注采比
- 鄂爾多斯盆地馮坪區(qū)塊長6油藏注采對應(yīng)關(guān)系評價
油水井不對應(yīng)，注采比例嚴(yán)重失調(diào)，導(dǎo)致油井受效不明顯，產(chǎn)量遞減快，穩(wěn)產(chǎn)難度大，嚴(yán)重降低了研究區(qū)的水驅(qū)效率。故加強(qiáng)注采對應(yīng)關(guān)系研究及配套的合理治理政策是該油區(qū)實現(xiàn)長期高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)的重要保證。2 注采對應(yīng)關(guān)系評價2.1 縱向注采對應(yīng)率研究本文根據(jù)馮坪區(qū)的小層對比結(jié)果，并結(jié)合油水井射孔段對目前的注采關(guān)系進(jìn)行了統(tǒng)計，根據(jù)表1的統(tǒng)計結(jié)果可知，馮坪區(qū)總的注采對應(yīng)率為29.65%?？v向上長612的注采對應(yīng)率最高（45.31%），其次為長層（31.55%），再其次為長62（21
新疆有色金屬 2023年3期2023-05-29
- 調(diào)整井地層壓力預(yù)測方法研究
用區(qū)塊所計算的注采比，來預(yù)測區(qū)塊地層壓力情況，提高了鉆井液密度設(shè)計準(zhǔn)確率，確保鉆井施工的安全。1 注采比與地層壓力關(guān)系油田經(jīng)過長期注水和采油，已改變了開采層位地層壓力的原始狀態(tài)，由于地層巖性和物性的不均衡，注入量和采出量難以達(dá)到平衡，因此形成局部欠壓區(qū)、局部高壓區(qū)和異常高壓區(qū)等情況。注水開發(fā)是長期的、動態(tài)變化的過程，注采比是累積注入劑的體積與累積采出物的體積之比，其大小不僅可以衡量地層虧空彌補(bǔ)程度，還能反映地層能量補(bǔ)充程度，因而可以通過研究注采比對地層壓力
西部探礦工程 2022年10期2022-04-07
- 合水地區(qū)致密油油藏注水井轉(zhuǎn)采實施效果分析
計注水量、累計注采比、見水見效特征等因素的分析，研究各個因素對措施實施效果的影響。3.1 儲層物性Z230區(qū)塊轉(zhuǎn)采井平均油層厚度 20.7 m， 平均孔隙度11.4%，平均滲透率 0.65 mD(最小 0.22 mD，最大值 1.40 mD)，平均含油飽和度55.8%，平均電阻率 57.2 Ω.m，平均聲波時差為 225.6 μs/m。儲層發(fā)育良好，含油性好，具有豐富的剩余油儲量分布。根據(jù)實施效果繪制了相關(guān)儲層參數(shù)與轉(zhuǎn)采后初產(chǎn)、平均日產(chǎn)的關(guān)系圖。見圖1。圖
云南化工 2022年1期2022-03-08
- 長垣外圍扶楊油層注入水構(gòu)成及注采比優(yōu)化
MPa,累計注采比大于2 的儲量占89.5%（見表1）。目前油田注采比研究主要集中在合理注采比計算［1-5］及影響因素分析等方面［6-7］,關(guān)于低、特低滲透性儲層高注采比成因的研究較少［8］,注入水構(gòu)成量化方面尚屬空白。本文從儲層砂體特征出發(fā),結(jié)合室內(nèi)巖心吸水實驗,構(gòu)建了三維全地層地質(zhì)模型。通過數(shù)值模擬,對注入水構(gòu)成進(jìn)行了定量計算,揭示了高注采比的成因,給出低、特低滲透性儲層的合理注采比。表1 長垣外圍扶楊油層儲量分布統(tǒng)計1 扶楊油層儲層砂體特征長垣外圍
復(fù)雜油氣藏 2022年4期2022-03-06
- C3斷塊注水外溢及合理注采比
225009)注采比是反映油田注水開發(fā)注采狀況、表征油藏注水開發(fā)動態(tài)的一個關(guān)鍵性指標(biāo)。對于水驅(qū)開發(fā)來說，油藏的注采動態(tài)與地層壓力狀況密切相關(guān)。目前，國內(nèi)不少人員在注采比方面開展了相關(guān)研究。袁昭等[1]利用礦場統(tǒng)計的方法，結(jié)合油田在注水開發(fā)過程中的動態(tài)資料研究了合理注采比；李程彤等[2]運(yùn)用物質(zhì)平衡方法確定了壓力恢復(fù)速度與地下注采液量差的關(guān)系；那雪芳等[3]通過建立注采比與產(chǎn)液量、含水率等之間的關(guān)系，確定了中西部地層的合理注采比；楊磊等[4]運(yùn)用物質(zhì)平衡方法
科學(xué)技術(shù)與工程 2021年34期2022-01-06
- 五里灣D1 油藏控制注水應(yīng)用效果及評價
注32 m3，注采比2.98，注水強(qiáng)度3.15 m3/（m·d）。隨著開發(fā)進(jìn)入中后期，壓裂試驗區(qū)遞減逐步增大，2018 年月均遞減1.8 t，月度遞減率1.24%。2.2 地層壓力逐步上升試驗區(qū)自2009 年起，隨著注入強(qiáng)度提升，壓力保持水平持續(xù)上升，2018 年壓力保持水平達(dá)到118.5%，超過油藏合理壓力保持水平90%～110%。2.3 注采比持續(xù)升高注采比是表征油田注水開發(fā)過程中注采平衡狀況，反映產(chǎn)液量、注水量與地層壓力之間聯(lián)系的一個綜合性指標(biāo)。合理
石油化工應(yīng)用 2021年11期2021-01-13
- 延長油田注水開發(fā)產(chǎn)量下降原因分析與認(rèn)識
3 個方面：①注采比不合理；②區(qū)塊井網(wǎng)不完善；③注采不對應(yīng)。2.1 注采比不合理從國內(nèi)外油田開發(fā)實踐中可以得出，無水-低含水期合理的注采比一般在1.0～1.2 之間；注水開發(fā)到了中含水期，注采比須要提高到1.3 以上；至高含水期，注采比要達(dá)到1.4 以上；整個過程注水效率變低。注采比不合理主要是注采比過大或者過小。注采比過大是由于水竄或水淹所引起的。注采比過大會造成高滲透層吸水過大，高滲透層注入水水竄使得油井水淹。這些區(qū)塊的注采比在3.4～7.2 之間。注
遼寧化工 2020年10期2020-11-09
- 低滲透油藏氣驅(qū)注采比和注氣量設(shè)計
