中高含水期油田最大产液量计算方法

注水开发油田进入中高含水期,提高排液量是延长稳产期、保证产油量的有效方法.以杨家坝油田为例,通过现有的动态生产数据,确定最大生产压差,分析采油、采液指数与含水率的关系,从而计算出最大产液量.该方法简单实用,可以在油田产量调整中推广应用.     

葡萄花油田中高含水期有效提液方法探讨

本文从葡萄花油田生产实际出发,探讨了计算提液井增产水油比的概念和有效提液的双检验标准,通过对不同换泵提液井增产机理研究,提出了适合葡萄花油中高含水期有效提液增产的途径。     

底水油藏中高含水期提液可行性研究

对于底水油藏的开发,中高含水期是一个主要阶段。根据影响底水油藏开发因素的分析,影响边底水油藏开发效果最直接的因素是底水锥进,从影响开发效果的主要因素是油厚比及油层的打开程度。并根据最佳合理注采比来研究地层供液能力,利用因次采液指数随含水率的变化关系得出最佳提液时机,从而得出油藏是否已经具备了提液的条件,可以有选择性地提高采液速度。     

海上砂岩油藏提液可行性分析

提液是油藏进入中高含水期开发阶段后,一项有效的提高开发效果的措施。根据海上实际油田的生产动态数据,结合油藏工程方法对油藏物质基础、单井最大生产压差和产液能力、合理提液时机等进行分析研究,并运用油藏数值模拟方法提出了单井合理提液量。本文对海上砂岩油藏中后期开发具有重要指导意义。     

海上油田单井提液时机探讨

海上砂岩油藏单井提液是延缓油田产量递减的有效手段,何时进行提液对于油井生产效果影响显著。本文建立了油井无因次采液(油)指数与含水率的定量表征关系,并结合实例分析,结果表明该方法能有效指导油井合理提液。     

特高含水油田强化采液效果评价新方法研究与应用

历经四十多年注水开发,胜利油田已整体处于特高含水开发阶段。随着开发的不断深入,越来越多的油田综合含水将不断上升。为了确保油田持续稳定发展,结合理论分析和矿场实践提出以放大生产压差强化采液为核心的产液结构调整思路,建立了有效提液的双重检验标准,即分别从增油量和可采储量的角度论证强化采液的可行性和有效性。     

不同类型井提液增产效果及有效途径

本从生产实际出发提出了计算提液井增产水油比的概念和有效提液的双检验标准，并探讨了各类油井不同沉积相油层放大生产压差后采液、采油指数的变化及合理生产压差，提出了“注提、堵提、调提、压提”四种组合有效提液途径及高-特高含水期选提液井原则。     

埕岛油田中高含水期综合调整对策研究

埕岛油田进入中高含水期后,由于采油速度低、单井控制储量大、层间干扰严重、日产液量低、井网不完善等问题,制约了该油田的高速高效开发.为此,进行了综合调整对策研究.结果表明,细分开发层系可以有效减少层间干扰,充分发挥油层产能,提高油层利用程度;井网加密调整可以提高储量控制程度,实现油水井均衡驱替;实施油井提液可以释放非主力油层能量,提高单井产能;应用水平井可以实现局部储层发育较单一或底部水淹较严重储层的有效动用,提高采油速度.从调整前后的对比情况来看,调整后采液强度增大到调整前的2.9倍,采油强度增大到调整前的1.5倍,注采对应率提高了20.5％,水驱控制程度提高了16.6％,已提液井日产液量增幅达80％以上,应用水平井后增产效果明显,同期累积产油量为定向井的1.6倍.     

聚合物驱提液与控制含水的关系

分析了孤岛油田聚合物驱不同见效阶段提液与含水率的变化关系；提出了不同见效阶段合理的提液时机和提液幅度；研究结果对进一步改善孤岛油田聚合物驱开发效果，提高原油采收率具有重要的指导意义。     

特高含水期多层系砂岩油田提液潜力评价方法

实施强化采液是特高含水期油田减缓产量递减,改善开发效果的有效途径.针对中国大多数砂岩油田采用多套井网开发的实际,建立的“两个界限、三重分级”单井最大提液潜力评价方法,量化了不同单井的技术经济界限,规范了操作流程.提出了以采液比例符合程度和储采比均衡系数为核心的确定产液规模的综合指标评价体系,该体系能够反映多层系开发油田的均衡开采特征,对不同类型、不同开发阶段油田的提液潜力评价具有较强的参考价值.实例应用证明,该提液潜力评价系统能够有效地评价油田的提液潜力.     

新立油田高含水开发期应用侧钻井挖潜试验研究

对新立油田扶杨油层高含水期剩余油分布规律和特点进行研究,将剩余油分为注采不完善型、储层型、构造型3大类12种形式。结合新立油田套管变形井的井况特点,确定了以开窗侧钻为主的工艺技术,应用于3种剩余油类型,部署了挖掘构造型剩余油、储层型剩余油和换井底恢复储量型的侧钻井,共试验了6口井,平均日产液为9.2 t/d,日产油为4.5 t/d,日产油是老井产量的3.5倍,取得了较好的效果,为挖潜套变井剩余油潜力提供了广阔空间。     

大庆油田特高含水期采油工程研究现状及发展方向

大庆油田已开发44年,进入特高含水开发阶段,油田开发面临着含水高、采油速度高、储采失衡严重、套损速度加剧等一系列问题。如何提高油田最终采收率是油田开发面临的主要问题,也是采油工程面临的最大挑战。在简要介绍了大庆油田在特高含水期采油工程的总体技术需求的基础上,分析了采油工程技术现状及存在的主要问题,提出了采油工程技术的发展方向。     

