基于油区效益产量分析合理配产

油区（全油田或局部区块）年产油量一般由４部分构成：自然老井产量,即评价前一年的所有井自然递减时所能生产的油量;新井产量,指原油产能建设当年的产油量;措施产量,是实施各种进攻性措施获得的增产油量;其它增油量,指出现特定因素而增产的油量。介绍了４部分产量的利润测算公式。以一个油区的７套配产方案（不包括其它增油量,自然老井产量相同,目标产量的高低取决于新井产量和措施产量的配置）所能获得的经济效益为示例,说明在市场经济体制下,如果仍以增加产量为制订油区配产方案的唯一指导思想,很可能产量增加而经济效益下降。建议在制订油田配产方案时,要充分进行油区效益产量分析,基于此综合考虑,来合理配产。表１参３（王孝陵摘）     

油田增产措施配置的模糊机会约束目标规划模型

结合措施增油量、措施增油成本等目标,建立了油田增产措施配置的模糊机会约束目标规划模型,给出了模型的混合智能算法,并将其应于油田的生产实际.应用实例表明,该模型理论基础严格,求解方法科学有效,并具有一定的智能性,为油田增产措施配置提供了新的决策依据.     

现河低渗透油区水力压裂技术的应用

现河低渗油区由于油层物性差,天然能量不足导致油井自然产能低,为了提高该类区块的整体开发水平,必须依靠油层改造措施.以室内实验、现场监测为指导,借鉴国内外先进增产技术设计思路,进行水力压裂施工方案优化设计.经现场80余井次的应用,取得了平均单井日增油10.2 t,平均增产比2.67的良好效果,3 a实现累计增产16×104 t,使压裂工艺成为现河低渗油区连续3 a稳产的有力措施.     

哥伦比亚圣湖油田稠油油藏增产技术

针对哥伦比亚圣湖油田稠油油藏开发进入中后期,存在老井产量递减率大、新井产能不足、热采效果变差、高含水率井增多、增产措施效果不明显等问题,在通过室内试验优选发泡剂和氮气与蒸汽注入比的基础上,对泡沫调剖工艺和氮气辅助蒸汽吞吐工艺进行了优化;通过分析生产情况,制定了适应不同区块的稠油注汽转周最优时机图版;进行了高含水率水平井堵水试验。泡沫调剖8井次,平均单井日增油4.4 t,累计增油4 575 t,预计增油超8 000 t;氮气辅助蒸汽吞吐井11井次,平均单井日增油2.4 t,累计增油3 124 t,预计增油超5 000 t;Girasol区块实施优化转周后,周期递减率由18.5%降至15.0%,三个月累计增油5 680 t;A9井堵水后,含水率由100%降至65%,增油303 t。现场应用结果表明,以上增产技术措施适用于圣湖油田稠油油藏,应用以后存在的问题得到了解决,且增产效果显著。      

提高调整井固井质量的重要途径——套管外封隔器固井

钻调整井是老油区挖潜的主要手段,而调整井固井质量的好坏直接影响着二、三次采油产层的分层处理和挖潜增效,关系到老油区提高采收率的问题。目前,克拉玛依油田调整井固井质量合格率较低,固井后管外出油、出气或井内试不住压,在一定程度上影响了增产措施的实施,极大地影响了原油的增产、稳产。套管外封隔器可用于有高压气窜、恶性开漏等复杂情况井的固井,使固井质量有所提高。本文介绍了克拉玛依油田调整井中用套管外封隔器提高固井质量的情况。     

提高调整井固井质量的重要途径──套管外封隔器固井

钻调整井是老油区挖潜的主要手段，而调整井固井质量的好坏直接影响着二、三次采油产层的分层处理和挖潜增效，关系到老油区提高采收率的问题。目前，克拉玛依油田调整井固井质量合格率较低，固井后管外出油、出气或井内试不住压，在一定程度上影响了增产措施的实施，极大地影响了原油的增产、稳产。套管外封隔器可用于有高压气窜、恶性开漏等复杂情况井的固井，使固井质量有所提高。本文介绍了克拉玛依油田调整井中用套管外封隔器提高固井质量的情况。     