水平，合理氣驅(qū)注采比確定成為氣驅(qū)開發(fā)方案編制的一個重要問題。在中國低滲透油藏注氣開發(fā)中，氣驅(qū)注采比設(shè)計具有特殊的重要性：①中國陸相沉積低滲透油藏油品較差、埋藏較深、地層溫度較高，混相條件更為苛刻［7］；中國注水開發(fā)低滲透油藏地層壓力保持水平通常不高，為保障注氣效果，避免“應(yīng)混未混”項目出現(xiàn)［8］，在見氣前的早期注氣階段將地層壓力提高到最小混相壓力以上或盡量提高混相程度勢在必行。②中國目前驅(qū)油用廉價二氧化碳?xì)庠磭?yán)重不足；天然氣對外依存度持續(xù)升高，烴類氣驅(qū)同樣
油氣地質(zhì)與采收率 2020年1期2020-03-24
- 復(fù)雜斷塊油藏屏障注水機(jī)理研究①
投產(chǎn)滯后，初期注采比僅為0.8，生產(chǎn)一段時間后該井生產(chǎn)氣油比升高到120 m3/ m3，產(chǎn)油量出現(xiàn)遞減。將注采比調(diào)整為1.1后，氣油比穩(wěn)定在原始溶解氣油比50 m3/m3左右，含水率逐漸上升到60%。2014年1月調(diào)整注采比為0.9，D9H井含水率降低至40%，產(chǎn)油量逐漸回升。2017年10月為了控制氣油比將注采比調(diào)整為1.1，調(diào)整后該井日產(chǎn)油量、氣油比保持平穩(wěn)。這是因為注水的滯后，氣頂氣運(yùn)移到油井處油井生產(chǎn)氣油比升高，當(dāng)加強(qiáng)注水后氣頂氣停止運(yùn)移，氣油比降
廣東石油化工學(xué)院學(xué)報 2020年6期2020-03-09
- 蘇北復(fù)雜斷塊油藏二氧化碳驅(qū)油效果影響因素分析及認(rèn)識
前油井初產(chǎn)量、注采比和注氣方式等對CO2驅(qū)油效果的影響程度。2.1 井型蘇北9 個注CO2區(qū)塊的69 口采油井中，直井48 口，水平井21 口，其見氣見效情況分別見表2、表3。表 2 注CO2 區(qū)塊直井見氣見效情況Table 2 Flooding effects and gas production in vertical wells in a CO2 flooding blocks表 3 注CO2 區(qū)塊水平井見氣見效情況Table 3 Flooding
石油鉆探技術(shù) 2020年1期2020-02-21
- 渤海Q 油田復(fù)雜底水油藏高含水期精細(xì)注水研究
最優(yōu)注水方式及注采比，提出依托夾層實施定向井層內(nèi)分段注水的思路，實現(xiàn)了底水油藏通過注水不僅可以維持地層壓力，還可起到較好的驅(qū)油效果。1 油藏概況渤海Q 油田西區(qū)是位于渤海灣中部海域的河流相砂巖稠油底水油藏。該區(qū)塊構(gòu)造幅度低，油柱高 度8～20 m；儲層屬于曲流河沉積，油層內(nèi)部局部夾 層比較發(fā)育；屬于高孔高滲儲層，平均孔隙度30%，平均滲透率3 000×10-3μm2；地層原油黏度大，為260 mPa·s；屬于巖性構(gòu)造底水油藏，水體倍數(shù)為20～30 倍，油藏
石油地質(zhì)與工程 2019年6期2020-01-13
- 無因次注入-采出曲線方法的改進(jìn)及應(yīng)用
。通過引入階段注采比對無因次注入-采出曲線進(jìn)行改進(jìn)并進(jìn)行現(xiàn)場應(yīng)用，與常規(guī)采收率預(yù)測方法和目前的無因次注入-采出曲線預(yù)測方法進(jìn)行對比發(fā)現(xiàn)：注入-采出曲線是在一定注采規(guī)律下得到的，注采比在注入-采出曲線采收率預(yù)測過程中的影響不可忽視，改進(jìn)后的方法適用于注采不平衡油田的采收率預(yù)測，對油田開發(fā)后期注采系統(tǒng)評價具有較好的指導(dǎo)意義。關(guān) ?鍵 ?詞：無因次注入-采出曲線;采收率;改進(jìn);預(yù)測;特高含水期中圖分類號：TE 327 ??????文獻(xiàn)標(biāo)識碼： A ??????文
當(dāng)代化工 2019年8期2019-12-13
- 窄薄河流相油田合理地層壓力保持水平及壓力恢復(fù)速度研究
不夠，油田累計注采比僅為0.46，生產(chǎn)上又出現(xiàn)了明顯的地層壓力下降速度快、產(chǎn)油量遞減大的特征。在海上生產(chǎn)設(shè)施問題解決后，渤海A油田的合理地層壓力保持水平及合理的地層壓力恢復(fù)速度成為了生產(chǎn)過程中必須要解決的問題。筆者以渤海A油田生產(chǎn)實際為研究背景，提出了渤海A油田的合理地層壓力保持水平，并提出了合理地層壓力恢復(fù)計劃，在渤海A油田注水開發(fā)過程中取得了比較好的效果。1 開發(fā)面臨的挑戰(zhàn)渤海A油田因颶風(fēng)原因臨時復(fù)產(chǎn)后，由于海上生產(chǎn)設(shè)施處理能力的限制，有近5年的時間處
長江大學(xué)學(xué)報(自科版) 2019年10期2019-11-04
- 提高塞160油藏東南裂縫區(qū)側(cè)向采油井見效程度研究
區(qū)塊長期保持高注采比，側(cè)向采油井低產(chǎn)低效，剩余油難以有效動用。通過持續(xù)加強(qiáng)注水、采油井寬帶壓裂、注水井調(diào)剖調(diào)驅(qū)等措施，促進(jìn)井間剩余油驅(qū)替，提高側(cè)向采油井見效程度。關(guān)鍵詞：裂縫;低產(chǎn)低效;注采比;加強(qiáng)注水;寬帶壓裂;調(diào)剖調(diào)驅(qū)一、當(dāng)前現(xiàn)狀分析安塞油田塞160油藏位于鄂爾多斯盆地志丹——王窯鼻隆帶的西南端，主力油層為三疊系延長組長6層。東南裂縫區(qū)位于塞160區(qū)東南部，生產(chǎn)層位為長6層，為三角洲前緣水下分流河道沉積，區(qū)域裂縫發(fā)育，原生裂隙主要發(fā)育北東60-75度，
石油研究 2019年12期2019-09-10
- 多井系統(tǒng)復(fù)合油藏平均地層壓力計算方法研究
性，也未考慮到注采比的影響。但是在油田全面投入開發(fā)之后，隨著井網(wǎng)加密和注水開采[9-12]，地下滲流狀況較油田開發(fā)早期發(fā)生了很大變化，注采不平衡使得油藏壓力受到注采比的影響[13]。實際油藏中井周圍儲層存在徑向復(fù)合儲層情況，近些年研究的考慮鄰井影響的平均地層壓力計算方法并不實用。因此，需要建立多井系統(tǒng)復(fù)合油藏的擬穩(wěn)定流滲流數(shù)學(xué)模型，給出考慮注采比影響的多井系統(tǒng)復(fù)合油藏平均地層壓力的計算方法，保證多井注采情況下復(fù)合油藏的壓力評價更符合實際情況。1 理論基礎(chǔ)1
