高含水采油期油气水混输水平管路压降试验研究

随着油田开发的不断深入,大庆油田原油综合含水不断提高,许多区块的水的质量分数已达到90%,有的甚至达到或超过了95%。由于缺乏对特高含水采油期油气水混输水平管路压降的研究,制约了高含水采油期不加热集输规模的扩大。针对大庆采油六厂高含水采油期油气水混输管道,设计了一套试验装置,试验研究高含水采油期油气水混输水平管路压降。对试验测试数据进行了回归处理及分析,得出了百米压降及油气水三相压降与油水两相压降的关系。

塔里木盆地北部奥陶系碳酸盐岩缝洞储层无水采油期影响因素探讨

碳酸盐岩储层无水采油期的长短对实现油田高产稳产具有重要的意义。油井一旦见水其含水上升变快,生产能力就会下降,油井无水期的产能将直接影响油井开发效果。从不同角度分析了塔里木盆地北部地区碳酸盐岩缝洞储层油井无水采油期的相关影响因素,对该区多口生产井的实际生产数据研究表明,油水界面距风化壳顶的厚度以及油水界面之上油层厚度等因素与无水采油期的长短相关联,这2个数值越大,无水采油期越长。因此,可以用研究区各井距风化壳顶的深度和油水界面以上油层厚度值做等值线叠合图,确定研究区的有利开发区域。

换层采油工艺在复杂断块油田高含水采油期的应用

介绍换层采油工艺的技术特点，通过胜利油田孤岛采油厂油井实例，分析其现场应用效果，认为该工艺在高含水采油期挖潜中有显著的优势，进一步推广应用该项技术，可以改善油田开发效果，提高采收率。

边底水油藏低含水采油期合理开发技术政策探讨

针对边底水油藏储层非均质性、隔夹层及底水分布的特点,对低含水开发初期的开发技术政策进行研究。通过影响含水率上升指标分析,优化元267区现阶段技术政策:分3种接触类型优化射孔程度,在低含水期选取合理的采液速度及流压。

通过精细管理延长自喷井采油期

本文从精细管理的角度出发,结合石油开采活动中自喷井的运行实际,对通过精细管理实现自喷井采油期延长进行简要分析。

镇北油田某油藏延长低含水采油期技术研究

文章就镇北某油藏侧向井逐渐见效见水,区块开发整体进入中含水采油期后稳产技术政策做一简要分析,认识到镇北某油藏在排状注水井网中含水采油期合理压力保持水平应为95.0%左右,合理注水强度应为1.6 m^(3)/(d·m),合理流压应为6.6 MPa,目前镇北某油藏通过精细注采调整以及侧向井措施引效,开发形势平稳。

常规砂岩油藏无水采油期采出程度计算新方法

基于不稳定渗流理论,建立水驱砂岩油藏渗流数学模型,用有限差分方法对其求解.分析了水油流度比、水相指数、油相指数、束缚水饱和度、残余油饱和度五个因素对无水采油期采出程度的影响,结果表明:无水采油期采出程度与水油流度比呈幂函数关系,与水相指数、油相指数、束缚水饱和度、残余油饱和度均呈线性关系.采用SPSS多元回归方法,得出五因素影响的理论无水采油期采出程度计算公式.公式将理论无水采油期采出程度与水油流度比、油相指数、水相指数、束缚水饱和度、残余油饱和度关联起来,为开发指标预测过程中确定见水节点提供了可靠的依据.

