注采比
- 鄂尔多斯盆地冯坪区块长6油藏注采对应关系评价
油水井不对应，注采比例严重失调，导致油井受效不明显，产量递减快，稳产难度大，严重降低了研究区的水驱效率。故加强注采对应关系研究及配套的合理治理政策是该油区实现长期高产稳产的重要保证。2 注采对应关系评价2.1 纵向注采对应率研究本文根据冯坪区的小层对比结果，并结合油水井射孔段对目前的注采关系进行了统计，根据表1的统计结果可知，冯坪区总的注采对应率为29.65%。纵向上长612的注采对应率最高（45.31%），其次为长层（31.55%），再其次为长62（21
新疆有色金属 2023年3期2023-05-29
- 调整井地层压力预测方法研究
用区块所计算的注采比，来预测区块地层压力情况，提高了钻井液密度设计准确率，确保钻井施工的安全。1 注采比与地层压力关系油田经过长期注水和采油，已改变了开采层位地层压力的原始状态，由于地层岩性和物性的不均衡，注入量和采出量难以达到平衡，因此形成局部欠压区、局部高压区和异常高压区等情况。注水开发是长期的、动态变化的过程，注采比是累积注入剂的体积与累积采出物的体积之比，其大小不仅可以衡量地层亏空弥补程度，还能反映地层能量补充程度，因而可以通过研究注采比对地层压力
西部探矿工程 2022年10期2022-04-07
- 合水地区致密油油藏注水井转采实施效果分析
计注水量、累计注采比、见水见效特征等因素的分析，研究各个因素对措施实施效果的影响。3.1 储层物性Z230区块转采井平均油层厚度 20.7 m， 平均孔隙度11.4%，平均渗透率 0.65 mD(最小 0.22 mD，最大值 1.40 mD)，平均含油饱和度55.8%，平均电阻率 57.2 Ω.m，平均声波时差为 225.6 μs/m。储层发育良好，含油性好，具有丰富的剩余油储量分布。根据实施效果绘制了相关储层参数与转采后初产、平均日产的关系图。见图1。图
云南化工 2022年1期2022-03-08
- 长垣外围扶杨油层注入水构成及注采比优化
MPa,累计注采比大于2 的储量占89.5%（见表1）。目前油田注采比研究主要集中在合理注采比计算［1-5］及影响因素分析等方面［6-7］,关于低、特低渗透性储层高注采比成因的研究较少［8］,注入水构成量化方面尚属空白。本文从储层砂体特征出发,结合室内岩心吸水实验,构建了三维全地层地质模型。通过数值模拟,对注入水构成进行了定量计算,揭示了高注采比的成因,给出低、特低渗透性储层的合理注采比。表1 长垣外围扶杨油层储量分布统计1 扶杨油层储层砂体特征长垣外围
复杂油气藏 2022年4期2022-03-06
- C3断块注水外溢及合理注采比
225009)注采比是反映油田注水开发注采状况、表征油藏注水开发动态的一个关键性指标。对于水驱开发来说，油藏的注采动态与地层压力状况密切相关。目前，国内不少人员在注采比方面开展了相关研究。袁昭等[1]利用矿场统计的方法，结合油田在注水开发过程中的动态资料研究了合理注采比；李程彤等[2]运用物质平衡方法确定了压力恢复速度与地下注采液量差的关系；那雪芳等[3]通过建立注采比与产液量、含水率等之间的关系，确定了中西部地层的合理注采比；杨磊等[4]运用物质平衡方法
科学技术与工程 2021年34期2022-01-06
- 五里湾D1 油藏控制注水应用效果及评价
注32 m3，注采比2.98，注水强度3.15 m3/（m·d）。随着开发进入中后期，压裂试验区递减逐步增大，2018 年月均递减1.8 t，月度递减率1.24%。2.2 地层压力逐步上升试验区自2009 年起，随着注入强度提升，压力保持水平持续上升，2018 年压力保持水平达到118.5%，超过油藏合理压力保持水平90%～110%。2.3 注采比持续升高注采比是表征油田注水开发过程中注采平衡状况，反映产液量、注水量与地层压力之间联系的一个综合性指标。合理
石油化工应用 2021年11期2021-01-13
- 延长油田注水开发产量下降原因分析与认识
3 个方面：①注采比不合理；②区块井网不完善；③注采不对应。2.1 注采比不合理从国内外油田开发实践中可以得出，无水-低含水期合理的注采比一般在1.0～1.2 之间；注水开发到了中含水期，注采比须要提高到1.3 以上；至高含水期，注采比要达到1.4 以上；整个过程注水效率变低。注采比不合理主要是注采比过大或者过小。注采比过大是由于水窜或水淹所引起的。注采比过大会造成高渗透层吸水过大，高渗透层注入水水窜使得油井水淹。这些区块的注采比在3.4～7.2 之间。注
辽宁化工 2020年10期2020-11-09
- 低渗透油藏气驱注采比和注气量设计
水平，合理气驱注采比确定成为气驱开发方案编制的一个重要问题。在中国低渗透油藏注气开发中，气驱注采比设计具有特殊的重要性：①中国陆相沉积低渗透油藏油品较差、埋藏较深、地层温度较高，混相条件更为苛刻［7］；中国注水开发低渗透油藏地层压力保持水平通常不高，为保障注气效果，避免“应混未混”项目出现［8］，在见气前的早期注气阶段将地层压力提高到最小混相压力以上或尽量提高混相程度势在必行。②中国目前驱油用廉价二氧化碳气源严重不足；天然气对外依存度持续升高，烃类气驱同样