特種油氣藏 2019年4期2019-09-06
- 復(fù)雜斷塊BZ油田合理注采比研究
塊BZ油田合理注采比研究王 雨，陳存良，楊 明，劉美佳，黃 琴（中海石油（中國）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區(qū)塊注采矛盾越來越明顯，累計注水虧空量大，導(dǎo)致地層壓力下降，地層壓力保持水平低，油田開發(fā)效果差。為此，運(yùn)用數(shù)值模擬法和Logisitic生命旋回數(shù)學(xué)模型，研究了不同含水條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圖版。研究結(jié)果表明，利用Logisitic生命旋回數(shù)學(xué)模型求得S–1區(qū)塊合理注
石油地質(zhì)與工程 2019年2期2019-06-19
- 對油藏開發(fā)中如何確定合理注采比的幾點看法
，引入了“有效注采比”的概念，通過對一個油田（或單元）無效注水比例的測算，確定出在不同壓力保持水平、不同采液速度下的注采比及在合理壓力保持水平，合理采液速度下的合理注采比，為油田進(jìn)行合理的配產(chǎn)配注提供理論依據(jù)?！娟P(guān)鍵詞】油田開發(fā) 注采比 無效注水 壓力水平隨著油田開采程度的加深，開采狀況發(fā)生了變化，不可避免地形成一部分無效注水，按照理論計算的注采比進(jìn)行配產(chǎn)配注，就會使地下的注采平衡遭到破壞，地層壓力將會持續(xù)下降。本文通過測算油田（或單元）無效注水比例，消除
商情 2019年11期2019-06-11
- DQB-2區(qū)塊注采作業(yè)對壓力分布的影響
并且含水較多，注采比較平衡。而B2-6-61井位于砂體邊緣，儲層的物性較差，采液量比較少，含水較低，受驅(qū)水的效果不明顯；并且注入水后，易于在此處聚積，形成憋壓區(qū)，進(jìn)而形成高壓區(qū)。在后期施工過程中，可以通過鉆井液密度的使用情況和壓力解釋進(jìn)行驗證。數(shù)據(jù)見表2：表1 已鉆井生產(chǎn)參數(shù)Table 1 Parameters of drilling production表2 鉆井液密度和壓力解釋數(shù)據(jù)對比Table 2 Comparison of drilling flu
非常規(guī)油氣 2019年1期2019-04-01
- 基于不同裂縫發(fā)育程度下周期注水注采參數(shù)優(yōu)化研究
周期注水時機(jī)、注采比和間注時間3項指標(biāo)對周期注水開發(fā)效果的影響(圖1)。由圖1可知，注水時機(jī)、間注時間和注采比(注水階段)3個參數(shù)均對采收率較為敏感。注水時機(jī)對采收率的影響表現(xiàn)為單調(diào)遞減性，周期注水開展越早，采收率越高，同時當(dāng)含水率大于60%時，采用周期注水效果急劇變差，因此，開展周期注水的時機(jī)含水率不大于60%。間注時間和注采比對采收率的影響表現(xiàn)出非單調(diào)性，在某區(qū)間內(nèi)采收率獲得極大值(圖1)。原因是間注時間主要影響壓降漏斗的“開度”，即調(diào)整注水井工作制度
特種油氣藏 2019年1期2019-03-15
- 莫里青斷陷伊59區(qū)塊開發(fā)效果評價
分后，A1區(qū)日注采比1.2，累計注采比0.5，A2區(qū)日注采比0.7，累計注采比0.28。D1區(qū)遵循原井網(wǎng)，D2區(qū)后期合動油井10口，調(diào)整比例50%，沒有分井網(wǎng)開發(fā)。產(chǎn)量劈分后，D1區(qū)日注采比0.8，累計注采比0.39；D2區(qū)日注采比0.8，累計注采比0.21。2.3 水驅(qū)控制程度及水驅(qū)儲量動用程度評價根據(jù)49個井組統(tǒng)計，水驅(qū)控制程度為66.9%，處于中等偏低水平，其中，斷階外A、B區(qū)大于75%，斷階內(nèi)的C、D區(qū)小于65%；參考22口井吸水剖面計算水驅(qū)儲量動
石油知識 2019年5期2019-02-13
- 海上稠油油藏半衰竭水驅(qū)開發(fā)壓力恢復(fù)速度研究
上油田開發(fā)初期注采比均低于1.0，開發(fā)10 a后地層壓力由原始地層壓力16.6 MPa降至9.0 MPa，接近飽和壓力，屬于半衰竭水驅(qū)開發(fā)[2]。提液是該類稠油油藏中高含水期最重要的增產(chǎn)和穩(wěn)產(chǎn)手段，而恢復(fù)地層壓力是油田大面積提液的先決條件[3-10]。通過增注提高地層壓力的同時，注入水易突破，導(dǎo)致含水上升，尤其是對于BZ窄河道油田，注入水極易沿河道形成水竄，增注時必須對壓力恢復(fù)速度和含水率予以權(quán)衡[11-16]。半衰竭水驅(qū)油田壓力恢復(fù)研究尤為重要。1 窄河
特種油氣藏 2018年4期2018-09-05
- 基于多元線性回歸分析的確定油田合理注水參數(shù)技術(shù)方法研究
0452)合理注采比就是在合理的注采壓力系統(tǒng)內(nèi),使油田能夠保持地層壓力穩(wěn)定所需要配注水量的注采比，是油田安全合理注水開發(fā)政策和保證水驅(qū)開發(fā)效果的最基本參數(shù)，然而合理注采比的確定一直是油田注水管理工作的一大難題。目前預(yù)測方法主要包括 logistic模型法、水驅(qū)特征曲線法、階段存水率圖版法、水油比關(guān)系法、礦場統(tǒng)計法、物質(zhì)平衡法、BP神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)法等，其中l(wèi)ogistic模型法主要適用于產(chǎn)量逐漸遞減的油田，水驅(qū)特征曲線法和階段存水率圖版法比較適合于水驅(qū)和存水率變化
地下水 2018年2期2018-04-25
- 延安組油藏中高含水期合理注采比預(yù)測方法研究
——以安塞油田A油藏為例
中高含水期合理注采比預(yù)測方法研究 ——以安塞油田A油藏為例李書靜，張?zhí)旖?，?劍，李 莉，溫 柔，馬 爽，李蘭琴中國石油長慶油田分公司第一采油廠 （陜西 西安 710201）安塞油田延安組A油藏是典型的構(gòu)造-巖性油藏，具有一定的底水和邊水天然能量驅(qū)動特征，進(jìn)入中高含水開發(fā)期后，穩(wěn)油控水難度加大。為維持年產(chǎn)油量合理增長的要求，結(jié)合油田礦場實際生產(chǎn)數(shù)據(jù)，建立以油田產(chǎn)能遞減規(guī)律-甲型水驅(qū)特征曲線-翁文波的Logistic旋回模型相結(jié)合的確定合理注采比的一套方法，