确定底水油藏水平井无水期合理产能的简单方法

塔里木油田底水油藏水平井生产的最大优势在于无水采油期,水平井一旦见水后含水上升快。由于缺乏必要的稳油控水配套技术,因此水平井无水期合理的产能将直接影响水平井开发效果。根据水平井油藏工程理论,推导并建立了综合评价水平井无水期合理产能的2个目标函数,提出了底水油藏水平井无水期合理产能的计算模型,并以塔中4油田水平井为例进行了分析验证,结果表明该方法简单实用。

南海东部E油田钙质夹层特征及影响

钙质夹层研究对储层精细研究具有重要意义。通过动静态资料分析,对南海东部E油田钙质夹层岩性、测井、分布特征及其对油田动态的影响开展了研究。结果表明,E油田分为三类钙质夹层:生物碎屑灰岩、含生屑砂岩、钙质砂岩,夹层厚度在0.2~1.5m之间,小于0.5m厚钙质夹层测井特征不明显;单砂体间钙质夹层平面展布在100m以上,且发育较连续;单砂体内部厚度小于0.5m钙质夹层平面展布范围小于100m;利用垂向0.2m网格建立地质模型,模型更符合动态特征。

马北油田水平井采油工艺与开采现状认识

利用水平井技术开发油藏,是油田提高油气采收率的重要技术手段,特别是在低渗透油藏、裂缝性油藏、薄油层油藏、断块油藏、稠油油藏、气顶底水油藏以及砾岩油藏中,由于水平井有着钻达目的油层井段长,泄油面积大,流体流入井筒阻力小等特点,产油能力远高于直井、定向井,以及水平井较直井、定向井具有其采油指数高,生产压差低,无水采油期长,含水上升慢,受到广泛重视,并在各油田得到广泛应用。

驴驹河储气库:开创复杂地质条件下储气库建设新模式

地下储气库是天然气上、中、下游产业产供储销体系中的关键一环,对保障国家能源安全和国计民生有着至关重要的作用。然而,复杂的地质条件让我国储气库建设面临一系列严峻挑战。作为我国地下储气库研究和建设的先行者、排头兵,中国石油大港油田深刻总结20多年来在相关领域积累的技术和经验,结合驴驹河储气库建设,通过开展库址筛选、指标设计、工程建设、运行优化、注气期协同采油、人力资源管理创新等方面的研究攻关,形成了复杂断块气藏储气库建设特色技术,创建了储气库建设新标准、运行新功能、管理新模式,探索出一条复杂地质条件下新型储气库建设之路,成为中国石油新型储气库建设的成功典范,为国内储气库建设标准、业务发展、人力资源改革等提供了借鉴。

底水油藏水平井变密度射孔设计及应用

利用水平井开发底水油藏过程中,底水快速突破、油井提早见水是影响水平井开发效益的关键因素。针对采用射孔完井的水平井,通过在水平段不同部位采用不同的射孔密度,实现均衡各部位见水时间、延长无水采油期的目标。建立了考虑射孔密度、井眼轨迹、井筒流动压降、渗透率各向异性等影响因素的水平井分段产量和见水时间计算方法,基于此计算方法对东海海域XH井进行了变密度射孔方案设计。实际应用表明,建立的计算方法预测见水时间的准确性较高,变密度射孔能够提升无水采油期产油量,在一定程度上节约完井费用,提升水平井综合开发效益。

浅析火山岩油气藏分布与勘探、开发特征

火山岩油气藏作为一种特殊类型的油气藏 ,已逐渐成为油气储量的增长点 ,成为重要的勘探目标。可是 ,作为一个复杂而特殊的油气藏 ,火山岩油气藏具有不同于沉积岩油气藏的特殊形成环境和不同的勘探开发特征 :火山岩油气藏不受构造控制 ,而主要受岩性控制 ;主要有合成声波阻抗分析、重力、磁法等勘探方法。产能分布复杂 ,单井产量差异很大 ,无水采油期及含水上升率差异很大 ,易发生暴性水淹。火山岩油气藏的研究在国内还是一个新的研究领域 ,因此 ,仍有许多问题需要进行深入研究。

