火山岩气藏气井稳产特征

徐深气田火山岩气藏投产后,以单井为主,从气井的日产量范围、稳产能力、稳产方式等三个方面对气井的稳产特征进行了研究.采用二项式产能方程结合压力恢复试井解释,研究了不同渗透率储层内气井产量与地层压力的关系,确定了不同渗透率条件下气井可选择的产量范围;应用二项式产能方程结合物质平衡方程,研究了不同井控动态储量的气井产量与稳产时间的关系,落实了不同储量的气井的稳产能力;通过对气井生产动态特征的分析,对气井进行了分类,研究了不同类型气井的稳产方式;应用不稳定试井技术从井控区域的物性、形态等方面研究了气井稳产的影响因素,评价了不同类型气井的井控区域特征.在上述研究基础上,提出了不同类型气井的合理产量,结合气田用气的季节性特点与各类气井稳产方式,对全气田进行了合理配产,保证了气田的平稳供气.     

油田中长期稳产对策研究

随着开发不断深入,新增探明储量品质变差,储采失衡矛盾依然突出,油田逐渐进入双高期,稳产难度加大.面对阶段开发矛盾,必须要在矛盾分析、潜力评价的基础上,做好中长远规划研究,确保实现千万吨稳产高质量、有效益、可持续.     

埕岛油田已开发区稳产对策研究

埕岛油田位于渤海湾南部极浅海海域，其主要产油层系是馆陶组。在对馆陶组油藏特征和初期开发方案适应性进行分析和评价的基础上，借助于油藏数值模拟，对影响埕岛油田开发效果的关键因素作了分析，提出了合理细分优化分注井段、采用变注采比分层注水方式、局部井网完善、动用Ng1 2油层组、调剖堵水、合理优化提高采油速度等稳产措施。     

特低渗透气藏压裂井稳产时间预测方法

根据人们对压裂气井不稳定渗流机理的认识,应用压裂气井有限导流垂直裂缝不稳定渗流模型,结合Cullender-Smith管流计算方法,提出一种预测压裂气井稳产时间的简便方法,编制出特低渗透气藏压裂井稳产时间预测软件。实际应用表明,该软件使用方便,预测结果与数值模拟预测结果基本一致,对气井合理配产有一定的参考价值。     

榆林气田陕141井区气井生产动态特征分析

分析了陕141井区气井压力、产量的变化，研究了储层对生产动态的影响，把16口生产井分成了实际生产能力超过设计方案的井、达不到设计要求的井和与设计相符的井等３类。研究得出：气井产能的大小与气井所处的砂体位置及砂体的厚度有关，位于主砂带内部或有效厚度大的气井，生产能力和生产稳定性较好；位于主砂带边部或有效厚度小、渗透性较差的气井生产能力和生产稳定性差。根据井区实际生产情况和储层特征，利用生产指示曲线确定出该井区生产压差应取静地层压力的16%左右，合理产量取无阻流量的1/3～1/4。此外，还建议采取一些提高地层能量的增产措施，更多地应用提高气层渗流面积、气层保护的相关技术以及气层的相关改造方法，增加气井的产能。     

胜利油区开发形势及稳产对策

总结了胜利油区“九五”期间的开发成果;介绍了已形成的复杂油藏开发配套技术;分析了油区当前开发形势,提出了“十五”期间原油稳产的对策。     

MS低渗透油藏开发特征及稳产对策研究

MS油田是低渗油藏，已开采20多年。油藏先后采取了压裂、酸化、深抽、补孔、加密调整以及注水等措施，取得了较好的效果，对油田增产、稳产发挥了巨大作用。本文对以上措施效果进行了评价，并在此基础上对油藏的稳产工作提出相关措施和建议。     

江汉油区潜江组低渗透油藏稳产技术

针对江汉油区低渗透油藏的地质特征、油砂体分布、注采井网、注水开发特点和措施挖潜等方面进行了深入的分析和研究．认识到了油田开发生产过程中存在的矛盾、调整的潜力和调整方向。并对根据方案实施的调整对策、实施状况及调整效果进行了全面的总结与讨论。为油田下一步的开发生产提供了经验和改进的方向。     

陕榆井区地质建模及数值模拟研究

陕榆井区于2003年底投入开发,是榆林气田南区的主力区块。在深化气藏地质认识的基础上,建立该区气藏三维地质模型,结合单井生产动态特征,开展数值模拟技术研究,通过对拟合、修正模型,以目前生产规模预测相关开发技术指标,为该井区合理开发提供依据。     