油井智能分层配产找堵水增采技术研究

针对传统的机械找堵水技术存在作业次数多、施工量大、效率低等问题,开发了油井智能分层配产找堵水增采技术。该技术可直接进行分层抽汲,可封堵任意生产层段或调整任意生产层段产液量;在油井不停产的情况下,通过从油套环空下入过环空配产仪,实现找水、堵水和配产一体化作业。油井智能分层配产找堵水增采技术在X43-23井应用结果表明,调配后该井采液减少7.8m3/d,含水质量分数降低36.2%,采油量则增加了1.7t;另外,过环空配产仪的调节臂和配产器的动阀片机构对接顺利,可实现找水、堵水和配产的功能,配套工具稳定可靠。     

自生热气、酸复合解堵技术在金县1-1油田水平井的应用

金县1-1油田储层泥质黏土含量高,地层原油黏度大且存在有机沉积以及钻井液漏失等多重伤害,投产后无法达到配产要求,常规酸化解堵措施无效,为此,进行了自生热气、酸复合解堵技术研究。自生热气体系选用亚硝酸钠和尿素,酸液选用氟硼酸体系,采用拌注氮气泡沫分流进行布酸,现场应用后增油效果显著。该技术可成为金县1-1油田水平井的主要增产措施之一。     

多层宽过渡带油藏开采方法

南海海域希望1-B油田为多层宽过渡带油田,采用纯油区及过渡带同时布井开采,提高了油井控制面积,从而也提高了整个油田的驱油效率。位于底水油层或过渡带区域的油井射开程度30%～40%左右为最好,但要充分考虑到利用夹层、钙质层对底水的阻挡作用;位于纯油区且离边水距离小于200m的油井要适当考虑避射。油井合理的配产在油井生产中至关重要。油井生产管柱采用中心管生产管柱,层间用封隔器封隔。利用中心管中的滑套控制层系的生产,既可混采又可单采,取得了好的生产效果。采用分层防砂,可使各油组开采变得灵活,各油组取资料变得容易。由于油田采用的开采方法得当,油田表现出良好的生产前景。      

电脉冲处理油层可增油降水

油井的电脉冲增产处理就是利用通过地层的弱衰减电流脉冲，来改变非均质地层的孔隙空间结构和渗滤流的三维结构，从而提高地层的油相渗透率，使油井增油降水。20多年来，国内外对1000多口油井进行了电脉冲处理，均见到了明显的增油降水效果。     

计算油井措施真实增油量的新方法

油井措施投入决策是油藏经营管理中的重要内容,矿场上现行的措施增油量计算方法存在明显不足,在很多情况下不能正确反映每次油井措施的真实增油量,严重影响了油井措施效果和效益分析评价工作的进行。本研究提出了油井措施真实增油量的计算方法,新方法考虑了不同日期实施的措施间的相互影响,并可进行任意时间段内的措施增油量分析,以大港某油田2002年56井次9类油井措施的计算为实例,证明新方法客观、真实地反映措施的实际效果和措施的实际经济效益,有助于科学指导措施投入决策,以效益的观念经营管理油藏。     

原油配产方法研究

针对孤东油田合理配产的影响因素,开展了对策研究.通过落实剩余资源潜力、改进源头数据采集及统计质量、分类分级评价可采储量、研究水驱驱油效率现状及潜力、评估三元复合驱潜力等研究,增强了挖潜信心.应用可采储量采油速度法重新划分油藏开发阶段,探索实施了区块目标管理.建议以储采比为10作为配产主要依据.     

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动态优化配产方法改变了传统意义上的静态配产计算过程，对生产数据的依赖性小，可以减少因人为因素造成的配产不当和设计失误，使配产和设计更具普遍意义。文章中所介绍的以节点分析为基础建立起的动态优化配产方法是一种更准确、合理，更符合矿场生产实际的先进方法，它克服了传统配产方法的不足，考虑了生产时间对地层压力、气体性质以及井底积液、底水锥进、地层垮塌、最小经济产量和计划产量等外在因素等对气井（藏）合理产量的影响，所获得的配产量是整个系统的最优产量，能满足气井（藏）长期稳产的要求，配产方法对实际生产具有指导意义。     

