水驱油田合理注采压力系统

合理注采压力系统优化研究是开发水驱油田关键环节之一。以往采用的算法均存在缺陷:1"吸水、产液指数法"未考虑注采不平衡问题、油水密度差异及体积系数;2"吸水、产液指数及注采比法"未考虑油水密度差异及体积系数;3"吸水、产液指数比及注采压差法"不具有理论和实际意义;4"考虑单井及地层压力变化法"未考虑注水井启动压力、采油井启动压力对油田开发效果的影响。为解决上述问题,基于水驱油田注采压力剖面,提出了优化研究水驱油田注采压力系统的新方法。与以往的算法相比,新方法综合考虑了注采不平衡、油水密度差异、体积系数、注水井启动压力、采油井启动压力梯度等方面的影响因素。结果显示,新方法可适用于水驱油田任何油藏类型、任何油层压力分布状况条件下的合理注采压力系统参数计算。运用新方法对胜坨油田胜一区沙河街组二段1—3砂组油藏进行了合理注采压力系统参数计算,得出了该油藏合理油、水井数比为1.42,合理地层压力保持水平为17.29 MPa,此时合理采液量为14 572.41 m3/d,比调整前增加12 452.41 m3/d,合理注水量为15 906.88 m3/d,比调整前增注13 566.88 m3/d,提液增注效果显著。研究结果表明,新方法具有较强的适用性和应用前景。

低渗透油藏气驱注采压力系统诊断模型

注采压力系统对注气驱油效果影响很大。根据流场速度分布,提出气驱注采压力系统分析应首先关注主流线上的压力分布情况,实现"三维化一维";根据井间压力分布,明确游离态注入气尚未到达的油水两相共渗区为注采压力系统研究目标区,实现"三相化两相"。基于微分方程叠加原理提出并推导"拟单相"渗流压力扩散方程,进而建立气驱注采压力系统诊断数学模型,即"带移动定压外边界拟单相渗流"定解问题。首次区分"注入气-地层原油"体系和"注入气-油墙油"体系最小混相压力差异,即"两级混相"现象。应用新方法研究了井底流压对二氧化碳驱地层压力的影响,论证了增压见效阶段降低采油速度对实现混相驱的必要性,以及油墙集中采出阶段油井井底流压略高于"油墙油"泡点压力有利于维持混相的观点。研究成果对于矿场注气混相驱注采井工作制度的制定有指导作用。

注采压力系统及合理注采比研究的一种方法

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。在目前矿场实践中,有些具有边水能量补充的注水油田还未实现定量计算合理注采比。针对这个问题,应用油藏工程方法,结合具体油田开发数据资料,研究注采压力系统的适应性。进而在给定油藏合理地层压力、流压、产液量的情况下求得该油田的合理注采比,从而为油田开发综合调整提供理论依据。该研究成果对同类油藏的开发具有重要的指导意义。

砾岩油藏合理注采压力系统研究——以七中东区八道湾组油藏为例

注采压力系统指的是从注水泵站到采油井井口的各环节的压力配置 ,在这一压力系统中 ,地层压力和油井流动压力是决定整个压力系统的关健 ,也是油藏工程研究的核心。本文利用油藏工程方法对砾岩油藏高含水期油井和注水井的地层压力、流动压力等注采压力系统进行了研究界定 。

低渗透油田抽油井合理注采压力系统研究——以鄯善油田三间房油藏为例

注采压力系统是油田开发研究的重要组成部分,任何形式的开发调整和技术政策界限的制定必须在合理注采压力系统范围内进行,才能取得预期效果。针对鄯善油田进入中含水期开发后,在低含水期建立的注采压力系统已不能适应油田开发需要的矛盾,重新研究建立了中含水期合理的注采压力系统,并对油田目前的注采压力系统进行了评价。

油井注采压力系统适应性评价

合理的地层压力水平不仅可以使油井取得较高的采收率,而且能够降低注水开发的难度。通过静水柱压力法、低渗透油藏确定法、原油粘度确定法和物质平衡等方法,确定合理地层压力保持程度。注水井合理井底流动压力的确定是合理注水压力系统界限研究的重要内容之一,同时也是油藏注水开发设计的重要依据,在确定合理地层压力保持程度的基础上确定合理流压与合理注水压力。通过目前生产现状对比,评价目前注采压力系统,从而确保较高的采收率,降低注水开发的难度。

鄯善油田中含水期注采压力系统建立与评价

针对鄯善油田进入中含水期开发后，低含水期以自喷井为主建立的注采压力系统已不能适应油田中含水期以抽油井为主的开发需要的矛盾，以油藏工程和采油工程基本原理为基础，从采油和注水系统（从地下到井筒到地面）入手，研究建立了中含水期合理的注采压力系统，对油田目前的注采压力系统进行了评价，结果表明注采井数比保持在1：1～1：1．15内，才能使注采压力系统在中含水开发期内保持动态平衡。研究方法对于同类油田注采压力系统方面的研究和指导油田合理开发调整具有一定的应用价值。

