新型产甲烷菌系提高极限含水油藏采收率技术

我国东部老油田已整体进入特高含水开发阶段,呈含水上升快、采油速度低、水驱效益低等开发特征,现有提高采收率技术已无法实现原油的经济采出,亟需建立接替技术。为此,以胜利油田某聚驱后油藏为试验区,开展了油藏菌群结构分析、新型产甲烷菌系的激活产气、油藏适应性及驱油性能研究,探索新型产甲烷菌系在这类油藏的应用潜力。研究结果显示,试验区油藏具有丰富的石油烃降解菌,有利于生物气化技术的实施。模拟试验区油藏条件下,新型产甲烷菌系与油藏内源微生物有较好的相容性,90 d每克原油的产气量达到3.12 mmol,是单独激活油藏微生物产气量的4.5倍,且产生的气体中甲烷气占比达到78%。菌群结构分析显示,新型产甲烷菌系占比达到35.9%,是产气速率大幅提升的关键。适应性研究结果显示,在油藏温度低于65℃、原油黏度小于1 356 mPa·s条件下,新型产甲烷菌系均展示了良好的产气性能。利用实验室设计的物理模型,评价了该菌系产气提高驱油性能,结果显示,注入该菌系后产气作用有效动用了模型顶部的剩余油,极限含水条件下驱油效率提高5.4个百分点;在此基础上提出了生物气化技术提高极限含水油藏采收率的机理。

水驱曲线标定技术可采储量的极限含水率

在动态法标定可采储量中,水驱曲线法是一种重要的方法。该方法是注水油藏不采取重大调整措施、不改变开发方式、水驱状况基本保持稳定时的向前预测,其将极限含水率标准定为0.98,缺乏科学依据。不同油藏的水驱规律存在很大差异,应在4种水驱特征曲线中选择最接近油藏实际的水驱规律,而不是以技术可采储量最低去选择,造成标定的技术可采储量可靠性不强。为此,将4种水驱特征曲线和产量递减法进行反演优选和联合消元,形成新的水(液)油比与递减产量关系式,不仅可以确定极限含水率,也实现了动态法标定技术可采储量结果的唯一性。

油井经济极限含水的确定

胜利油区目前处于高含水和特高含水阶段，从经济效益的角度出发，根据油田的实际生产资料，依据盈亏平衡原理，同时考虑税金、成本上涨率等因素，建立了经济极限含水的定量关系式，并分别对胜利油田老区高渗透和低渗透两大类油藏，从常规成本、最低成本两种条件下对经济极限含水进行了测算验证。对中高渗透油田，如当油价为９００元／ｔ，单井产液量为６０～４２０ｔ／ｄ时，常规成本条件下，经济极限含水从９３．３９％上升到９７．７９％，关井界限（产油量）为３．９７～９．２７ｔ／ｄ；最低成本条件下，经济极限含水从９６ ４１％上升到９８．２３％，关井界限为２．１５～７．４５ｔ／ｄ。对低渗透油田，当油价为９００元／吨，单井产液量为１０～５０ｔ／ｄ时，常规成本条件下，经济极限含水从７５．３９％上升到９１．５８％，关井界限为２．４６～４．２１ｔ／ｄ，最低成本条件下，经济极限含水从 ８８．９５％上升到９４．２９％，关井界限为１．１～ ２．８６ｔ／ｄ。油井经济极限含水的定量计算可为油田开发决策和生产运行提供可靠的科学依据。图２表１（于乐香摘）

用盈亏平衡点法建立单井采油极限含水率模型

经济极限含水率是油气田开发决策的一个重要参考依据。在总结国内外研究成果的基础上 ,根据油田的采油特点和我国的现行财税制度 ,并对照中国石油天然气集团公司的统一经济技术指标 ,用盈亏平衡点法建立单井采油极限含水率模型。根据采油成本中各项费用和产液量之间的关系 ,将采油成本划分为变动成本和固定成本 ,结合克拉玛依油田单井采油的资料 ,证实这套模型对于油田单井采油具有良好的实用性 ,同时 。