埕岛油田已开发区稳产对策研究

埕岛油田位于渤海湾南部极浅海海域 ,其主要产油层系是馆陶组。在对馆陶组油藏特征和初期开发方案适应性进行分析和评价的基础上 ,借助于油藏数值模拟 ,对影响埕岛油田开发效果的关键因素作了分析 ,提出了合理细分优化分注井段、采用变注采比分层注水方式、局部井网完善、动用Ng1 +2油层组、调剖堵水、合理优化提高采油速度等稳产措施     

气井生产动态预测方法研究

在气田开发中,气井生产动态预测是进行动态分析、制定合理开发方案和进行技术经济评价的重要依据,也是确定气井工作制度的一种方法,气井生产动态预测实为不同生产方式下的气井动态预测,即在不同生产方式下的气井动态预测,即在不同生产方式下气井产量、井口压力、井底压力和地层压力等重要生产数据随时间如何变化。     

长庆城壕油田西259区稳产技术研究

城壕油田西259区于2008年6月全面投入开发,主要开采层位长3,区块储层物性差、油井见水后含水上升快、单井产能低及隔夹层发育引起吸水剖面不均等因素影响,制约了油藏稳定高效开发,针对以上问题,本文探讨和研究区块治理对策,开展注采调控、流压调整、剖面挖潜、细分层注水、油水井双向堵水等相应稳产技术探讨和研究,提出区块下步稳产方向,从而为油田开发技术政策调整奠定了基础。     

低渗气藏中后期稳产能力分析

低渗气藏开发中后期稳产难度增大,准确的预测气藏稳产期,及时调整开发方案是保证气藏充分开采的前提。该文结合产量不稳定分析法和物质平衡法,对井区内单井及井区整体稳产能力进行预测。研究结果表明该井区开发中后期单井稳产能力差距大,需要积极调整单井配产,以实现气田最大限度开采。     

江汉油区潜江组低渗透油藏稳产技术

针对江汉油区低渗透油藏的地质特征、油砂体分布、注采井网、注水开发特点和措施挖潜等方面进行了深入的分析和研究,认识到了油田开发生产过程中存在的矛盾、调整的潜力和调整方向,并对根据方案实施的调整对策、实施状况及调整效果进行了全面的总结与讨论.为油田下一步的开发生产提供了经验和改进的方向.     

比产能法确定气田稳产潜力

通过数值模拟方法预测气田稳产潜力，预测过程较为复杂。以当井口压力与最小外输压力相等时，稳产期结束为基础，提出了一种简单预测气田稳产潜力的方法——比产能法，可以快速估算气藏稳产潜力，对于气田的稳定生产以及稳产对策的实施具有重要指导意义。     

高升油田开发调整及稳产措施研究

通过高升油田近三年来开展的油藏精细描述、油藏工程、油田开发、调整及措施挖潜等方面的成果研究，阐述了油田实现稳产、减缓油藏产量递减的一些好做法，改善了开发效果。同时，也为“九五”期间确定合理的开采方式，盘活资源存量及进一步稳产，明确了开发工作的重点。     

气田稳产末期气井注醇制度优化效果评价

随着气田生产到达稳产末期,压力低且较为稳定,天然气水合物形成条件受压力影响程度明显减小,形成规律较开发初期发生明显变化。本文结合目前开发现状,重点从天然气集输过程中气流的温度变化研究出发,分析气井在低压条件下水合物形成规律,着重从注醇方式、注醇节点两方面进行优选,同时考虑保温、加热等辅助措施,综合评价气井防堵效果和注醇制度合理性,以保证气井产能。同时对比分析不同注醇制度下管网运行效果。     

基于多元线性回归预测气井稳产时间新方法

气井的稳产时间是生产部门进行合理配产时需要考虑的主要因素,也是影响气藏最终采收率的主要因素,所以准确预测气井稳产时间对于气井(藏)科学开发具有重要意义.目前能够较准确预测气井稳产时间的是数值模拟法,其他方法如经验法、生产压差法、节点优化配产法等预测气井稳产时间,因其使用条件差异大,计算也较复杂,故在四川盆地东部地区实际...     

码头庄油田延长稳产期对策研究

以码头庄油田为研究对象,应用高分辨率层序地层学理论对储层精细划分和对比,在储层建筑结构分析基础上划分流动单元,通过对油藏水淹特征研究和剩余油分布预测,探讨了延长油田稳产期的方法和对策,并指导油田开发调整,取得了很好的实践效果。