鄯善油田中含水期注采压力系统建立与评价

注采压力系统是油田开发研究的重要组成部分,任何形式的开发调整和技术政策界限的制定必须在合理注采压力系统范围内进行,才能取得预期效果。针对鄯善油田进入中含水期开发后,低含水期以自喷井为主建立的注采压力系统已不能适应油田中含水期以抽油井为主的开发需要的矛盾,以油藏工程和采油工程基本原理为基础,从采油和注水系统(从地下到井筒到地面)入手,研究建立了中含水期合理的注采压力系统,对油田目前的注采压力系统进行了评价,结果表明,注采井数比保持在1:1～1:1.15范围内,才能使注采压力系统在中含水开发期内保持动态平衡。在此阐述的研究方法,对于同类油田注采压力系统方面的研究和指导油田合理开发调整具有普遍推广的应用价值。

油气井注采压力系统分析软件——IPSA

IPSA(Injection and Production System Analysis)是在消化吸收了国际上较先进的SSI产品WPM之后,结合国内的节点分析技术,经过三年的努力,成功地在微机上开发的软件包。该软件不仅可以对不同类型的油藏、气藏进行产能预测分析,还可以对不同类型的井进行工作制度的优化,以及对各种参数进行敏感性分析,是提高油田开发、开采效果的得力工具。

南翼山浅油藏Ⅲ＋Ⅳ油组注采系统合理压力论证

南翼山浅油藏Ⅲ＋Ⅳ油组是典型的低渗透油藏．油井压裂投产之后产能都比较高。但是由于注采井网不完善，注水量小和油气渗流启动压力梯度大导致的注水效率低下等问题使得油井产量下降幅度大．含水率上升快，油田开发效率低。因此，为了确定合理的注采压力，用油藏工程的方法对注采压力系统进行了论证。

南堡油田1号构造南堡1-5区注采压力系统研究

合理的注采压力系统是油田高效开发的关键,南堡油田1号构造南堡1-5区是典型的复杂断块油藏,受储层发育条件及构造影响,进入中高含水阶段后采油速度降低,水驱开发效果不理想,断块间开发水平差异较大。本文利用油藏工程方法及采油工艺基本原理对不同开发阶段合理油井流压、合理地层压力、合理注水井井底流压进行研究并建立评价体系,得出各断块合理的注采压力系统及调整方案,认为合理的注采系统随开发阶段的不同变化,需要根据开发特征与目标动态调整。本次研究对提升区块各开发阶段的开发水平具有一定的指导意义。

特高含水期油田合理注采系统技术政策研究——以胜坨油田坨28断块9-103层系为例

针对胜坨油田坨28断块9-103层系的油藏特点,应用数值模拟技术进行了压力恢复过程中月注采比、采液速度等相关问题的研究,得出了有关的技术政策界限,该研究结果可为油田进行合理的配产配注提供理论依据。

注水开发油田地层压力评价中的问题分析

从矿场实际出发 ,系统地分析了注水开发油田动态监测过程中所取得的压力资料 ,在油田开发应用中存在的主要问题及井数加权法难以正确反映油藏实际压力水平的原因。提出了考虑油水井井数比、流动系数 ,孔隙体积、综合油水井压力资料评价注采系统压力水平的方法。同时指出 ,不同的开发阶段应采用不同的地层压力计算方法和地层压力评价方法 。

一种确定低渗透油气藏有效井网的新方法

低渗透油气藏经过压裂改造后,油气井周围渗流规律表现为非达西的椭圆流,确定这种复杂流动状态下的压力分布特征对于建立有效压力系统和制定科学的井网、井距至关重要。应用压降叠加原理和保角变换方法,建立了人工裂缝周围非达西椭圆流的压力梯度分布数学模型,对椭圆流长轴和短轴进行了求解,分析了低渗透油气藏建立有效井网的主控因素和部署对策。研究结果表明:随着流体流度的降低,椭圆流长短轴呈现指数式衰减,有效井网建立难度迅速增加;扩大压裂规模有助于建立井距方向的压力梯度,对排距方向压力梯度没有影响;对于那些受经济条件限制无法进行井网加密的油气藏,增加生产压差是建成有效注采压力系统的最主要途径。该方法准确、实用,对低渗油气藏有效井网的建立具有指导和实践意义。

韵律层细分描述与挖潜探讨

针对反韵律油藏储层砂体连通性好,非均质性严重,在长期的注水开发过程中,水淹规律复杂,剩余油分布零散,认识难度大,注采调整困难。结合沉积单元厚油层发育的特点,应用两个对比原则,建立了三个对比模式,开展韵律层细分描述和隔夹层精细描述,建立了韵律层地质模型。应用重建的地质模型开展剩余油潜力分析,并制订了韵律层注采井网完善、韵律层射孔方式优化、韵律层不稳定注水、韵律层堵水调剖、低渗韵律段注水等细分挖潜技术。