油气地质与采收率 2020年1期2020-03-24
- 复杂断块油藏屏障注水机理研究①
投产滞后，初期注采比仅为0.8，生产一段时间后该井生产气油比升高到120 m3/ m3，产油量出现递减。将注采比调整为1.1后，气油比稳定在原始溶解气油比50 m3/m3左右，含水率逐渐上升到60%。2014年1月调整注采比为0.9，D9H井含水率降低至40%，产油量逐渐回升。2017年10月为了控制气油比将注采比调整为1.1，调整后该井日产油量、气油比保持平稳。这是因为注水的滞后，气顶气运移到油井处油井生产气油比升高，当加强注水后气顶气停止运移，气油比降
广东石油化工学院学报 2020年6期2020-03-09
- 苏北复杂断块油藏二氧化碳驱油效果影响因素分析及认识
前油井初产量、注采比和注气方式等对CO2驱油效果的影响程度。2.1 井型苏北9 个注CO2区块的69 口采油井中，直井48 口，水平井21 口，其见气见效情况分别见表2、表3。表 2 注CO2 区块直井见气见效情况Table 2 Flooding effects and gas production in vertical wells in a CO2 flooding blocks表 3 注CO2 区块水平井见气见效情况Table 3 Flooding
石油钻探技术 2020年1期2020-02-21
- 渤海Q 油田复杂底水油藏高含水期精细注水研究
最优注水方式及注采比，提出依托夹层实施定向井层内分段注水的思路，实现了底水油藏通过注水不仅可以维持地层压力，还可起到较好的驱油效果。1 油藏概况渤海Q 油田西区是位于渤海湾中部海域的河流相砂岩稠油底水油藏。该区块构造幅度低，油柱高 度8～20 m；储层属于曲流河沉积，油层内部局部夹 层比较发育；属于高孔高渗储层，平均孔隙度30%，平均渗透率3 000×10-3μm2；地层原油黏度大，为260 mPa·s；属于岩性构造底水油藏，水体倍数为20～30 倍，油藏
石油地质与工程 2019年6期2020-01-13
- 无因次注入-采出曲线方法的改进及应用
。通过引入阶段注采比对无因次注入-采出曲线进行改进并进行现场应用，与常规采收率预测方法和目前的无因次注入-采出曲线预测方法进行对比发现：注入-采出曲线是在一定注采规律下得到的，注采比在注入-采出曲线采收率预测过程中的影响不可忽视，改进后的方法适用于注采不平衡油田的采收率预测，对油田开发后期注采系统评价具有较好的指导意义。关 键 词：无因次注入-采出曲线;采收率;改进;预测;特高含水期中图分类号：TE 327 文献标识码： A 文
当代化工 2019年8期2019-12-13
- 窄薄河流相油田合理地层压力保持水平及压力恢复速度研究
不够，油田累计注采比仅为0.46，生产上又出现了明显的地层压力下降速度快、产油量递减大的特征。在海上生产设施问题解决后，渤海A油田的合理地层压力保持水平及合理的地层压力恢复速度成为了生产过程中必须要解决的问题。笔者以渤海A油田生产实际为研究背景，提出了渤海A油田的合理地层压力保持水平，并提出了合理地层压力恢复计划，在渤海A油田注水开发过程中取得了比较好的效果。1 开发面临的挑战渤海A油田因飓风原因临时复产后，由于海上生产设施处理能力的限制，有近5年的时间处
长江大学学报(自科版) 2019年10期2019-11-04
- 提高塞160油藏东南裂缝区侧向采油井见效程度研究
区块长期保持高注采比，侧向采油井低产低效，剩余油难以有效动用。通过持续加强注水、采油井宽带压裂、注水井调剖调驱等措施，促进井间剩余油驱替，提高侧向采油井见效程度。关键词：裂缝;低产低效;注采比;加强注水;宽带压裂;调剖调驱一、当前现状分析安塞油田塞160油藏位于鄂尔多斯盆地志丹——王窑鼻隆带的西南端，主力油层为三叠系延长组长6层。东南裂缝区位于塞160区东南部，生产层位为长6层，为三角洲前缘水下分流河道沉积，区域裂缝发育，原生裂隙主要发育北东60-75度，
石油研究 2019年12期2019-09-10
- 多井系统复合油藏平均地层压力计算方法研究
性，也未考虑到注采比的影响。但是在油田全面投入开发之后，随着井网加密和注水开采[9-12]，地下渗流状况较油田开发早期发生了很大变化，注采不平衡使得油藏压力受到注采比的影响[13]。实际油藏中井周围储层存在径向复合储层情况，近些年研究的考虑邻井影响的平均地层压力计算方法并不实用。因此，需要建立多井系统复合油藏的拟稳定流渗流数学模型，给出考虑注采比影响的多井系统复合油藏平均地层压力的计算方法，保证多井注采情况下复合油藏的压力评价更符合实际情况。1 理论基础1
特种油气藏 2019年4期2019-09-06