石油工業(yè)技術(shù)監(jiān)督 2017年10期2017-12-27
- 注采比計算方法改進(jìn)與應(yīng)用
430100)注采比計算方法改進(jìn)與應(yīng)用付 銘，劉德華，廖茂林(長江大學(xué) 石油工程學(xué)院， 武漢 430100)注采比作為衡量注水過程注采平衡狀態(tài)的一項重要參數(shù),是反映產(chǎn)液量、注水量與地層壓力之間聯(lián)系的綜合性指標(biāo)。近年來我國多數(shù)注水油藏已進(jìn)入開發(fā)后期，常規(guī)水驅(qū)特征曲線普遍存在上翹現(xiàn)象，因此傳統(tǒng)方法計算誤差往往較大。針對這一問題，應(yīng)用油藏工程原理，結(jié)合高含水期水驅(qū)特征曲線推導(dǎo)出計算配水量新模型,該模型可有效地評價高含水期水驅(qū)開發(fā)效果。通過實例應(yīng)用，與多元線性回歸
重慶理工大學(xué)學(xué)報(自然科學(xué)) 2017年9期2017-10-11
- 階段水驅(qū)指數(shù)、存水率理論圖版修正及應(yīng)用
們通常選擇控制注采比的大小來確定含水率與存水率、水驅(qū)指數(shù)的變化規(guī)律。運(yùn)用理論圖版對A斷塊砂巖油藏注水開發(fā)進(jìn)行擬合可以看出該圖版無法有效判斷注水效果的合理性。這說明理論圖版適合性有限。為了更好的確定油藏水驅(qū)效果，通過水驅(qū)油藏注采經(jīng)驗公式與存水率、水驅(qū)指數(shù)定義式結(jié)合推導(dǎo)出合理注采比下階段存水率、水驅(qū)指數(shù)與含水率的表達(dá)式，應(yīng)用新的表達(dá)式所得到的理論曲線與實際生產(chǎn)曲線趨勢對比，若理論的曲線與實際結(jié)果一致，說明水驅(qū)有效較好。同時在對A油藏運(yùn)用過程中，我們還能通過該模
當(dāng)代化工 2017年9期2017-10-11
- 宋芳屯油田芳17區(qū)塊注采比優(yōu)化研究
油田芳17區(qū)塊注采比優(yōu)化研究冷小勇（大慶油田第八采油廠， 黑龍江 大慶 163514）芳17區(qū)塊是宋芳屯北部已投入開發(fā)的6個區(qū)塊之一，由于開發(fā)時間長、已進(jìn)入中高含水期，并且經(jīng)過多次注采系統(tǒng)和注水結(jié)構(gòu)調(diào)整以及壓裂改造等措施，具有該油田砂體分布零散、油井流動壓力高、累計耗水高，波及系數(shù)低的典型開發(fā)特征。因此，以芳17區(qū)塊為典型區(qū)塊，利用數(shù)值模擬方法進(jìn)行注采比優(yōu)化研究。在含水率為60%、70%、80%、85%、90%五個開發(fā)階段開展了注采比優(yōu)化研究，確定60%~
當(dāng)代化工 2017年8期2017-09-12
- 王家灣長2油藏合理注采比研究
灣長2油藏合理注采比研究史鵬濤，陳朋剛（延長油田股份有限公司勘探開發(fā)技術(shù)研究中心，陜西延安 716000）注采比能夠反映出產(chǎn)液量、注水量與地層壓力之間的關(guān)系，研究油藏在注水開發(fā)過程中的合理注采比，對于穩(wěn)定原油產(chǎn)量、控制含水上升、實現(xiàn)油田合理高效開發(fā)具有十分重要的意義。利用油藏工程方法中的水驅(qū)特征曲線和物質(zhì)平衡原理，對區(qū)塊長2油藏當(dāng)前合理注采比進(jìn)行了研究，并和現(xiàn)場實際數(shù)據(jù)進(jìn)行了對比，繪制出地層壓力與注采比關(guān)系圖版。結(jié)果表明:兩種方法計算的數(shù)值和礦場實際的注采
石油化工應(yīng)用 2017年4期2017-05-09
- 寨子河長9油層注水開發(fā)效果分析
從井網(wǎng)適應(yīng)性、注采比、地層壓力恢復(fù)情況以及典型井組見水見效情況等方面進(jìn)行了分析研究，剖析了目前寨子河長9油層注水開發(fā)面臨的問題，提出了相應(yīng)的注水開發(fā)技術(shù)對策。寨子河長9油層；注水開發(fā)；技術(shù)對策1 區(qū)塊概況寨子河位于吳起縣南部洛源鄉(xiāng)三道川下游洛河西岸境內(nèi)，地處黃土高原中部，地面海拔1247~1663 m，地表相對高差100~300 m左右。該區(qū)長9油層在寨子河油區(qū)中部（圖1），長9開發(fā)區(qū)面積29.49 km2，主要層位是長91油層。圖1 寨子河長9油層分布圖
遼寧化工 2017年10期2017-03-22
- 靖安油田楊66延9油藏早期開發(fā)技術(shù)政策研究
平、注水強(qiáng)度、注采比及采液強(qiáng)度等技術(shù)指標(biāo)，通過不斷優(yōu)化注水技術(shù)政策，促使油藏進(jìn)一步見效，提高油藏開發(fā)水平。開發(fā)規(guī)律；開發(fā)水平；技術(shù)對策楊66延9油藏在區(qū)域構(gòu)造上屬于鄂爾多斯盆地一級構(gòu)造單元陜北斜坡中段，區(qū)域構(gòu)造為一向西傾斜的大型平緩單斜。構(gòu)造形態(tài)上表現(xiàn)為東高西低，北低南高的構(gòu)造特征。主要開發(fā)層系為延9、延10層，儲層物性相對較好，受沉積相帶控制，平面上和縱向上非均質(zhì)性較強(qiáng)。油藏類型屬巖性－構(gòu)造油藏，油藏西南部邊底水發(fā)育，原始驅(qū)動類型為彈性驅(qū)[1]。1 早期
石油化工應(yīng)用 2016年12期2017-01-04
- 合理注采比計算方法研究
摘 要】合理的注采比可以有效緩解儲層非均質(zhì)性引起的開發(fā)矛盾，使目前地層壓力保持相對平衡，確保油田持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)，控制含水上升速度。本文將物質(zhì)平衡理論法與水油比方法相結(jié)合進(jìn)行合理注采比的計算，過程中既考慮了地層壓力與含水的合理性，又考慮了無效注水的影響，最終得到可信度較高的計算結(jié)果。【關(guān)鍵詞】注采比；物質(zhì)平衡理論；水油比關(guān)系法0 引言注采比是主要的油田開發(fā)參數(shù)之一，保持合理注采比具有重要意義：一是保持地層能量充足，二是控制含水上升速度，提高采收率。但合理注采比的計
