合理注采井数比与合理压力保持水平的确定

遵循最大产液量目标及注采平衡的原则,在确定合理井网密度的基础上,根据油井产液指数、生产井最小井底流压、水井吸水指数、注水井最大井底流压,建立了同时确定合理注采井数比、合理压力保持水平、合理生产压差、合理注水压差、最大产液量、油井合理产液量和水井合理注水量的数学模型.应用实例表明模型实用、可靠.

确定区块合理注采井数比、合理注采比的数学模型及应用

本文综合考虑注采井数比对区块含水率的影响；注采比对地层压力恢复速度的影响及月注采比对月含水上升速度的影响，提出了一套确定区块合理注采井数比与合理注采比的数学方法。

断块油藏合理产能及注采井数比计算方法和应用

本文综合运用油藏工程数值模拟和数理统计方法，提出了断块油藏油井合理产能和水井合理吸水能力以及最优注采井数比的确定方法及计算公式。最后将研究成果用于指导大港枣园油田Z43断块的开发调整，取得了较好的开发效果。

水驱油田合理井网密度和注采井数比的确定

在油田注水开发方案设计和井网加密调整工作中,选用何种布井方式或井网密度,使油田水驱采收率获得最高、油田开发经济效益达到最优,这一直是油藏工程研究的主要问题之一。依据文献[1]中提出的采收率与井网密度和注采井数比的关系,并结合经济评价和注采平衡分析等方法,提出了一种新的确定水驱油田合理井网密度和合理注采井数比的方法。通过对QL油田进行计算分析,结果表明,在油价上涨的条件下该油田的注采井数比,包括井网密度,还有进一步提高的潜力。

注采井数比对抚顺油页岩注高温氮气原位转化开采的影响

油页岩原位转化技术是油页岩工业的发展趋势,注高温氮气是一种对流加热油页岩地下原位转化开采技术,具有工艺简单、安全环保、加热效率高、经济效益好等优点。文中以抚顺油页岩为研究对象,运用数值模拟方法,研究了油页岩注高温氮气原位转化过程,并分析了常规油气田开采5种布井方式对应的注采井数比对开发效果的影响。结果表明:常规油气田开采中,以注采井数比1∶1为界,增大注采井数比有利于缩短生产时间,减小注采井数比有利于增大能量效率;注采井数比为1∶3或1∶2时,油气产量受到生产井处地层渗透率、孔隙度变化的影响,生产过程出现2个峰值;通过对比不同布井方式,注采井数比为1∶2的反七点井网法单位体积产油量最大,能量效率最大为56%,开采效果最优。该研究成果为油页岩注氮气原位开采的现场应用提供参考。

跃进二号油田目前开发阶段及注采井数比问题

通过对跃进二号油田开发以来的主要开发指标与开发方案的对比，目前油田的开发生产正处于稳产阶段后期，油田含水处于中含水期（含水率20％-60％）末期，其开发效果优于开发调整方案。油田在注水方面存在的关键问题是：目前开发井网的注采井数比，无论是与理论开发井网的注采井数比，还是与其它油田相比都明显偏低。因此，今后工作的重点是通过转注油井和钻注水井的办法，增加注水井的数量，力争实现合理的注采井数比，进一步提高注水的有效性。

孤东油田四区馆上5～6层系合理注采井数比探讨

本文应用了井网密度评价新公式,分析了注采井数比与水驱采收率关系和经济因素下注采井数比的确定,并对孤东油田四区馆上5～6层系合理注采井数比进行研究,同时为四区5-6层系顺利投入注聚开发奠定了良好的井网基础。

乍得油田R4区块井网密度及注采井数比对水驱采收率的影响研究

乍得油田R4区块自2011年4月投产以来,一直采用衰竭开采方式,至2015年底,地层压力已经低于饱和压力4 MPa。由于地层压力大幅下降,造成单井气油比急剧上升,单井产量下降明显。目前油田虽已转为注水开发,但受注水井点少、注水量小、地层亏空量大等因素限制目前注水开发效果,针对乍得R4区块开发问题,在研究前人对水驱采收率影响的基础上,推导出井网密度、注采井数比、井网参数与水驱采收率的关系,建立简便的水驱采收率计算模型,并用修正后的谢尔卡乔夫公式计算经济极限井网密度,最终得出乍得R4区块的三套注水及井网调整开发方案最终水驱采收率。

注采井网对水驱采收率的影响研究

在深入系统地研究前人对水驱采收率影响的基础上,导出了井网密度、注采井数比、井网参数、油层非均质系数与水驱采收率的关系,从而建立了一种考虑因素较多而又便于计算的水驱非均质油藏采收率和波及系数的计算模型。该模型在一定的假设条件下即可转化为谢尔卡乔夫、范江、杨凤波等人分别提出的或推导的水驱采收率模型,因此很具通用性,值得推广和应用。

中轻质油田注聚可行性及注采井网优化研究

目前海上油田注聚主要应用在稠油油藏,在渤海的中长期规划中,计划对中轻质油藏实施注聚,所以为了提高中轻质油藏的采收率,对中轻质油藏的注聚模式进行研究。本文主要应用含水率注采井数比关系曲线,无因次采液指数曲线和油藏数值模拟的方法分析中轻质油藏注聚时机、井网对注聚效果的影响。然后通过实际模型来进一步研究BZ油田注聚后的增油量以及降水效果。结果显示BZ油田注聚时机在含水率为80%以后,且目前井网不能满足直接注聚的条件。通过研究得出,中轻质油藏开发晚期实施注聚效果更好,并且应按照剩余油分布的规律来调整注采井网。