- 复杂断块BZ油田合理注采比研究
块BZ油田合理注采比研究王 雨，陈存良，杨 明，刘美佳，黄 琴（中海石油（中国）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津塘沽 300459）目前，BZ油田S–1区块注采矛盾越来越明显，累计注水亏空量大，导致地层压力下降，地层压力保持水平低，油田开发效果差。为此，运用数值模拟法和Logisitic生命旋回数学模型，研究了不同含水条件下油田的合理注采比，并建立了不同含水率下合理注采比的图版。研究结果表明，利用Logisitic生命旋回数学模型求得S–1区块合理注
石油地质与工程 2019年2期2019-06-19
- 对油藏开发中如何确定合理注采比的几点看法
，引入了“有效注采比”的概念，通过对一个油田（或单元）无效注水比例的测算，确定出在不同压力保持水平、不同采液速度下的注采比及在合理压力保持水平，合理采液速度下的合理注采比，为油田进行合理的配产配注提供理论依据。【关键词】油田开发 注采比 无效注水 压力水平随着油田开采程度的加深，开采状况发生了变化，不可避免地形成一部分无效注水，按照理论计算的注采比进行配产配注，就会使地下的注采平衡遭到破坏，地层压力将会持续下降。本文通过测算油田（或单元）无效注水比例，消除
商情 2019年11期2019-06-11
- DQB-2区块注采作业对压力分布的影响
并且含水较多，注采比较平衡。而B2-6-61井位于砂体边缘，储层的物性较差，采液量比较少，含水较低，受驱水的效果不明显；并且注入水后，易于在此处聚积，形成憋压区，进而形成高压区。在后期施工过程中，可以通过钻井液密度的使用情况和压力解释进行验证。数据见表2：表1 已钻井生产参数Table 1 Parameters of drilling production表2 钻井液密度和压力解释数据对比Table 2 Comparison of drilling flu
非常规油气 2019年1期2019-04-01
- 基于不同裂缝发育程度下周期注水注采参数优化研究
周期注水时机、注采比和间注时间3项指标对周期注水开发效果的影响(图1)。由图1可知，注水时机、间注时间和注采比(注水阶段)3个参数均对采收率较为敏感。注水时机对采收率的影响表现为单调递减性，周期注水开展越早，采收率越高，同时当含水率大于60%时，采用周期注水效果急剧变差，因此，开展周期注水的时机含水率不大于60%。间注时间和注采比对采收率的影响表现出非单调性，在某区间内采收率获得极大值(图1)。原因是间注时间主要影响压降漏斗的“开度”，即调整注水井工作制度
特种油气藏 2019年1期2019-03-15
- 莫里青断陷伊59区块开发效果评价
分后，A1区日注采比1.2，累计注采比0.5，A2区日注采比0.7，累计注采比0.28。D1区遵循原井网，D2区后期合动油井10口，调整比例50%，没有分井网开发。产量劈分后，D1区日注采比0.8，累计注采比0.39；D2区日注采比0.8，累计注采比0.21。2.3 水驱控制程度及水驱储量动用程度评价根据49个井组统计，水驱控制程度为66.9%，处于中等偏低水平，其中，断阶外A、B区大于75%，断阶内的C、D区小于65%；参考22口井吸水剖面计算水驱储量动
石油知识 2019年5期2019-02-13
- 海上稠油油藏半衰竭水驱开发压力恢复速度研究
上油田开发初期注采比均低于1.0，开发10 a后地层压力由原始地层压力16.6 MPa降至9.0 MPa，接近饱和压力，属于半衰竭水驱开发[2]。提液是该类稠油油藏中高含水期最重要的增产和稳产手段，而恢复地层压力是油田大面积提液的先决条件[3-10]。通过增注提高地层压力的同时，注入水易突破，导致含水上升，尤其是对于BZ窄河道油田，注入水极易沿河道形成水窜，增注时必须对压力恢复速度和含水率予以权衡[11-16]。半衰竭水驱油田压力恢复研究尤为重要。1 窄河
特种油气藏 2018年4期2018-09-05
- 基于多元线性回归分析的确定油田合理注水参数技术方法研究
0452)合理注采比就是在合理的注采压力系统内,使油田能够保持地层压力稳定所需要配注水量的注采比，是油田安全合理注水开发政策和保证水驱开发效果的最基本参数，然而合理注采比的确定一直是油田注水管理工作的一大难题。目前预测方法主要包括 logistic模型法、水驱特征曲线法、阶段存水率图版法、水油比关系法、矿场统计法、物质平衡法、BP神经网络法等，其中logistic模型法主要适用于产量逐渐递减的油田，水驱特征曲线法和阶段存水率图版法比较适合于水驱和存水率变化
地下水 2018年2期2018-04-25
- 延安组油藏中高含水期合理注采比预测方法研究
——以安塞油田A油藏为例