科技視界 2016年23期2016-11-04
- 利用Gompertz模型預(yù)測水驅(qū)油田合理注水量和注采比
田合理注水量和注采比葉凡(北京石大油源科技開發(fā)有限公司， 北京 102249 )基于經(jīng)濟(jì)增長和油氣資源增長的Gompertz模型，建立了適用于水驅(qū)開發(fā)油田不同含水時期的合理注水量關(guān)系式，繪制了合理注水量圖版，并確定了油田的合理注采比。實例分析表明，P油田在目前綜合含水率為85%的情況下，合理累計注采比應(yīng)保持1.44左右。水驅(qū)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層壓力，從而保證油田具有較強(qiáng)的產(chǎn)油、產(chǎn)液能力，降低無效
重慶科技學(xué)院學(xué)報（自然科學(xué)版） 2016年4期2016-09-28
- 基于地層壓力恢復(fù)時間的注采比數(shù)值模擬優(yōu)化方法
——以肯基亞克某虧空油藏為例
壓力恢復(fù)時間的注采比數(shù)值模擬優(yōu)化方法 ——以肯基亞克某虧空油藏為例曹勛臣1，2，喻高明1，鄧亞2，萬青山3，王朝2，4（1.長江大學(xué)石油工程學(xué)院，湖北 武漢 430100；2.中國石油勘探開發(fā)研究院油氣田開發(fā)所，北京 100083；3.中國石油新疆油田分公司實驗檢測研究院，新疆 克拉瑪依 834000；4.中國石油大學(xué)（北京）石油工程學(xué)院，北京 102249）針對肯基亞克某邊底水油藏地層壓力下降過快、能量不足的問題，開展了數(shù)值模擬研究。利用物質(zhì)平衡法研究了
斷塊油氣田 2016年2期2016-09-26
- 基于水驅(qū)特征曲線的注采比優(yōu)化研究
水驅(qū)特征曲線的注采比優(yōu)化研究張志軍，王宏申，王錦林，魏 俊，李 芳(中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司，天津 300452)目前陸上大多數(shù)油田都已進(jìn)入中高含水期，為了控制含水上升速度，提高原油產(chǎn)量，實現(xiàn)油田的高效開發(fā)，需要準(zhǔn)確的確定油田注采比。應(yīng)用注水開發(fā)砂巖油田的注采關(guān)系和水驅(qū)特征曲線推導(dǎo)出注采比預(yù)測模型。該模型使用參數(shù)簡單，只需要較少的生產(chǎn)動態(tài)數(shù)據(jù)，且預(yù)測結(jié)果準(zhǔn)確，適用于動靜態(tài)參數(shù)較少的油田。通過對某陸地油田開發(fā)實例進(jìn)行分析，研究結(jié)果表明，該模型
復(fù)雜油氣藏 2016年2期2016-09-15
- 隴東延81+2油藏合理注采比研究
1+2油藏合理注采比研究高長旺1，李春娟2，馮鍶桁2（1.西北大學(xué)地質(zhì)學(xué)系，陜西西安710069；2.中國石油長慶油田分公司第二采油廠，甘肅慶陽745100）注水開發(fā)油田在長期注水之后，不可避免地產(chǎn)生一部分無效注水，本文運(yùn)用理論計算和實際資料相結(jié)合的方法，引入了“有效注采比”的概念，通過對里151區(qū)無效注水比例的測算，確定出在不同壓力保持水平、不同采液速度下的注采比及在合理壓力保持水平、合理采液速度下的合理注采比，為油田進(jìn)行合理的配注提供理論依據(jù)。里151
石油化工應(yīng)用 2016年8期2016-09-14
- 聚合物驅(qū)提高采收率注入?yún)?shù)研究
、注入速率以及注采比進(jìn)行研究。通過改變?nèi)齻€參數(shù)，探究日產(chǎn)油量、日產(chǎn)水率以及原油最終采收率的變化規(guī)律。模擬結(jié)果表明，在合理的成本范圍內(nèi)，注入聚合物的時機(jī)越早越好；提高聚合物注入速率時，原油最終采收率有下降趨勢；注采比為1時，驅(qū)油效果達(dá)到最佳，對實際生產(chǎn)起到積極的指導(dǎo)作用。關(guān)鍵詞：聚合物驅(qū)；采收率；CMG；注入時機(jī)；注入速率；注采比隨著注水開發(fā)技術(shù)的應(yīng)用，油田的整體含水率不斷提高，但原油最終采收率依然較低。為了提升原油最終采收率，各大油田積極研究，并且確定了在
石油化工應(yīng)用 2016年6期2016-07-19
- 肯基亞克鹽上IV區(qū)開發(fā)方式優(yōu)選
反九點井網(wǎng)下的注采比，同時論證了提液可行性，優(yōu)選提液幅度，指導(dǎo)下一步更好開發(fā)。關(guān) 鍵 詞：井網(wǎng)；注采比；提液；優(yōu)化中圖分類號：TE 357 文獻(xiàn)標(biāo)識碼： A 文章編號： 1671-0460（2016）08-1794-04Abstract： Kenkiyak reservoir was put into development in 1966，any supplement measure of the formation energy was not use
當(dāng)代化工 2016年8期2016-07-10
- 薩中油田南一區(qū)水驅(qū)精細(xì)注采比方法研究
南一區(qū)水驅(qū)精細(xì)注采比方法研究肖微（大慶油田有限責(zé)任公司第一采油廠第五油礦工藝隊，黑龍江 大慶 163458）薩中油田南一區(qū)水驅(qū)經(jīng)過50多年開發(fā)侯，受套損影響，近32%的油水井出現(xiàn)井況問題，有采無注井比例達(dá)到了17.8%，如何在套損的影響下探索出高含水期水驅(qū)控制產(chǎn)量遞減和含水上升的有效方法已成為我們開發(fā)管理的主攻課題。為此，2015年應(yīng)用了精細(xì)注采比方法，實施了水驅(qū)精細(xì)挖潛，取得了水驅(qū)超產(chǎn)、“遞減、含水”得到雙控、套損區(qū)保持穩(wěn)定的較好效果，為高含水期水驅(qū)精細(xì)
化工管理 2016年24期2016-03-13