随机油价下的油田开发规划优化模型

为了科学合理地制定油田开发规划方案，建立了随机油价下的油田开发规划优化模型。首先利用功能模拟原理（微分模拟方法及神经网络方法）建立油田采油厂产量与其对应影响因素的关联关系，然后在随机油价下，根据油田开发的实际情况，在对决策变量、目标函数、约束条件进行分析的基础上，研究每个采油厂或开发单元的具体情况并建立定产量、定成本、效益最好的产能分配优化模型，并采用改进内点法对优化模型进行求解。采用这一优化过程，成功地解决了油田开发规划中随机油价下的油田（采油厂）产量、工作量及成本的最优分配问题。将该模型应用干中国某油田中后期开发阶段产量规划中，产生了巨大的经济效益。表3参12     

基于动态预测的优化配产系统研究

配产在油田开发过程中起着重要的作用,特别是对于目前处于开发中后期的油田而言,进行合理配产更是油田稳产、高产的重要保障。基于时变系统的动态预测方法,利用自动优化配产技术,形成油田优化配产系统。该系统在油田采油厂运行状况良好,取得了较好的生产效果,节省了人力物力,提高了油田采油厂的优化配产水平。     

稀油作动力液射流泵技术在旅大稠油油田的应用

旅大27-2油田是一个多含油层系,各油组原油黏度差异大。东营组为稀油,地面原油黏度4.8~6.0 mPa.s,适合采用电潜泵开采;而明化镇组稠油油藏地面原油黏度1 052.0~5 369.2 mPa.s,地面原油密度0.968~0.989 g/cm3,常规的电潜泵难以正常开采,若采用常规热采方式开采,将会花费巨大的成本。因此尝试以同一油田的下部东营组稀油作为射流泵的动力液,对上部明化镇两口稠油井选择射流泵试验开采。经对该油田两口稠油井A14h、A15h现场应用,油井产量达到ODP配产,生产稳定。这为该类型油田的后续开发积累了经验。     

油田配产中年递减率与月递减率相互关系的研究

本文根据递减理论，推导出了在指数递减情况下年递减率与月递减率的相互关系式，运用这种关系式在年度配产中能很好地年产量分配到每个月，在实际工作中具有一定的用途。     

稠油油藏蒸汽吞吐井注采参数系统优化

蒸汽吞吐热力采油的效果取决于由注采参数决定的注入蒸汽的热能利用程度。将蒸汽在地面管线、井筒及地层中的流动作为一个整体系统，在地面、井筒管流及油藏数值模拟研究的基础上，基于节点分析技术，建立蒸汽吞吐注入系统组合模型，提出蒸汽吞吐井注采参数整体系统优化的设计方法。考虑蒸汽吞吐井的注入、采出费用建立经济评价模型，用模拟退火算法优化注采参数。应用结果表明，采用此方法优选出的参数进行生产，可提高蒸汽吞吐井的热能利用率和开采效果。图2表2参8     

油井合理井底流压综合判定方法

合理井底流压是充分发挥油井产能、提高油田开发效益的保证,但现在缺乏一种合理的综合性判定方法。在分析生产气油比、产层出砂、应力敏感和层间干扰等4个因素对合理井底流压影响规律的基础上,根据模糊变换原理建立了油井合理井底流压综合判定数学模型。利用该数学模型,可定量计算考虑不同因素、不同因素权值影响下的合理井底流压。实例计算表明,所建立的油井合理井底流压综合判定数学模型具有较高的计算精度,可为油井设计合理流压、配产提供理论指导;利用实例的数据分析了合理井底流压对渗透率变异系数、生产气油比、泊松比等参数的敏感性,结果表明:渗透率变异系数越大,为维持储层的渗流能力,需要保持越高的井底流压;生产气油比越高,为确保抽油泵泵效,需要保持越高的井底流压;对于泊松比较大的疏松砂岩储层,为防止地层出砂,需要保持较高的井底流压。      

新型油水相渗数学模型的建立及应用

针对Willhite油水相渗数学模型拟合油水两相渗流数据误差较大的问题,提出了一种新型油水相渗数学模型。新模型在进行油相和水相相渗曲线拟合时,均可利用含单变量的多元线性回归求得最优解,尤其在拟合弓背式水相相渗曲线时,待定参数最优估值与常见凹型水相相渗曲线待定参数最优估值差值小,使得算术平均法确定的多个岩样的标准水相相渗曲线基本位于所有岩样水相相渗曲线的中部。在得到标准油水两相相渗曲线后,结合油井见水后的Welge方程,利用水驱油解析法,确定了水驱前缘含水饱和度、水驱前缘后平均含水饱和度、含水率、驱油效率等参数的计算式,为水驱规律研究提供了一种新的方法。