中高含水期合理注采比预测方法研究 ——以安塞油田A油藏为例李书静，张天杰，杨 剑，李 莉，温 柔，马 爽，李兰琴中国石油长庆油田分公司第一采油厂 （陕西 西安 710201）安塞油田延安组A油藏是典型的构造-岩性油藏，具有一定的底水和边水天然能量驱动特征，进入中高含水开发期后，稳油控水难度加大。为维持年产油量合理增长的要求，结合油田矿场实际生产数据，建立以油田产能递减规律-甲型水驱特征曲线-翁文波的Logistic旋回模型相结合的确定合理注采比的一套方法，
石油工业技术监督 2017年10期2017-12-27
- 注采比计算方法改进与应用
430100)注采比计算方法改进与应用付 铭，刘德华，廖茂林(长江大学 石油工程学院， 武汉 430100)注采比作为衡量注水过程注采平衡状态的一项重要参数,是反映产液量、注水量与地层压力之间联系的综合性指标。近年来我国多数注水油藏已进入开发后期，常规水驱特征曲线普遍存在上翘现象，因此传统方法计算误差往往较大。针对这一问题，应用油藏工程原理，结合高含水期水驱特征曲线推导出计算配水量新模型,该模型可有效地评价高含水期水驱开发效果。通过实例应用，与多元线性回归
重庆理工大学学报(自然科学) 2017年9期2017-10-11
- 阶段水驱指数、存水率理论图版修正及应用
们通常选择控制注采比的大小来确定含水率与存水率、水驱指数的变化规律。运用理论图版对A断块砂岩油藏注水开发进行拟合可以看出该图版无法有效判断注水效果的合理性。这说明理论图版适合性有限。为了更好的确定油藏水驱效果，通过水驱油藏注采经验公式与存水率、水驱指数定义式结合推导出合理注采比下阶段存水率、水驱指数与含水率的表达式，应用新的表达式所得到的理论曲线与实际生产曲线趋势对比，若理论的曲线与实际结果一致，说明水驱有效较好。同时在对A油藏运用过程中，我们还能通过该模
当代化工 2017年9期2017-10-11
- 宋芳屯油田芳17区块注采比优化研究
油田芳17区块注采比优化研究冷小勇（大庆油田第八采油厂， 黑龙江 大庆 163514）芳17区块是宋芳屯北部已投入开发的6个区块之一，由于开发时间长、已进入中高含水期，并且经过多次注采系统和注水结构调整以及压裂改造等措施，具有该油田砂体分布零散、油井流动压力高、累计耗水高，波及系数低的典型开发特征。因此，以芳17区块为典型区块，利用数值模拟方法进行注采比优化研究。在含水率为60%、70%、80%、85%、90%五个开发阶段开展了注采比优化研究，确定60%~
当代化工 2017年8期2017-09-12
- 王家湾长2油藏合理注采比研究
湾长2油藏合理注采比研究史鹏涛，陈朋刚（延长油田股份有限公司勘探开发技术研究中心，陕西延安 716000）注采比能够反映出产液量、注水量与地层压力之间的关系，研究油藏在注水开发过程中的合理注采比，对于稳定原油产量、控制含水上升、实现油田合理高效开发具有十分重要的意义。利用油藏工程方法中的水驱特征曲线和物质平衡原理，对区块长2油藏当前合理注采比进行了研究，并和现场实际数据进行了对比，绘制出地层压力与注采比关系图版。结果表明:两种方法计算的数值和矿场实际的注采
石油化工应用 2017年4期2017-05-09
- 寨子河长9油层注水开发效果分析
从井网适应性、注采比、地层压力恢复情况以及典型井组见水见效情况等方面进行了分析研究，剖析了目前寨子河长9油层注水开发面临的问题，提出了相应的注水开发技术对策。寨子河长9油层；注水开发；技术对策1 区块概况寨子河位于吴起县南部洛源乡三道川下游洛河西岸境内，地处黄土高原中部，地面海拔1247~1663 m，地表相对高差100~300 m左右。该区长9油层在寨子河油区中部（图1），长9开发区面积29.49 km2，主要层位是长91油层。图1 寨子河长9油层分布图
辽宁化工 2017年10期2017-03-22
- 靖安油田杨66延9油藏早期开发技术政策研究
平、注水强度、注采比及采液强度等技术指标，通过不断优化注水技术政策，促使油藏进一步见效，提高油藏开发水平。开发规律；开发水平；技术对策杨66延9油藏在区域构造上属于鄂尔多斯盆地一级构造单元陕北斜坡中段，区域构造为一向西倾斜的大型平缓单斜。构造形态上表现为东高西低，北低南高的构造特征。主要开发层系为延9、延10层，储层物性相对较好，受沉积相带控制，平面上和纵向上非均质性较强。油藏类型属岩性－构造油藏，油藏西南部边底水发育，原始驱动类型为弹性驱[1]。1 早期
石油化工应用 2016年12期2017-01-04
- 合理注采比计算方法研究
摘 要】合理的注采比可以有效缓解储层非均质性引起的开发矛盾，使目前地层压力保持相对平衡，确保油田持续稳产，控制含水上升速度。本文将物质平衡理论法与水油比方法相结合进行合理注采比的计算，过程中既考虑了地层压力与含水的合理性，又考虑了无效注水的影响，最终得到可信度较高的计算结果。【关键词】注采比；物质平衡理论；水油比关系法0 引言注采比是主要的油田开发参数之一，保持合理注采比具有重要意义：一是保持地层能量充足，二是控制含水上升速度，提高采收率。但合理注采比的计