- 胡尖山新46 區(qū)延9 油藏水驅(qū)效果開發(fā)評價
水22 m3，注采比0.78。根據(jù)油藏開發(fā)驅(qū)動能量的不同，可將新46 油藏的開發(fā)歷程劃分為自然能量開采和注水開發(fā)兩個階段。1.1 開發(fā)歷程（1）自然能量開發(fā)階段：底水發(fā)育，產(chǎn)量穩(wěn)定，對新46 區(qū)油藏2010 年12 月前投產(chǎn)的6 口井進(jìn)行統(tǒng)計，初期平均單井日產(chǎn)油2.77 t，半年后單井日產(chǎn)2.53 t，半年遞減8.6 %，從統(tǒng)計情況來看，因底水能量充足，初期產(chǎn)量穩(wěn)定。（2）注水開發(fā)階段：注水初期遞減減小，后期存水率下降，2012 年4 月新45-22 投注
石油化工應(yīng)用 2015年11期2015-12-24
- 淺析分層系提高低滲區(qū)塊注采比的應(yīng)用效果
等原因，各層系注采比相差較大：S331層系注采比1.18，S334層系注采比0.03，S34+5層系注采比0.22，S41層系注采比2.38，S42層系注采比0.5，導(dǎo)致注采比過低的層系日產(chǎn)水平低，供液差，地層壓降大，開發(fā)效果變差。3 分層系提高注采比的實踐應(yīng)用確定各層系合理注采比需求濱660塊2010年層系調(diào)整方案注采比設(shè)計1.56，當(dāng)前區(qū)塊注采比0.97，遠(yuǎn)運(yùn)低于特低滲區(qū)塊實際需求注采比，根據(jù)注采比與當(dāng)前地層壓力研究，結(jié)合低滲透油層在驅(qū)動壓力梯度較低時
化工管理 2015年12期2015-12-21
- 有效累計注采比及其在注水開發(fā)效果評價中的應(yīng)用
——以吉林紅崗油田大45區(qū)塊超低滲透油藏為例
83）有效累計注采比及其在注水開發(fā)效果評價中的應(yīng)用 ——以吉林紅崗油田大45區(qū)塊超低滲透油藏為例張 原 甘俊奇 王俊文 張文旗（中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083）引用格式：張原，甘俊奇，王俊文，等.有效累計注采比及其在注水開發(fā)效果評價中的應(yīng)用——以吉林紅崗油田大45區(qū)塊超低滲透油藏為例［J］.石油鉆采工藝，2015，37（6）：86-89.針對超低滲透砂巖油藏注采比高的問題，基于無效注水原因分析提出了有效累計注采比的概念。以吉林紅崗油田大45區(qū)塊
石油鉆采工藝 2015年6期2015-10-29
- 盤古梁Y油藏注水開發(fā)技術(shù)研究及應(yīng)用效果
適宜采用整體定注采比，應(yīng)采用分區(qū)、分時步變注采比方式進(jìn)行開采。通過在油田開發(fā)中應(yīng)用制定的技術(shù)方案，油田自然遞減由8.11%下降到-0.04%，取得了良好的開發(fā)效果。盤古梁Y油藏；特低滲透；注水開發(fā)技術(shù)方案在特低滲透油藏的注水開發(fā)中，由于非達(dá)西滲流特征影響，油田注水開發(fā)均存在啟動壓力梯度，物性不同，注水開發(fā)技術(shù)不同，而目前國內(nèi)外對于如何制定并合理特低滲油藏開發(fā)技術(shù)方案尚沒有成功的范例可以遵循。本文通過研究盤古梁Y特低滲油藏的儲層和動態(tài)特征，借助多種手段制定合
石油化工應(yīng)用 2015年3期2015-10-24
- 注采比對“二三結(jié)合”開發(fā)模式滲流特征的影響
模式注聚階段中注采比對井間壓力、含水飽和度等變化有重要影響。為了探究注采比對開發(fā)層位的井間壓力及飽和度的影響，利用油藏數(shù)值模擬方法，模擬了相同的開發(fā)模式不同注采比的生產(chǎn)情況，繪制了不同注采比情況下，不同層位的井間壓力及含水飽和度變化情況，為維持地層壓力平衡，保持油田穩(wěn)定生產(chǎn)提供有力的依據(jù)。關(guān) 鍵 詞：二三結(jié)合； 注采比； 滲流特征； 油藏數(shù)值模擬中圖分類號：TQ 346 文獻(xiàn)標(biāo)識碼： A 文章編號： 1671-0460（2015）07-1512-03Eff
當(dāng)代化工 2015年7期2015-10-21
- 水驅(qū)油田合理注采規(guī)模的影響因素
悅摘 要：合理注采比是表征油田注水開發(fā)過程中注采平衡狀況的一項重要指標(biāo)，反映了產(chǎn)液量、注入量與地層壓力之間存在的關(guān)系，為研究合理注采規(guī)模提供重要依據(jù)。在高含水期油藏注水開發(fā)過程中，合理注采規(guī)模研究對提高油田開發(fā)水平和管理水平具有重要意義。在保證產(chǎn)量的前提下，為了地層壓力保持水平、控制含水上升速度，以當(dāng)前產(chǎn)量規(guī)模進(jìn)行預(yù)測，對注采狀況進(jìn)行評價，以定產(chǎn)配注為原則，基于利用物質(zhì)平衡方程確定的合理注采比，對注入量進(jìn)行調(diào)整，從而確定合理的注采規(guī)模。關(guān) 鍵 詞：合理注采
當(dāng)代化工 2015年7期2015-10-21
- 基于不確定性研究的油田開發(fā)后期指標(biāo)預(yù)測方法
方法對H采油廠注采比進(jìn)行預(yù)測，其2013年前6個月注采比的預(yù)測誤差平均為0.53%，而多項式回歸模型及支持向量機(jī)模型的誤差分別為3.33%和1.46%；2013年1月的注采比概率分布范圍為0.77～0.93，最大概率的注采比為0.834 3。不確定性開發(fā)指標(biāo)預(yù)測方法精確度較高，能為開發(fā)決策提供可靠依據(jù)，并大大降低決策風(fēng)險。開發(fā)后期指標(biāo)預(yù)測不確定性研究概率分布開發(fā)決策支持向量機(jī)油田開發(fā)指標(biāo)預(yù)測在油田開發(fā)過程中有著極重要的地位，油田的開發(fā)方案設(shè)計、開發(fā)狀況評價
油氣地質(zhì)與采收率 2015年5期2015-10-15
- 薩爾圖油藏變強(qiáng)度脈沖注水技術(shù)研究與實踐