变原油黏度油水两相流驱替特征研究

为了研究水驱油田开发过程中的原油黏度升高对水驱油的驱替特征影响 ,在经典的非活塞式驱替理论的基础上 ,考虑驱替过程中原油黏度的升高 ,进一步完善了非活塞式驱油理论 ,建立了一个一维油水两相渗流模型 ,并采用解析法和有限差分法两种方法对饱和度方程进行了求解 .用数学模拟的结果研究了原油黏度随含水率上升的 5种变化规律对无水采油期、注入孔隙体积与采收率关系等驱替特征的影响 .结合太平油田沾 1 4块太 1 0 - 1 2井原油黏度随含水上升的变化规律 ,对比了考虑原油黏度变化和不考虑原油黏度变化两种情况下采出程度的差异 .研究结果表明 :开发过程中原油黏度的升高明显地缩短无水采油期 ,加剧含水上升速度 ;

塔河油田九区产水主控因素分区特征研究

塔河油田九区进入中、高含水期,底水锥进明显,含水上升快,产量递减严重,油田稳产的难度大,因此准确地把握油藏产水主控因素具有很重要的意义。此次研究是以地质资料为基础,用动态资料研究生产井的产水影响因素,总结出塔河油田九区的产水具有明显的分区特征,即中高构造位置和夹层发育区的油井无水采油期长,含水上升慢,而高渗段和裂缝发育区无水采油期短,含水上升速度快。

长庆特低渗透油藏超前注水开发规律研究

考虑到超前注水压力敏感而导致介质变形引起的孔隙度和渗透率的降低,但仍属于特低渗油藏,存在启动压力梯度[1-3],理论推导超前注水呈双曲递减规律,超前注水和同步注水递减曲线特征基本相同,递减率Di=0.21;超前注水提前提高了原始地层压力保持水平,油井初期产能得到提高,同时,压力保持水平的提高,影响到油藏中后期开发油井含水上升速度加快。同步注水无水采油期(稳产期)特征比较明显,超前注水无水采油期短,水驱特征曲线表明超前注水水驱提前,同样采出程度,含水上升较快,最终采收率同步注水高于超前注水。

塔河油田碳酸盐岩油藏试井曲线分类及其生产特征分析

经对塔河油田碳酸盐岩油藏试井曲线分类 ,可以认识油藏的渗流介质类型 ,认识储集层发育的非均质性 ,同时把试井曲线类型与其生产特征相结合 。

天然水驱油藏油层射开程度研究

天然水驱油藏边部具有较大的水体,而且油层具有较好的连通性及流动性。在油井生产过程中产量的递减主要是由于见水及见水后含水上升,采油指数随油相渗透率的下降而下降造成的,所以延长油井无水采油期对天然水驱油藏提高开发效果很重要。通过对油层射开程度的影响、油田实际生产情况分析和数值模拟研究最终得到在同一构造位置、同一采液强度下油层的合理射开厚度,达到提高油田开发效果的目的。

含水率与采出程度关系理论曲线建立新方法

针对相渗曲线法计算含水率与采出程度关系理论曲线存在的问题,以均质油藏反九点注采井网为基础,利用流管模型分别建立无水采油期采出程度、含水上升期含水上升率的理论变化关系式,建立了一种新的含水率与采出程度关系理论曲线研究方法。实例应用表明,利用新方法建立的含水率与采出程度关系理论曲线,能够评价水驱油藏的开发效果,评价结果客观合理,值得推广应用。

强底水油藏水平井见水时间及水锥动态研究

底水锥进是影响底水油藏水平井开发效果的重要因素,其中水锥形态和水锥突破时间是底水锥进的关键参数。基于底水油藏水平井下部为半圆柱状向心流的假设,推导出水平井见水前在任一时刻的水锥高度隐函数,进一步确定了底水油藏水平井的水锥突破时间和不同时刻水锥形态。结果表明,水锥突破时间主要与避水高度、水平段长度正相关,与水平井初期产量反相关,且随着时间的延长,水锥半径越来越大。将计算结果与渤海油田底水油藏一口水平井生产实例进行比较,两者误差在10%以内。