安塞油田中高含水期剩余油有效动用技术研究

安塞油田是典型的低渗透油藏,经过20多年的开发,目前已进入中高含水期,开发矛盾也日益突出,主要存在油井见水后产量递减快、储层天然微裂缝发育、剩余油分布更加复杂、套损及水淹关井逐年增多等问题。结合安塞油田多年开发实践效果,在研究剩余油分布规律的基础上,开展了井网调整、重复压裂、堵水调驱、套损井治理工艺技术研究,形成了安塞油田中高含水期剩余油有效动用技术。该技术在安塞油田推广应用1 100余井次,累计增油20余万吨,采收率提高了1.8%,油藏整体开发形势较好。     

一种非均质油藏高含水期调堵效果的简易测算方法

具有优势水侵通道的注水开发油藏在油井高含水期仍存在大量剩余油,可通过对水淹大孔道的调堵,实现对该类油藏的挖潜。然而,目前仍难以定量描述和表征注采井之间的大孔道对注水开发的影响情况,因此对调堵效果的预测具有较大的不确定性。文中将注采井之间的油藏流动区域视为相对均质的油藏与大孔道的并联,分别采用渗流和管流模型计算油井的无因次采液指数与含水率,通过生产数据的拟合,建立快速测算图版,确定大孔道的等效孔径,进而计算大孔道封堵后油藏的流动能力及油井再次达到特高含水期的驱油效率。实例分析表明,该方法所需参数较少,能够实现非均质油藏大孔道调堵效果的快速测算。     

断块油田高含水期剩余油分布模式及挖潜对策——以泌阳凹陷下二门油田为例

微观驱油实验和数值模拟表明,进入高含水开发阶段,泌阳凹陷下二门油田微观上剩余油主要以斑块状、网络状等形态分布于孔隙中.宏观上,剩余油主要以断层控制型、微构造控制型、压力平衡型、井网未控制型、沉积控制型等5种型式存在.根据剩余油分布,对下二门油田核三段采取了局部井网重组、注水结构调整和高速调整井优化部署等综合调整对策,采...     

海外河油田稠油油藏高含水期开采接替技术

海外河油田为注水开发稠油油藏,受储层物性、原油物性、油田注水等因素影响,注水矛盾突出、油井出砂严重.随着油田进入高含水开发末期,常规措施应用效果逐年变差.2005年以来,针对油田开发主要矛盾和技术应用中存在的问题,与石油院校合作开展了一系列稠油注水接替技术研究和先导试验.进行了防砂堵水、新型携砂液体系研制、多轮次调剖堵水技术研究、聚合物微球调堵、化学堵水剂优化、调驱、氮气采油、二氧化碳吞吐等试验,并取得了较好效果.     

海上稠油油田高含水期开发模式研究

海上稠油油田进入高含水开发期后,面临采油速度低、水窜快、产量递减快及采收率低等问题,且缺乏分层系开发调整经验,制约了油田的稳产和高效开发。以秦皇岛32-6油田为例,利用室内物理实验、油藏数值模拟等方法,开展了高含水期开发模式研究,明确了海上非均质稠油油藏分层系开发技术界限、注采井间加密模式和底水油藏水平井布井下限。结果表明：当储层原油黏度级差大于3或渗透率级差大于3时,层间干扰系数增大,实施分层系开采,且各开发层系油层厚度为4～8 m;对于强非均质性储层,不同井型、井网加密模式下体积波及系数差别较大,采用反九点转五点水平井+定向井联合井网加密模式,并将井距调整为220 m,体积波及系数显著提高;储层内部隔夹层渗透率、分布面积和分布位置均对水平井产能具有较大影响,基于隔夹层优化布井后,原油黏度为260 mPa·s的底水稠油油藏水平井累计产油量达到5万m³,油柱高度可由12 m下推至7 m。基于上述研究成果形成了“纵向分层系、平面变井网、水平井挖潜”的海上河流相稠油油田高效开发新模式,应用于秦皇岛32-6油田获得了良好的开发效果,可为类似油田的开发提供借鉴。     

低渗透油藏高含水期技术极限井距计算方法

低渗透油藏开发到高含水期阶段,钻加密井和调整井距是挖潜剩余油、提高原油采收率的重要措施。技术极限井距是挖潜剩余油的一个重要指标。针对低渗透油藏存在启动压力梯度的特征,以油水两相稳定渗流理论为基础,通过引入视粘度和拟势的概念,采用势的叠加原理推导建立了低渗透油藏技术极限井距计算公式,并以实际油藏参数为例,分析了储层渗透率、含水饱和度和注采压差等技术极限井距的影响因素。结果表明,技术极限井距随着储层渗透率、含水饱和度和注采压差的增加而增大。将计算结果应用到实际油藏井网部署中,储层物性较好、剩余油饱和度较低的区域,技术极限井距最大约为350 m;储层物性较差、剩余油饱和度较高的区域,技术极限井距最小约为250 m。调整后的井网对剩余可采储量的控制能力增强,预测提高采收率4.1%。     

硼中子寿命测井在孤东油田高含水开发中的应用

硼中子寿命测井技术是在中子寿命测井技术上发展起来的动态监测新技术,它采用测-注-测工艺技术,向地层中注入高俘获截面的硼酸,利用测井曲线的硼离差值,可以定性或者定量的分析剩余油饱和度,对于提升高含水油藏的开发管理水平具有积极的指导作用。通过在孤东油田的现场应用,取得了良好的降水增油效果。