同時，直接提高注采比來增加地層能量會造成含水大幅度上升，損失儲量，而小幅提高注采比效果較差。受各種條件限制，周期注水技術(shù)在薩爾圖油藏的應(yīng)用具有一定的局限性。因此，在現(xiàn)行的注水政策基礎(chǔ)上，需要探索新的注水調(diào)控技術(shù)，為中高滲油藏有效恢復(fù)地層能量提供一種簡單而有效的手段2 研究內(nèi)容2.1 變強(qiáng)度脈沖注水概念變強(qiáng)度脈沖注水，是常規(guī)注水與周期注水結(jié)合的一種注水方式，即短周期強(qiáng)弱交替注水。如:若某井為提高注采比、恢復(fù)地層壓力需要，需從目前日注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確定中的應(yīng)用
田合理注水量及注采比確定中的應(yīng)用李海龍1,劉振旺2,張蓮忠1,王 濤3(1.長慶油田分公司 采油二廠,甘肅 慶城 745100; 2.中原油田分公司 采油五廠,河南 濮陽 457001;3.中海油田服務(wù)股份有限公司,北京 101149)注水油田在開發(fā)過程中須確定油田合理配注量或注采比,根據(jù)Logistic旋回模型可推導(dǎo)出預(yù)測油田注水量的公式?；诜掖ㄓ吞飳嶋H區(qū)塊資料,對該油田注水量及注采比進(jìn)行了計算和預(yù)測。實例計算結(jié)果表明,該方法具有簡便、精確度高的特點
中國石油大學(xué)勝利學(xué)院學(xué)報 2015年4期2015-07-05
- 滿足水驅(qū)規(guī)律的合理地層壓力保持水平
了能夠描述不同注采比、不同地質(zhì)儲量采出程度條件下的地層壓力保持水平數(shù)學(xué)模型。并以鄂爾多斯盆地某砂巖油藏為實例，對模型進(jìn)行了簡化。分析結(jié)果表明：依據(jù)累積注采比大于1.0或小于1.0且變化趨勢不同時，油藏的合理地層壓力保持水平呈現(xiàn)不同的變化規(guī)律；當(dāng)累積注采比小于1.0且遞增時，地層壓力保持水平有極小值；當(dāng)累積注采比大于1.0且遞減時，地層壓力保持水平有極大值。合理地層壓力保持水平；注采比；物質(zhì)平衡方程；水驅(qū)特征曲線；砂巖油藏地層壓力保持水平是注水砂巖油藏開發(fā)中
西安石油大學(xué)學(xué)報（自然科學(xué)版） 2015年1期2015-04-28
- 甘谷驛長6油藏注水開發(fā)效果評價
.23%，累計注采比1.394。1.3 油藏開發(fā)特征1.3.1 油藏地層能量不足，壓力下降快甘谷驛長6油藏原始地層壓力平均值為3.33MPa，飽和壓力為1.12MPa。隨著長6油藏三個區(qū)塊的開發(fā)，地層壓力也從投產(chǎn)初期3.33MPa降到目前的2.16MPa。在開發(fā)初期，由于注水不足，壓力下降較快；到2009年，通過局部細(xì)分層系、完善注采井網(wǎng)，有效的補(bǔ)充了地層能量，使地層壓力逐步回升。1.3.2 年產(chǎn)液量、產(chǎn)油量呈上升趨勢長6油藏2008年產(chǎn)液量為0.1×10
化工管理 2015年7期2015-01-10
- 特低滲透油田注水開發(fā)技術(shù)研究
田；注水技術(shù)；注采比；分層注水技術(shù)中圖分類號：TE357.6 文獻(xiàn)標(biāo)識碼：A 文章編號：2095-6835（2014）22-0052-021 特低滲透油田油藏儲層的基本特征1.1 巖石學(xué)特征特低滲透油田油藏儲層的巖石學(xué)特征以低石英、高長石為主，擁有種類較多的填隙物，比如綠泥石、濁沸石等。根據(jù)地區(qū)和油藏層段的不同，填隙物的組分含量也有所不同。1.2 粒度分布在特低滲透油田的油藏粒度分布中，細(xì)砂占最大比例，其次是砂和粉砂，這是油藏粒度的最大特征。1.3 吸水強(qiáng)
科技與創(chuàng)新 2014年22期2014-12-15
- 基于流線模擬的井組注采關(guān)系定量研究
得出整個區(qū)塊的注采比,但井組注采狀況不是很清晰,給單井分析、措施調(diào)整造成了一定的難度。為此,利用流線模擬對井組注采關(guān)系進(jìn)行了定量研究,得到了井組中水井的注水分布方向及比例以及采油井的來水方向及比例,可以進(jìn)一步剖析注入水在地層中的方向、比例及產(chǎn)出規(guī)律,優(yōu)選開發(fā)方案,從而為動態(tài)分析提供了有效的技術(shù)手段。流線模擬;注采關(guān)系;水井;采油井合理的井組注采關(guān)系是保持合理地層壓力、使油田具有旺盛的產(chǎn)液產(chǎn)油能力、降低無效能耗并取得較高采收率的重要保證。合理的井組注采關(guān)系是
長江大學(xué)學(xué)報(自科版) 2014年20期2014-06-27
- 新肇油田注采系統(tǒng)井區(qū)注采比調(diào)整研究
04m3，累積注采比1.73，月注采比3.23，綜合含水37.98%。新肇油田古634區(qū)塊自2000年11月投入開發(fā)，受裂縫影響，暴露出注水井排油井見水快，見水后含水上升速度快等問題。雖采用方案調(diào)整、模擬線性注水、堵縫調(diào)剖等措施，但效果均不理想。鑒于新肇油田古634區(qū)塊井排方向與儲層裂縫方向一致，根據(jù)數(shù)值模擬結(jié)果，結(jié)合油田動靜態(tài)情況，總體規(guī)劃了37口轉(zhuǎn)注井，使新肇油田古634區(qū)塊整體上形成行列注采井網(wǎng)［1］。2003年轉(zhuǎn)注8口井，2004年轉(zhuǎn)注6口井，20
長江大學(xué)學(xué)報(自科版) 2014年8期2014-04-23
- 水驅(qū)砂巖油藏高含水期單井動態(tài)分析及提液時機(jī)研究
——以沈84-安12塊為例
井注采關(guān)系確認(rèn)注采比是注入水的地下體積與采出液的地下體積之比。注采比是表征油田注水開發(fā)過程中注采平衡狀況,反映產(chǎn)液量、注水量與地層壓力之間聯(lián)系的綜合指標(biāo)。在注水開發(fā)過程中,油水井要進(jìn)行配產(chǎn)配注。沈84-安12塊進(jìn)入高含水開發(fā)期,合理的注采比可以有效地緩解平面、層間和層內(nèi)矛盾,并使地層保持一定的壓力, 保證油井正常生產(chǎn)。4．1 合理注采比確定當(dāng)油藏產(chǎn)液量基本穩(wěn)定時，確定地層壓降與注采比關(guān)系。沈84-安12塊注采比與壓降曲線見圖4，計算出目前合理注采比應(yīng)為1.
