的客观分析,并对其进行综合评价,从油藏开发现状出发,提出提高采收率研究方向,达到高效合理开发油田的目的.