科技视界 2016年23期2016-11-04
- 利用Gompertz模型预测水驱油田合理注水量和注采比
田合理注水量和注采比叶凡(北京石大油源科技开发有限公司， 北京 102249 )基于经济增长和油气资源增长的Gompertz模型，建立了适用于水驱开发油田不同含水时期的合理注水量关系式，绘制了合理注水量图版，并确定了油田的合理注采比。实例分析表明，P油田在目前综合含水率为85%的情况下，合理累计注采比应保持1.44左右。水驱油田； Gompertz模型； 注水量； 注采比合理注采比可以使油藏保持合理的地层压力，从而保证油田具有较强的产油、产液能力，降低无效
重庆科技学院学报（自然科学版） 2016年4期2016-09-28
- 基于地层压力恢复时间的注采比数值模拟优化方法
——以肯基亚克某亏空油藏为例
压力恢复时间的注采比数值模拟优化方法 ——以肯基亚克某亏空油藏为例曹勋臣1，2，喻高明1，邓亚2，万青山3，王朝2，4（1.长江大学石油工程学院，湖北 武汉 430100；2.中国石油勘探开发研究院油气田开发所，北京 100083；3.中国石油新疆油田分公司实验检测研究院，新疆 克拉玛依 834000；4.中国石油大学（北京）石油工程学院，北京 102249）针对肯基亚克某边底水油藏地层压力下降过快、能量不足的问题，开展了数值模拟研究。利用物质平衡法研究了
断块油气田 2016年2期2016-09-26
- 基于水驱特征曲线的注采比优化研究
水驱特征曲线的注采比优化研究张志军，王宏申，王锦林，魏 俊，李 芳(中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452)目前陆上大多数油田都已进入中高含水期，为了控制含水上升速度，提高原油产量，实现油田的高效开发，需要准确的确定油田注采比。应用注水开发砂岩油田的注采关系和水驱特征曲线推导出注采比预测模型。该模型使用参数简单，只需要较少的生产动态数据，且预测结果准确，适用于动静态参数较少的油田。通过对某陆地油田开发实例进行分析，研究结果表明，该模型
复杂油气藏 2016年2期2016-09-15
- 陇东延81+2油藏合理注采比研究
1+2油藏合理注采比研究高长旺1，李春娟2，冯锶桁2（1.西北大学地质学系，陕西西安710069；2.中国石油长庆油田分公司第二采油厂，甘肃庆阳745100）注水开发油田在长期注水之后，不可避免地产生一部分无效注水，本文运用理论计算和实际资料相结合的方法，引入了“有效注采比”的概念，通过对里151区无效注水比例的测算，确定出在不同压力保持水平、不同采液速度下的注采比及在合理压力保持水平、合理采液速度下的合理注采比，为油田进行合理的配注提供理论依据。里151
石油化工应用 2016年8期2016-09-14
- 聚合物驱提高采收率注入参数研究
、注入速率以及注采比进行研究。通过改变三个参数，探究日产油量、日产水率以及原油最终采收率的变化规律。模拟结果表明，在合理的成本范围内，注入聚合物的时机越早越好；提高聚合物注入速率时，原油最终采收率有下降趋势；注采比为1时，驱油效果达到最佳，对实际生产起到积极的指导作用。关键词：聚合物驱；采收率；CMG；注入时机；注入速率；注采比随着注水开发技术的应用，油田的整体含水率不断提高，但原油最终采收率依然较低。为了提升原油最终采收率，各大油田积极研究，并且确定了在
石油化工应用 2016年6期2016-07-19
- 肯基亚克盐上IV区开发方式优选
反九点井网下的注采比，同时论证了提液可行性，优选提液幅度，指导下一步更好开发。关 键 词：井网；注采比；提液；优化中图分类号：TE 357 文献标识码： A 文章编号： 1671-0460（2016）08-1794-04Abstract： Kenkiyak reservoir was put into development in 1966，any supplement measure of the formation energy was not use
当代化工 2016年8期2016-07-10
- 萨中油田南一区水驱精细注采比方法研究
南一区水驱精细注采比方法研究肖微（大庆油田有限责任公司第一采油厂第五油矿工艺队，黑龙江 大庆 163458）萨中油田南一区水驱经过50多年开发侯，受套损影响，近32%的油水井出现井况问题，有采无注井比例达到了17.8%，如何在套损的影响下探索出高含水期水驱控制产量递减和含水上升的有效方法已成为我们开发管理的主攻课题。为此，2015年应用了精细注采比方法，实施了水驱精细挖潜，取得了水驱超产、“递减、含水”得到双控、套损区保持稳定的较好效果，为高含水期水驱精细
化工管理 2016年24期2016-03-13
- 胡尖山新46 区延9 油藏水驱效果开发评价