用水驱曲线确定经济极限含水率的方法及其应用

在我国,对于注水开发油田,水驱曲线法是预测油田可采储量的重要方法。该方法的有效应用,有赖于直线段选取的可靠性和极限含水率确定的合理性。然而,对于不同流度注水开发油田,由行业标准统一规定,一律选用98%的含水率作为预测可采储量的作法,不但是不恰当的,也是缺乏理论依据的。对于业已进入中高含水期产量递减的油田,基于以往笔者的研究成果,依据不同的技术经济条件,应用确定经济极限产量的概算法,提出了确定经济极限含水率的方法,并用于水驱曲线法,预测油田的经济可采储量。通过实例的应用表明,该方法是实用有效的。

水驱曲线极限含水率选值问题研究

极限含水率是水驱曲线法计算可采储量的重要参数。对于水驱开发油田,进入产量递减阶段以后,水油比与产量具有半对数直线关系,可以由此计算达到废弃产量时对应的极限水油比和极限含水率,根据不同的水驱曲线表达式,预测水驱油田可采储量。与按照统一规定极限含水率取98%计算的可采储量相比,该方法计算结果更接近于油田实际。

特高含水后期经济极限含水率和采收率的确定及应用

油田部分区块已进入特高含水开发后期,大部分油井含水已经超过石油行业中默认的98%的经济极限含水值,含水的增加,水油比上升,开采成本增加,因此,对油田的经济开发进行调查和研究非常必要。本文以孤东七区西6^(?)“三高”开发单元为研究对象,采用盈亏平衡原理预测经济极限含水值,在此务件下,利用童氏图版及水驱特征曲线法预测经济极限采收率,根据计算结果结合动态资料提出经济可行的调整意见。该方法对高含水油田开发整体方案的部署和可持续发展具有重要意义。

极限含水率确定方法

在实际油藏中要确定采液指数,单井生产压差和极限含水率非常繁琐,需要大量的计算参数,给工程技术人员带来众多不便。本文根据相关理论推导出了一种极为简便的计算方法,该方法大大简化了计算所需参数和步骤。本文最后以实际油田为例验证了该方法的正确性与适用性。

油藏经济极限含水研究

针对进入开发中后期的老油田面临油井含水上升、产量递减、成本增加等问题，运用盈亏平衡分析原理，建立油井、油藏的含水经济极限模型，并通过油藏工程方法计算出油藏的经济可采储量。利用该模型对M油田进行分析，确定了其不同成本下各水驱油藏经济可采储量。对于宏观指导该油田开发具有很好的参考价值。

尕斯库勒油田E_3~1油藏经济极限含水研究

文章主要针对尕斯库勒油田E_3~1油藏进入开发中后期面临油井含水上升、产量递减的问题,运用盈亏平衡分析原理,建立油井含水经济极限模型,利用吨液成本分析法,合理界定单井经济极限含水,对油田产液结构合理调整,以便进行分类管理,降低原油单位成本,提高开发效果,达到延长后期开发油田经济寿命和提高经济效益的目的。

强化采液对经济极限含水影响的探讨

强化采液作为高含水开发阶段的重要技术措施,其增加产油量减缓产量大幅递减的作用已广为人知。但结合经济指标深入分析发现,在无需改造生产规模即可满足高液量生产的情况下,强化采液措施能够降低吨液成本,提升设备和资金的利用率,继而影响经济极限含水和提高油藏采收率。

江汉油区不同油藏类型经济极限含水界限分析

本文从分析江汉油区中高渗透整装、中高渗透复杂断块、低渗透三种不同油藏类型的含水上升规律着手,详细分析、总结了不同油藏类型含水上升规律对操作费的影响,在此基础上研究了不同油藏类型的经济极限含水界限。

