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利用前苏联克雷诺夫的油气垂直管流中的上升理论公式计算了温五区块不同气油比下不同含水阶段自喷流压下限.研究表明地层压力应保持在饱和压力以上,防止由于地层压力低于饱和压力造成地层原油粘度急剧增加,防止油层中脱气形成油气水三相渗流导致油相渗透率降低、渗流阻力增大;地层压力保持越高,油相流动能力越强,采油指数值越大,采油井生产能力越强.结合渗流阻力分析所得结论、采液和采油指数变化规律、生产压差等对脱气半径的影响,以及,确定了保证温五区块不同气油比、不同含水阶段保持采油井自喷产液量达到10 m^3/d所需的地层压力,为温五区油藏的开发提供了良好的理论基础,对于油藏性质相近的油藏的开发工作也具有一定的借鉴意义. 相似文献
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针对变形介质低渗油藏特征,根据压裂后流体渗流变化规律,基于稳定渗流理论,建立了考虑启动压力梯度、应力敏感共同影响下的低渗油藏垂直裂缝井产能方程。在建立模型基础上,分析了启动压力梯度、渗透率变形系数、地层污染等对产能、采油指数的影响关系。研究表明:启动压力梯度和应力敏感效应使油井产能下降,随着启动压力梯度增大,油井产能下降的幅度随压差增大而减小,而随着渗透率变化系数增大,油井产能下降幅度随压差增大而增大;地层污染导致油井产能下降幅度随压差增大而增大;当生产压差较小时,启动压力梯度的影响显著,而生产压差较大时,应力敏感效应影响明显增强;在变形介质油藏实际开发中应考虑选择合理生产压差。 相似文献
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针对目前胜利油区埕岛油田单井液量低、产油量低的问题展开提高采液量研究。应用油藏工程和数值模拟等方法,研究了该油藏的提液潜力和适合该油藏的提液时机及提液条件。研究结果表明:油藏具备提液的潜力和提液条件,在含水达到70%~80%时提液效果最佳,提液条件是恢复地层压力到原始压力的0.85倍,恢复压力的最佳注采比为1.1,提液最大生产压差为3.5 MPa。矿场应用取得了提液增油的明显效果,对海上同类型油田提高注水开发效果具有积极的指导意义。 相似文献
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静态出砂预测没有考虑地层压力、含水饱和度和地层温度等变化对出砂临界条件的影响,导致开发过程中出砂预测结果与实际偏差较大。为了研究动态因素对出砂条件的影响规律,根据试验结果拟合岩石强度含水饱和度的变化规律,含水饱和度由0.15变为0.50时,储层岩石强度下降幅度可达60%左右;考虑地层压力下降对近井地应力的影响,以及温度变化导致的储层热应力改变,建立了稠油热采储层动态出砂临界条件的预测方法。渤海油田注多元热流体油井数据分析表明,储层出砂临界压差随着地层压力下降和温度升高以类似于指数式规律降低,在早期变化较快,然后下降速度逐步变缓;出砂临界压差随含水饱和度和含水率的升高以接近线性的规律降低。研究表明,注热开采稠油油藏出砂风险最大的时期为注热—焖井—生产的转换阶段,即转生产的初期,此时应逐步缓慢提高产量到正常产量。 相似文献
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考虑脱气的异常高压油藏产能模型研究 总被引:3,自引:0,他引:3
在前人研究的基础上,从异常高压变形介质油藏的基本渗流规律出发,考虑了井底附近地层压力下降后渗透率下降对渗流的影响,同时考虑启动压力梯度对油藏渗流的影响,也考虑了井底流压低于原油饱和压力时脱气对产能的影响,从而提出了一种考虑脱气的异常高压油藏产能新模型,可为对合理开发异常高压变形油藏的提供理论上的依据。利用该模型对储层不同压降水平下的产能进行考察,曲线呈现出明显的拐点,因此可确定不同平均地层压力下优化的最大生产压差。 相似文献
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裂缝性底水油藏含水率及产量变化规律研究 总被引:2,自引:2,他引:0
将部分打开底水油藏内的流动视为上部平面径向流动和下部垂直单向流动的组合,利用上部的平面流动确定地层内压力分布的差异,而在下部流动中考虑地层内的压力差异和重力作用,导出了部分打开裂缝性底水油藏的水相分流量方程,可准确描述不同生产压差下的含水变化规律。水相分流量方程结合无因次采油(液)指数便可对油藏的产量变化规律进行预测。该理论的建立为底水油藏开发中的动态分析和预测提供了依据。 相似文献