水22 m3，注采比0.78。根据油藏开发驱动能量的不同，可将新46 油藏的开发历程划分为自然能量开采和注水开发两个阶段。1.1 开发历程（1）自然能量开发阶段：底水发育，产量稳定，对新46 区油藏2010 年12 月前投产的6 口井进行统计，初期平均单井日产油2.77 t，半年后单井日产2.53 t，半年递减8.6 %，从统计情况来看，因底水能量充足，初期产量稳定。（2）注水开发阶段：注水初期递减减小，后期存水率下降，2012 年4 月新45-22 投注
石油化工应用 2015年11期2015-12-24
- 浅析分层系提高低渗区块注采比的应用效果
等原因，各层系注采比相差较大：S331层系注采比1.18，S334层系注采比0.03，S34+5层系注采比0.22，S41层系注采比2.38，S42层系注采比0.5，导致注采比过低的层系日产水平低，供液差，地层压降大，开发效果变差。3 分层系提高注采比的实践应用确定各层系合理注采比需求滨660块2010年层系调整方案注采比设计1.56，当前区块注采比0.97，远运低于特低渗区块实际需求注采比，根据注采比与当前地层压力研究，结合低渗透油层在驱动压力梯度较低时
化工管理 2015年12期2015-12-21
- 有效累计注采比及其在注水开发效果评价中的应用
——以吉林红岗油田大45区块超低渗透油藏为例
83）有效累计注采比及其在注水开发效果评价中的应用 ——以吉林红岗油田大45区块超低渗透油藏为例张 原 甘俊奇 王俊文 张文旗（中国石油勘探开发研究院，北京 100083）引用格式：张原，甘俊奇，王俊文，等.有效累计注采比及其在注水开发效果评价中的应用——以吉林红岗油田大45区块超低渗透油藏为例［J］.石油钻采工艺，2015，37（6）：86-89.针对超低渗透砂岩油藏注采比高的问题，基于无效注水原因分析提出了有效累计注采比的概念。以吉林红岗油田大45区块
石油钻采工艺 2015年6期2015-10-29
- 盘古梁Y油藏注水开发技术研究及应用效果
适宜采用整体定注采比，应采用分区、分时步变注采比方式进行开采。通过在油田开发中应用制定的技术方案，油田自然递减由8.11%下降到-0.04%，取得了良好的开发效果。盘古梁Y油藏；特低渗透；注水开发技术方案在特低渗透油藏的注水开发中，由于非达西渗流特征影响，油田注水开发均存在启动压力梯度，物性不同，注水开发技术不同，而目前国内外对于如何制定并合理特低渗油藏开发技术方案尚没有成功的范例可以遵循。本文通过研究盘古梁Y特低渗油藏的储层和动态特征，借助多种手段制定合
石油化工应用 2015年3期2015-10-24
- 注采比对“二三结合”开发模式渗流特征的影响
模式注聚阶段中注采比对井间压力、含水饱和度等变化有重要影响。为了探究注采比对开发层位的井间压力及饱和度的影响，利用油藏数值模拟方法，模拟了相同的开发模式不同注采比的生产情况，绘制了不同注采比情况下，不同层位的井间压力及含水饱和度变化情况，为维持地层压力平衡，保持油田稳定生产提供有力的依据。关 键 词：二三结合； 注采比； 渗流特征； 油藏数值模拟中图分类号：TQ 346 文献标识码： A 文章编号： 1671-0460（2015）07-1512-03Eff
当代化工 2015年7期2015-10-21
- 水驱油田合理注采规模的影响因素
悦摘 要：合理注采比是表征油田注水开发过程中注采平衡状况的一项重要指标，反映了产液量、注入量与地层压力之间存在的关系，为研究合理注采规模提供重要依据。在高含水期油藏注水开发过程中，合理注采规模研究对提高油田开发水平和管理水平具有重要意义。在保证产量的前提下，为了地层压力保持水平、控制含水上升速度，以当前产量规模进行预测，对注采状况进行评价，以定产配注为原则，基于利用物质平衡方程确定的合理注采比，对注入量进行调整，从而确定合理的注采规模。关 键 词：合理注采
当代化工 2015年7期2015-10-21
- 基于不确定性研究的油田开发后期指标预测方法
方法对H采油厂注采比进行预测，其2013年前6个月注采比的预测误差平均为0.53%，而多项式回归模型及支持向量机模型的误差分别为3.33%和1.46%；2013年1月的注采比概率分布范围为0.77～0.93，最大概率的注采比为0.834 3。不确定性开发指标预测方法精确度较高，能为开发决策提供可靠依据，并大大降低决策风险。开发后期指标预测不确定性研究概率分布开发决策支持向量机油田开发指标预测在油田开发过程中有着极重要的地位，油田的开发方案设计、开发状况评价
油气地质与采收率 2015年5期2015-10-15
- 萨尔图油藏变强度脉冲注水技术研究与实践
同时，直接提高注采比来增加地层能量会造成含水大幅度上升，损失储量，而小幅提高注采比效果较差。受各种条件限制，周期注水技术在萨尔图油藏的应用具有一定的局限性。因此，在现行的注水政策基础上，需要探索新的注水调控技术，为中高渗油藏有效恢复地层能量提供一种简单而有效的手段2 研究内容2.1 变强度脉冲注水概念变强度脉冲注水，是常规注水与周期注水结合的一种注水方式，即短周期强弱交替注水。如:若某井为提高注采比、恢复地层压力需要，需从目前日注100方提升至日注120方