海上注水开发油田单井经济极限含水率分析

经济极限含水率对注水开发油田具有重要的经济意义,目前行业标准笼统选取98%的含水率作为单井经济极限含水率,没有考虑经济因素,显然有失合理性。为合理确定不同经济条件下的单井经济极限含水率,评估单井生产是否具有经济效益,基于油价、油田实际产出、成本、税金等经济参数,运用投入产出平衡理论,首次推导出海上注水开发油田单井经济极限含水率计算模型。以渤海Q油田为例,计算了不同油价、不同采油速度下单井经济极限含水率,并绘制相应图版,评价了油井生产是否具有经济效益。结果表明:成本一定时,油价和采油速度对经济极限含水率影响较大,经济极限含水率随油价的升高而增大,随采油速度的增大而增大。对具有高采油速度的海上注水开发油田而言,高油价($100/bbl,1 bbl=0.159 m^3)下的经济极限含水率高达99.11%,远高于目前行业标准规定的98%的经济极限含水率数值,延长了油井高含水期效益生产的寿命,大幅度提高了单井经济效益,对海上注水开发油田单井生产策略具有重要的指导意义。

油藏经济极限含水确定方法研究

针对进入开发中后期的老油田面临油井含水上升、产量递减、成本增加的问题,运用盈亏平衡分析原理,建立油井、油藏的含水经济极限模型,并通过油藏工程方法计算出油藏的经济可采储量。实例计算分析表明,该方法可以很快了解油藏不同成本下的经济产量及经济可采储量。

高渗透油藏高含水阶段采收率标定和极限含水取值浅析——以利津油田利7断块为例

滨南采油厂利津油田利7断块目前是一个比较典型的高渗透高含水阶段开发的油藏，其采收率的标定和可采储量计算具有一定代表性。高渗透油藏高含水阶段开发的采收率的标定和可采储量计算主要取决于极限含水的确定，因此，必须对极限含水加以分析和确定，使之符合区块的开发实质，更准确地用水驱特征曲线方法标定高渗透油藏高含水开发阶段的采收率。

采油井不同采油方式经济极限含水研究

本文采用盈亏平衡原理，研究了高渗透和低渗透两类油田的抽油和电泵两种采油方式，在不同油价和液量时，新老油井的经济极限含水的计算方法，供现场及决策工作者参考。

经济极限含水在奥陶系碳酸盐岩稠油油藏开发中的应用探究

本文对经济极限含水在非均质奥陶系碳酸盐岩稠油油藏应用进行探究,以6、7区,10区北,12区为例,详述了区块针对经济极限临界含水油井的治理措施。

油井经济极限产量与含水的一种确定方法

依据盈亏平衡的基本原理 ,考虑年产液量、年产油量、年注水量、吨液费用、吨油费用、吨注水量费用、吨油税金以及与井数有关的费用等因素 ,建立了经济极限产量、含水的关系式 ,为生产井经济极限产量、含水的确定提供了一种方法。经现场实例验证 ,证实了该方法的可行性 ,为已开发油田确定关井界限。

特高含水期油藏经济极限产液量研究

我国大部分老油田已处于特高含水期开发阶段,提高产液量是保持稳产或减缓递减的重要手段。但特高含水期油藏受到地质、油藏、注水、工艺等限制,总体产液量水平偏低。本文综合确定了随油价波动的经济极限末产、经济极限含水、不同含水率下经济极限产液量等指标,为特高含水期油藏参数经济政策界限计算提供借鉴。

分成模式开发油田极限产量和含水率计算方法

现有经济极限产量和极限含水率计算方法对采用产量分成模式开发的油田不适用。针对这一问题,运用盈亏平衡分析原理,结合油藏工程方法,建立了考虑分成比例的单井经济极限产量和极限含水率计算模型。应用新模型分析了分成比例、含水率及油价等因素对经济极限产量的影响。相同含水率条件下,分成比例越高,极限产量越低;分成比例固定条件下,含水率越高,极限产量越高。建立了分成油田极限含水率图版,分成比例越高,油价越高,极限含水率越高。应用A油田技术经济参数,计算了70$/桶油价下,不同情况的极限产量和含水率,并提出了相应的调整措施,指导了低产井的治理工作,降低了运营成本,说明该模型能够用于分成开发油田经济极限产量和极限含水率的确定。