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基于三相渗流机理的自然递减模型研究--以温米油田为例 总被引:3,自引:1,他引:2
为了掌握当地下存在三相渗流时的油田开发规律,有效控制自然递减,从分析地层流体渗流机理入手,结合油气水三相渗流时产量积分表达式,系统分析含水、地层压力、生产压差、气油比、剖面动用对产量的影响,并利用Visual Basic编制开发程序,建立了基于三相渗流机理的自然递减率多因素计算模型。实践证明该模型计算结果与实际数据相对误差在5%之内,吻合程度较高。利用该模型可以量化评价含水、地层压力、生产压差、气油比、剖面动用的变化对自然递减的影响,提高制定技术政策的合理性和科学性,有助于提高油藏管理水平。 相似文献
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辽河油区注水开发油田产液量变化规律认识 总被引:5,自引:3,他引:2
辽河油区注水开发油田储层类型多样,油品性质多样,运用油藏工程方法,利用不同类型注水开发油藏无因次采出指数与含水关系,明确了不同类型油藏含水变化对产液量的影响规律,并进一步研究了注水开发油藏采液速度与采油速度的关系.分析认为:保持合理的采液速度是中、低含水期油田稳产及高含水期减缓递减的有效手段.该研究可为不同类型注水开发油藏采液速度的优化提供借鉴. 相似文献
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水驱油田合理注采压力系统 总被引:9,自引:0,他引:9
合理注采压力系统优化研究是开发水驱油田关键环节之一。以往采用的算法均存在缺陷:①“吸水、产液指数法”未考虑注采不平衡问题、油水密度差异及体积系数;②“吸水、产液指数及注采比法”未考虑油水密度差异及体积系数;③“吸水、产液指数比及注采压差法”不具有理论和实际意义;④“考虑单井及地层压力变化法”未考虑注水井启动压力、采油井启动压力对油田开发效果的影响。为解决上述问题,基于水驱油田注采压力剖面,提出了优化研究水驱油田注采压力系统的新方法。与以往的算法相比,新方法综合考虑了注采不平衡、油水密度差异、体积系数、注水井启动压力、采油井启动压力梯度等方面的影响因素。结果显示,新方法可适用于水驱油田任何油藏类型、任何油层压力分布状况条件下的合理注采压力系统参数计算。运用新方法对胜坨油田胜一区沙河街组二段1-3砂组油藏进行了合理注采压力系统参数计算,得出了该油藏合理油、水井数比为1.42,合理地层压力保持水平为17.29 MPa,此时合理采液量为14 572.41 m3/d,比调整前增加12 452.41 m3/d,合理注水量为15 906.88 m3/d,比调整前增注13 566.88 m3/d,提液增注效果显著。研究结果表明,新方法具有较强的适用性和应用前景。 相似文献
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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。 相似文献
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强边底水低幅度构造油藏二次提液增油效果探讨——以南美奥连特盆地塔区块为例 总被引:1,自引:0,他引:1
南美奥连特盆地塔区块油藏属于受走滑扭动构造控制的小型低幅、强边、底水油藏类型,由于油质重,水相渗透率高,开发初始产量高、底水锥进快、稳产周期短.通过数值模拟和22口水平井的生产实践研究,利用地层高产液指数的优势,进行二次提液,力求在底水锥进的临界生产压差以下调谐工作制度,尽力保持原始地层压力系统的平衡,从而控制底水锥进,以实现高产目标.应用该技术后,已有3口新完钻水平井获得单井增产30%以上的良好效果.该技术的研究与应用为低幅度、强底水、高含水油藏后期开发探索出了一条高产、稳油控水的新路. 相似文献
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为了准确评价窄河道油藏水平井的产能,避免因钻杆地层测试(DST)时间较短造成评价结果偏大,引入边界校正系数表征河道宽度对水平井产能的影响,建立了窄河道油藏水平井模型并求解,得到不同河道宽度下边界校正系数随测试时间的变化曲线。研究结果表明,河道宽度对水平井产能的影响不可忽视,河道宽度越小,边界校正系数越小。利用该方法对渤海X油田P1H 井和 P7H 井2口水平井的比采油指数进行了预测,预测的比采油指数与实际比采油指数的相对误差小于 5.4%,说明引入边界校正系数,能显著提高窄河道油藏水平井产能评价的准确性。该方法可为类似窄河道油藏中水平井的产能评价提供理论依据,指导油藏合理配产。 相似文献