化工管理 2015年5期2015-08-15
- Logistic旋回模型在油田合理注水量及注采比确定中的应用
田合理注水量及注采比确定中的应用李海龙1,刘振旺2,张莲忠1,王 涛3(1.长庆油田分公司 采油二厂,甘肃 庆城 745100; 2.中原油田分公司 采油五厂,河南 濮阳 457001;3.中海油田服务股份有限公司,北京 101149)注水油田在开发过程中须确定油田合理配注量或注采比,根据Logistic旋回模型可推导出预测油田注水量的公式。基于樊家川油田实际区块资料,对该油田注水量及注采比进行了计算和预测。实例计算结果表明,该方法具有简便、精确度高的特点
中国石油大学胜利学院学报 2015年4期2015-07-05
- 满足水驱规律的合理地层压力保持水平
了能够描述不同注采比、不同地质储量采出程度条件下的地层压力保持水平数学模型。并以鄂尔多斯盆地某砂岩油藏为实例，对模型进行了简化。分析结果表明：依据累积注采比大于1.0或小于1.0且变化趋势不同时，油藏的合理地层压力保持水平呈现不同的变化规律；当累积注采比小于1.0且递增时，地层压力保持水平有极小值；当累积注采比大于1.0且递减时，地层压力保持水平有极大值。合理地层压力保持水平；注采比；物质平衡方程；水驱特征曲线；砂岩油藏地层压力保持水平是注水砂岩油藏开发中
西安石油大学学报（自然科学版） 2015年1期2015-04-28
- 甘谷驿长6油藏注水开发效果评价
.23%，累计注采比1.394。1.3 油藏开发特征1.3.1 油藏地层能量不足，压力下降快甘谷驿长6油藏原始地层压力平均值为3.33MPa，饱和压力为1.12MPa。随着长6油藏三个区块的开发，地层压力也从投产初期3.33MPa降到目前的2.16MPa。在开发初期，由于注水不足，压力下降较快；到2009年，通过局部细分层系、完善注采井网，有效的补充了地层能量，使地层压力逐步回升。1.3.2 年产液量、产油量呈上升趋势长6油藏2008年产液量为0.1×10
化工管理 2015年7期2015-01-10
- 特低渗透油田注水开发技术研究
田；注水技术；注采比；分层注水技术中图分类号：TE357.6 文献标识码：A 文章编号：2095-6835（2014）22-0052-021 特低渗透油田油藏储层的基本特征1.1 岩石学特征特低渗透油田油藏储层的岩石学特征以低石英、高长石为主，拥有种类较多的填隙物，比如绿泥石、浊沸石等。根据地区和油藏层段的不同，填隙物的组分含量也有所不同。1.2 粒度分布在特低渗透油田的油藏粒度分布中，细砂占最大比例，其次是砂和粉砂，这是油藏粒度的最大特征。1.3 吸水强
科技与创新 2014年22期2014-12-15
- 基于流线模拟的井组注采关系定量研究
得出整个区块的注采比,但井组注采状况不是很清晰,给单井分析、措施调整造成了一定的难度。为此,利用流线模拟对井组注采关系进行了定量研究,得到了井组中水井的注水分布方向及比例以及采油井的来水方向及比例,可以进一步剖析注入水在地层中的方向、比例及产出规律,优选开发方案,从而为动态分析提供了有效的技术手段。流线模拟;注采关系;水井;采油井合理的井组注采关系是保持合理地层压力、使油田具有旺盛的产液产油能力、降低无效能耗并取得较高采收率的重要保证。合理的井组注采关系是
长江大学学报(自科版) 2014年20期2014-06-27
- 新肇油田注采系统井区注采比调整研究
04m3，累积注采比1.73，月注采比3.23，综合含水37.98%。新肇油田古634区块自2000年11月投入开发，受裂缝影响，暴露出注水井排油井见水快，见水后含水上升速度快等问题。虽采用方案调整、模拟线性注水、堵缝调剖等措施，但效果均不理想。鉴于新肇油田古634区块井排方向与储层裂缝方向一致，根据数值模拟结果，结合油田动静态情况，总体规划了37口转注井，使新肇油田古634区块整体上形成行列注采井网［1］。2003年转注8口井，2004年转注6口井，20
长江大学学报(自科版) 2014年8期2014-04-23
- 水驱砂岩油藏高含水期单井动态分析及提液时机研究
——以沈84-安12块为例
井注采关系确认注采比是注入水的地下体积与采出液的地下体积之比。注采比是表征油田注水开发过程中注采平衡状况,反映产液量、注水量与地层压力之间联系的综合指标。在注水开发过程中,油水井要进行配产配注。沈84-安12块进入高含水开发期,合理的注采比可以有效地缓解平面、层间和层内矛盾,并使地层保持一定的压力, 保证油井正常生产。4．1 合理注采比确定当油藏产液量基本稳定时，确定地层压降与注采比关系。沈84-安12块注采比与压降曲线见图4，计算出目前合理注采比应为1.