萨中高台子油层注采系统的适应性

针对萨中高台子油层进入高含水后期 ,区块间压力差异较大 ,油水井数比偏高 ,井网密度低 ,计算了合理注采井数比及井网密度 ,评价了目前的注采压力系统 .结果表明 :高台子油层的合理注采井数比为 1∶1.1～ 1∶1.2 ;北一区断西、北一区断东和北一二排西高台子井网密度偏低 ,应进行加密调整 ;北一二排东高台子、东区高台子、北一区断西高台子以及中区东高台子地层压力持续下降 ,其中 3个区块的地层压力均低于饱和压力 9.7MPa ,应进行注采压力系统调整 .

海上半衰竭式水驱开发油藏注采平衡性研究

随着油田开发,渤海SZ油田S区注采系统暴露出来的问题越来越明显,具体表现在:区块地层压力保持程度低、累积注采比低、累积亏空量大、水井吸水能力变差且欠注严重。利用注采平衡交汇图对S区目前注采系统平衡情况进行分析,结果表明区块注采系统不平衡,通过对区块注采井数比和注采比两个指标计算,认为注采比低是造成S区注采不平衡的原因;利用注采平衡交汇图指导S区注采系统调整,并对注采平衡后油田各开发指标进行预测,按调整方案开采系统地层能量可以得到补充并且实现了增油;此外,保证S区注采系统平衡需要油藏研究与加强措施实施相结合。

孤东油田四区馆上段5-6层系注采状况分析

孤东油田四区5-6层序经过近20年的开发,目前已进入特高含水开发阶段,平面储量动用程度高、后期措施效果较差。为提高注采对应率以及水驱动用程度,进一步完善基础井网,提高注采井网储量控制程度,编制井网完善方案,对本单元注采状况进行了分析,找出单元注采系统存在问题,提出合理建议。

双河油田Ⅷ-Ⅸ油组井网适应性研究

井网适应性研究是将由注水井、生产井构成的注采系统以及整个油藏作为一个整体来综合考虑的过程。从确定合理注采井数比、合理的井网密度,采用动态分析与油藏数值模拟相结合分析注采对应关系的角度出发,研究了双河油田Ⅷ-Ⅸ油组井网的适应性,为油田后期开发调整提供依据。

低渗油藏井网适应性研究——以张天渠油田长2油藏为例

文章以张天渠油田长 2油藏为例 ,讨论了低渗油藏井网适应性研究的有关问题。通过公式计算 ,得出了长 2油藏合理的井网密度及其相应井距和最优注采井数比 ;运用油藏数值模拟分析了当前井网方式存在的问题。在此基础上 ,总结了低渗油藏井网适应性研究的一般方法 ,并指出了张天渠油田目前井网的主要不适应性因素。该项研究对其它低渗油田井网适应性研究有一定的借鉴意义。

产量井网模型的建立及应用

水驱体积波及系数和驱油效率是注水油田开展动态分析、评价水驱效果的重要参数,直接影响油田水驱采收率。基于注采井网评价水驱采收率的模型,推导出产量与井网表征量之间的指数关系,进而通过产量和井网资料拟合求出极限可采储量、水驱体积波及系数和驱油效率。同时,结合一定的水驱规律探讨了井网密度与注采井数比的关系。

回字型蒸汽驱井网的提出与思考

回字型井网是针对低压条件蒸汽驱开发，油井供液能力差，通用的反九点井网不能满足排液需求的实际情况，受先导试验启发，设计以注汽井为中心内外两圈油井的全新型注采井网模式。这种井网模式，有效解决了反九点井网采注井数比偏低，提液难的问题，而且对后期调整更加灵活，不仅为先导试验取得重大技术突破奠定基础，而且为后续扩大试验创建了新的井网规划部署模式。

一种水驱砂岩油藏采收率经验公式改进方法

针对海上油田开发井距大、储层砂体形态变化大、横向分布极不稳定的特点,在现有水驱砂岩油藏采收率经验公式使用普适性不足的情况下,综合考虑了水驱控制程度及注采井数比对油田采收率的影响,提出了考虑水驱控制程度及注采井数比的采收率随井网密度变化关系表达式。通过渤海油田开发案例验证表明:新公式能够更加科学合理描述海上油田采收率随井网密度的变化关系,并能够进行采收率预测及钻井工作量规划。研究结果对油田开发方案编制及油田开发效果评价具有指导意义。

水驱低渗油藏井网密度计算的新方法

油藏工程理论及现场实践均表明,注水开发低渗油藏其注水方式和注采井数比对注水波及体积及水驱采收率有较大影响,通过对注水井水驱控制面积、单井控制面积与注采井数比进行了试探性回归分析,再结合谢尔卡乔夫公式,推导出了水驱采收率、驱油效率、井网指数、注采井数比与井网密度的关系式,从而建立了水驱油藏宏观井网密度公式。实例分析表明,该方法简单、实用,具有较高的准确性,不失为一种有效的方法。