石油地質(zhì)與工程 2014年6期2014-03-25
- 低滲油田井網(wǎng)形式及井網(wǎng)參數(shù)的優(yōu)化
度；采油速度；注采比低滲透油田存在非均質(zhì)性較強(qiáng)，水驅(qū)動用程度不高，采油速度遞減，開發(fā)難度較大等問題；另低滲油田開發(fā)與裂縫密切相關(guān)，合理的井網(wǎng)部署是提高低滲透油田開發(fā)效果的關(guān)鍵。以西部某低滲油田為例，開展井網(wǎng)優(yōu)化研究，確定最佳的井網(wǎng)形式和井網(wǎng)密度。該油田研究區(qū)域累計產(chǎn)油量1.683 6×104m3；累計產(chǎn)水量0.803 2×104m3，累計注水量7.289 4× 104m3，原油采出程度0.150 6%。平均月產(chǎn)油量為58.33 m3/d，月采油速度為0.0
油氣田地面工程 2014年3期2014-03-20
- 齊家北油田古708區(qū)塊合理注水方式研究
注水時機(jī)、初期注采比進(jìn)行優(yōu)選，確定了注采比為1.2的同步注水方案。現(xiàn)場作業(yè)表明，實施上述方案可以取得較好的開發(fā)效果，因而能夠為今后類似油田的開發(fā)提供參考。注水方式；注水時機(jī)；初期注采比1 區(qū)塊概況齊家北油田位于黑龍江省大慶市區(qū)和其所管轄的杜爾伯特蒙古族自治縣境內(nèi)，構(gòu)造上位于松遼盆地北部中央坳陷區(qū)齊家-古龍凹陷北端，是長垣西部第一次較大規(guī)模開發(fā)扶余油層的油田[1-2]。該油田古708區(qū)塊按350m×170m矩形井網(wǎng)布井，2008年度投產(chǎn)油井90口，注水井25
長江大學(xué)學(xué)報(自科版) 2013年2期2013-10-27
- 數(shù)值模擬方法在馬寧油田長212油藏中的應(yīng)用
、注采井網(wǎng)以及注采比方面進(jìn)行優(yōu)化設(shè)計。3.1 井網(wǎng)密度優(yōu)選馬寧長212油藏勘探開發(fā)模式是“滾動勘探開發(fā)”模式，井網(wǎng)形式呈不規(guī)則三角形。根據(jù)北京石油勘探開發(fā)科學(xué)研究院開發(fā)所俞啟太在謝而卡喬夫公式的基礎(chǔ)上引入經(jīng)濟(jì)學(xué)投入產(chǎn)出的因素，對馬寧長212油藏最佳、經(jīng)濟(jì)極限井網(wǎng)密度進(jìn)行模擬計算，方法如下：圖1 馬寧長212油藏地質(zhì)模型式中：α-井網(wǎng)指數(shù)，ha/井；sb-經(jīng)濟(jì)最佳井網(wǎng)密度，ha/井；N-原油地質(zhì)儲量，t；υo-評價期間平均可采儲量采油速度，小數(shù)；T-投資回收
石油化工應(yīng)用 2013年5期2013-09-05
- 油田注水配注合理注采比計算方法研究
出油田注水合理注采比隨含水率的變化預(yù)測模型，與傳統(tǒng)注采比預(yù)測模型相比，該模型直觀地表達(dá)了含水率的變化對注采比大小的影響，為穩(wěn)油控水提供理論指導(dǎo)。而傳統(tǒng)注采比模型［16］不能直觀表達(dá)出含水率對注采比的影響，僅有一種模型在考慮氣體虧空時才有注采比受含水率的影響，但這種模型只適用于油藏出現(xiàn)氣體虧空的情況。本文推導(dǎo)出的注采比計算新模型基于的油藏工程方法不受油藏是否出現(xiàn)氣體虧空的限制，只要油藏出現(xiàn)累積產(chǎn)量隨含水率上升而增加及累積注入量與累積產(chǎn)油量呈現(xiàn)半對數(shù)關(guān)系即可運(yùn)
成都理工大學(xué)學(xué)報（自然科學(xué)版） 2013年1期2013-07-06
- 敖包塔油田減少無效注水的實踐與認(rèn)識
邊井開采初期的注采比較高，大大地影響了油田的開發(fā)效果。為了減少無效注水，使注采比趨近于合理，同時也達(dá)到節(jié)能降耗的目的，敖包塔油田采取了周期注水、單層輪換注水、細(xì)分注水、高含水井間抽等一系列措施。通過對這些措施的機(jī)理及效果進(jìn)行分析、評價、總結(jié)經(jīng)驗，探討減少無效注水方法的可行性。周期注水 單層輪換 細(xì)分注水 高含水間抽1 采用周期注水，減少無效注水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壓力的辦法增加油層系統(tǒng)的彈性能量[1]，在油層內(nèi)產(chǎn)生不穩(wěn)定
石油石化節(jié)能 2012年7期2012-10-13
- 注采比與產(chǎn)水率的關(guān)系研究
300280）注采比與產(chǎn)水率的關(guān)系研究彭得兵1唐 海2朱健輝3呂棟梁2呂漸江2萬永剛4（1.塔里木油田公司，新疆 庫爾勒 841000；2.西南石油大學(xué)，四川 成都 610500；3.遼河油田分公司歡喜嶺工程技術(shù)處，遼寧 盤錦 124114；4.大港油田分公司勘探開發(fā)研究院，天津 300280）為了改進(jìn)鐘德康推導(dǎo)的砂巖油田注采比曲線的通用預(yù)測公式，基于王怒濤關(guān)于甲乙型和丙丁型綜合水驅(qū)特征曲線的研究成果，結(jié)合注水開發(fā)砂巖油田的注采關(guān)系曲線，推導(dǎo)出了預(yù)測注采比
斷塊油氣田 2010年5期2010-09-09