石油地质与工程 2014年6期2014-03-25
- 低渗油田井网形式及井网参数的优化
度；采油速度；注采比低渗透油田存在非均质性较强，水驱动用程度不高，采油速度递减，开发难度较大等问题；另低渗油田开发与裂缝密切相关，合理的井网部署是提高低渗透油田开发效果的关键。以西部某低渗油田为例，开展井网优化研究，确定最佳的井网形式和井网密度。该油田研究区域累计产油量1.683 6×104m3；累计产水量0.803 2×104m3，累计注水量7.289 4× 104m3，原油采出程度0.150 6%。平均月产油量为58.33 m3/d，月采油速度为0.0
油气田地面工程 2014年3期2014-03-20
- 齐家北油田古708区块合理注水方式研究
注水时机、初期注采比进行优选，确定了注采比为1.2的同步注水方案。现场作业表明，实施上述方案可以取得较好的开发效果，因而能够为今后类似油田的开发提供参考。注水方式；注水时机；初期注采比1 区块概况齐家北油田位于黑龙江省大庆市区和其所管辖的杜尔伯特蒙古族自治县境内，构造上位于松辽盆地北部中央坳陷区齐家-古龙凹陷北端，是长垣西部第一次较大规模开发扶余油层的油田[1-2]。该油田古708区块按350m×170m矩形井网布井，2008年度投产油井90口，注水井25
长江大学学报(自科版) 2013年2期2013-10-27
- 数值模拟方法在马宁油田长212油藏中的应用
、注采井网以及注采比方面进行优化设计。3.1 井网密度优选马宁长212油藏勘探开发模式是“滚动勘探开发”模式，井网形式呈不规则三角形。根据北京石油勘探开发科学研究院开发所俞启太在谢而卡乔夫公式的基础上引入经济学投入产出的因素，对马宁长212油藏最佳、经济极限井网密度进行模拟计算，方法如下：图1 马宁长212油藏地质模型式中：α-井网指数，ha/井；sb-经济最佳井网密度，ha/井；N-原油地质储量，t；υo-评价期间平均可采储量采油速度，小数；T-投资回收
石油化工应用 2013年5期2013-09-05
- 油田注水配注合理注采比计算方法研究
出油田注水合理注采比随含水率的变化预测模型，与传统注采比预测模型相比，该模型直观地表达了含水率的变化对注采比大小的影响，为稳油控水提供理论指导。而传统注采比模型［16］不能直观表达出含水率对注采比的影响，仅有一种模型在考虑气体亏空时才有注采比受含水率的影响，但这种模型只适用于油藏出现气体亏空的情况。本文推导出的注采比计算新模型基于的油藏工程方法不受油藏是否出现气体亏空的限制，只要油藏出现累积产量随含水率上升而增加及累积注入量与累积产油量呈现半对数关系即可运
成都理工大学学报（自然科学版） 2013年1期2013-07-06
- 敖包塔油田减少无效注水的实践与认识
边井开采初期的注采比较高，大大地影响了油田的开发效果。为了减少无效注水，使注采比趋近于合理，同时也达到节能降耗的目的，敖包塔油田采取了周期注水、单层轮换注水、细分注水、高含水井间抽等一系列措施。通过对这些措施的机理及效果进行分析、评价、总结经验，探讨减少无效注水方法的可行性。周期注水 单层轮换 细分注水 高含水间抽1 采用周期注水，减少无效注水1.1 周期注水原理周期注水是利用周期性地提高和降低注水压力的办法增加油层系统的弹性能量[1]，在油层内产生不稳定
石油石化节能 2012年7期2012-10-13
- 注采比与产水率的关系研究
300280）注采比与产水率的关系研究彭得兵1唐 海2朱健辉3吕栋梁2吕渐江2万永刚4（1.塔里木油田公司，新疆 库尔勒 841000；2.西南石油大学，四川 成都 610500；3.辽河油田分公司欢喜岭工程技术处，辽宁 盘锦 124114；4.大港油田分公司勘探开发研究院，天津 300280）为了改进钟德康推导的砂岩油田注采比曲线的通用预测公式，基于王怒涛关于甲乙型和丙丁型综合水驱特征曲线的研究成果，结合注水开发砂岩油田的注采关系曲线，推导出了预测注采比
断块油气田 2010年5期2010-09-09